Cap1-Intr SEP LLDD y Pytos Electricos def 30-9-2015 - copia - copia.pdf

UNIVERSIDAD DE LA FRONTERA FACULTAD DE INGENIERIA Y CIENCIAS DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELECTRICA TEMUCO – CHILE CHILE

LINEAS DE DISTRIBUCION Y PROYECTO ELECTRICO

Alejandro Solís Noria Ing. Ejec. Eléctrico [email protected]

Unidad 1: “Introducción a una Red Distribución”

1.1 Generalidades 1.2 Generación de Energía Eléctrica 1.3 Subestaciones Transformadoras 1.4 Equipos de una Subestación Transformadora 1.5 Equipos utilizados en redes de distribución: Unidad 2: “Característicos de las cargas”

2.1 Introducción 2.2 Diagrama de cargas 2.3 Parámetros característicos 2.5 Pérdidas en Transformadores 2.6 Compensación del Factor de Potencia Unidad 3: “Líneas de distribución rurales, urbanas aéreas y subterráneas ”

3.1 Generalidades 3.2 Estructuras y Materiales, Postación, Pos tación, Transformadores. Transformadores. 3.3 Elección de Trazados 3.4 Cruces y paralelismos

Unidad 4: “Operación en redes de Media Tensión” 4.1 Circuitos en Paralelo. Mismo Transformador y distintos Transformadores 4.2 Cálculo de Cortocircuitos 4.3 Cálculo de Corrientes de Circulación 4.4 Operación en Subestaciones Subterráneas 4.5 Regulación de Tensión en MT Unidad 5: “Trabajos de Mantenimiento en redes de Distribución” 5.1 Elementos de trabajo 5.2 Redes energizadas 5.3 Redes desenergizadas 5.4 Bloqueo eléctrico de un circuito Unidad 6: “Criterios de diseño para r edes de Baja Tensión” 6.1 Tipos de cargas: Residenciales, comerciales, industriales. 6.2 Elección del transformador 6.3 Cálculo de Cortocircuitos en BT 6.4 Selección de conductores 6.5 Cálculo de Regulación de Baja Tensión Tensión 6.6 Protecciones más usadas en BT 6.7 Cálculo de Regulación de alumbrado público

• BIBLIOGRAFIA • a) Básica -

Distribution System Protection Manual, MC Graw Edison Company, Company, Power

Systems Division.

-

Electrical Transmission Transmission and Distribution Reference Reference Book, Westinghouse Westinghouse Electric Corp., Varios Autores,1950. Autores,1950.

-

Seminario de proyectos de Sistemas de Distribución, Varios Autores-ENDESA, Autores-ENDESA, 1977

-

Compendio de Ley, Ley, Reglamento y Normas Técnicas Chilenas de Electricidad.

-

Tmg: Manual de Estructuras normalizadas de ENDESA, Publicación Interna, Varios autores,

-

Manual de Estructuras y Materiales de CGE, Publicación Interna CGE, 1990

-

Trabajos para el mantenimiento mantenimie nto de circuitos Eléctricos Eléctri cos de AT, AT, ENDESA.

• b) Complementaria -

Cálculo mecánico de conductores para líneas de Distribución, Luis González G; Jaime Rodríguez B,

-

Manual de Instrucciones de Explotación de CGE, Publicación Interna CGE, 1986.

-

Manuales de Fabricante Fabricante y distribuidores de equipos Eléctricos

-

Redes de Energía Eléctrica, Varios autores-ENDESA, autores-ENDESA, 1985, Primera Parte

-

Redes de Energía Eléctrica, Varios autores-ENDESA, autores-ENDESA, 1982, Segunda Parte

ENDESA,1974. ENDESA,1974.

UNIVERSIDAD DE LA FRONTERA FACULTAD DE INGENIERIA Y CIENCIAS DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELECTRICA TEMUCO – CHILE

LINEAS DE DISTRIBUCION Y PROYECTO ELECTRICO Capitulo 1

NETBILLING NETMETERING

DFL 4/2006

PMGD MGD

En REVISION Junio 2015 En REVISION Junio 2015

En REVISION Junio 2015

hoy NCh 4/2003

En REVISION Junio 2015

Nch 4/2003

Nseg 5/71

Persona facultada para proyectar, dirigir y/o ejecutar instalaciones eléctricas Toda instalación de consumo deberá ser proyectada y ejecutada dando estricto cumplimiento a las disposiciones de esta Norma. 5.0.2.- Toda instalación de consumo deberá ejecutarse de acuerdo a un proyecto técnicamente concebido, el cual deberá asegurar que la instalación no presenta riesgos para operadores o usuarios, sea eficiente, proporcione un buen servicio, permita un fácil y adecuado mantenimiento y tenga la flexibilidad necesaria como para permitir modificaciones o ampliaciones con facilidad. 5.0.3.- Toda instalación de consumo debe ser proyectada y ejecutada bajo la supervisión directa de un Instalador Electricista autorizado y de la categoría correspondiente según lo establecido en el D.S. Nº 92, de 1983, del Ministerio de Economía Fomento y Reconstrucción, Reglamento de Instaladores Eléctricos y de Electricistas de Espectáculos Públicos. 5.0.4.- En uso de sus atribuciones, la Superintendencia podrá controlar las instalaciones de consumo en sus etapas de proyecto, ejecución, operación y mantenimiento, según se establece en la Ley Nº 18.410 y sus modificaciones.

De acuerdo con lo establecido en el Decreto Supremo Nº 92 de 1983 y sus modificaciones, la SEC entrega cuatro tipos de licencias (A, B, C y D) para instaladores eléctricos, según el grado de conocimiento necesario para el diseño y mantenimiento de la instalación.

Clase A Para realizar instalaciones de alta y baja tensión, sin límite de potencia instalada. Para esta licencia se requiere título de Ingeniero Civil Electricista, Ingeniero de Ejecución Electricista, o equivalentes.

Clase B Permite ejecutar instalaciones de baja tensión, con 500 kW máximo de potencia instalada. •Para esta licencia se requiere ser titulado de Técnico Electricista, o su equivalente, en algún centro de

estudios superiores aceptado por esta Superintendencia.

Clase C Permite realizar instalaciones en baja tensión. Incluye: Instalaciones de alumbrado en baja tensión con un máximo de 100 kW de potencia instalada total y límites máximos para cada alimentador y subalimentador de 10 kW de potencia por fase. Instalaciones de calefacción y fuerza motriz en baja tensión con un máximo de 50 kW de potencia instalada total y límites máximos para cada alimentador y subalimentador de 10 kW de potencia por fase. Instalaciones de alumbrado en baja tensión con un máximo de 10 kW de potencia total instalada, sin alimentadores. Instalaciones de calefacción y fuerza motriz en baja tensión, con un máximo de 5 kW de potencia total instalada, sin alimentadores. Para esta licencia se requiere ser titulado de Técnico Electricista, o su equivalente, en algún centro de estudios superiores.

Clase D Permite realizar instalaciones de alumbrado en baja tensión con un máximo de 10 kW de potencia total instalada, sin alimentadores; e instalaciones de calefacción y fuerza motriz en baja tensión, con un máximo de 5 kW de potencia total instalada, sin alimentadores. Para esta licencia se necesita un título en la especialidad de electricidad en algún centro de estudios superiores.

Obras de Ingeniería, maquinarias, aparatajes, líneas, accesorios, y faenas complementarias destinadas a la producción, transporte, conversión, distribución y utilización de energía eléctrica

Instalación eléctrica construida en una propiedad particular, para uso exclusivo de sus ocupantes, ubicada tanto en el interior de edificios como a la intemperie

4.1.24.- LOCAL DE REUNIÓN DE PERSONAS: Se considerará como tal a todo sitio cerrado en que esté presente un número superior a veinticinco personas por lapsos de tiempo superiores a quince minutos. Estarán comprendidos en esta definición, sin que esta enumeración sea determinante ni excluyente, los siguientes: • Locales asistenciales: hospitales, clínicas, policlínicos, consultorios, etc. • Locales educacionales: educación prebásica hasta educación técnico profesional y superior. • Locales destinados al culto: iglesias, templos, salones, mezquitas, sinagogas, etc. • Locales de entretenimiento, ferias, juegos, billares, etc. • Locales deportivos, de prácticas y de espectáculos: estadios, gimnasios. • Locales de espectáculos en vivo: permanentes o esporádicos. • Cines, teatros. • Locales destinados a fines sociales: Salas de reuniones de Sindicatos , Organizaciones

Conjunto de planos y memoria explicativa, ejecutados con el fin de indicar la forma de la instalación eléctrica y la cantidad de materiales que la componen

Planificación de Sistemas de Distribución de Energía Eléctrica

En la cadena de suministro de energía eléctrica es posible distinguir tres grandes segmentos encargados cada uno de ellos de una labor clara y definida para entregarla al Usuario Final Segmento Generación Segmento Transmisión Segmento Distribución ****Usuario o Cliente Final****

El Sector Electricidad está constituido por el segmento de generación que tiene características de libre competencia, los segmentos de transmisión y de distribución de electricidad tienen un sistema de tarifas reguladas, que asegura un libre acceso a las empresas de generación y el pago por el uso de las instalaciones de transmisión. El marco legal que rige el negocio de la transmisión eléctrica en Chile define los sistemas de transmisión clasificado como, Sistemas de Transmisión Troncal, Sistemas de Subtransmisión y Sistemas Adicionales, y establece un esquema de acceso abierto para los dos primeros sistemas y la utilización de las instalaciones por terceros bajo el concepto de condiciones técnicas y económicas no discriminatorias. Además, fija los criterios y procedimientos mediante los cuales se determina la retribución que el propietario de las instalaciones de transmisión tiene derecho a percibir.

SEGMENTO GENERACIÓN

El segmento de la generación es el responsable de transformar la

energía proveniente de diversas fuentes, tales como combustibles, viento, biomasa, agua, fusión nuclear, en energía eléctrica.

Fuentes de energía aprovechable Fuentes de energía no renovables Combustibles fósiles (petróleo, carbón y gas natural) Energía nuclear

Fuentes de energía renovables Energía geotérmica Energía hidráulica Energía solar Energía eólica Energía maremotriz Energía de la biomasa

CO2 Contaminación atmosférica

Central térmica

Generador Vapor

Caldera

Agua líquida Combustible

Combustión

Turbina

Oxígeno

Energía por combustibles fósiles

Central hidroeléctrica

Presa Generador

Embalse o pantano: el agua acumulada a cierta altura tiene Energía Potencial

Turbina Entrada del agua Salida

Energía hidráulica

Marea alta

Central maremotriz Generador

Marea baja

Energía maremotriz

Turbina

Aerogenerador

Aspa

Las Energías Renovables A diferencia de las energías fósiles, las energías renovables se caracterizan porque en sus procesos de transformación y aprovechamiento en energía útil no se consumen ni se agotan en una escala humana. Entre estas fuentes de energías están: la hidráulica, la solar, la eólica y la de los océanos. Además, dependiendo de su forma de explotación, también pueden ser catalogadas como renovables la energía proveniente de la biomasa y la energía geotérmica. Las energías renovables suelen clasificarse en convencionales y no convencionales, según sea el grado de desarrollo de las tecnologías para su aprovechamiento y la penetración en los mercados energéticos que presenten. Dentro de las convencionales, la más importante es la hidráulica a gran escala. En Chile se define como fuentes de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) a la eólica, la pequeña hidroeléctrica (centrales hasta 20 MW), la biomasa y el biogás, la geotermia, la solar y la mareomotriz…. SE ESTUDIA INCLUIR LA COGENERACION .. …

Capacidad Instalada Al 31 de diciembre de 2014, el Sistema Interconectado Central (SIC) posee una potencia instalada de generación de 15.180 MW, de los cuales un 52,5% corresponde a centrales termoeléctricas, un 41,9% a centrales hidroeléctricas, un 4,3% a centrales eólicas y un 1,3% a c entrales solares. Por otro lado, y a la misma fecha, el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) posee una potencia instalada de generación de 4.785 MW, de los cuales un 95,6% corresponde a centrales termoeléctricas, un 0,2% a centrales hidroeléctricas, un 1,9% a centrales eólicas, y un 1,9% a centrales solares. En conjunto ambos sistemas eléctricos poseen una capacidad total de generación de 19.966 MW, lo que corresponde a más del 99% de la capacidad instalada en todo el país (sistemas medianos como Aysén y Magallanes, y otros sistemas aislados, representan menos del 1% de la capacidad de generación total instalada del país).

CENTRAL CIPRESES

Unidades Generadoras SING-2014 TIPO DE CENTRAL

POTENCIA NETA TOTAL [MW]

POTENCIA NETA TOTAL [%]

NÚMERO CENTRALES

1.932,6 1.821,2 354,9 17,5 14,9 110,1 88,9 0,0

44,5% 42,0% 8,2% 0,4% 0,3% 2,5% 2,0% 0,0%

13 5 24 1 4 7 1 0

Potencia Total Instalada

4.340,11

100,0%

55,00

PROPIETARIO



E-CL GASATACAMA ANGAMOS NORGENER CELTA HORNITOS ANDINA MINERA MANTOS BLANCOS AES GENER NORACID OTROS

1692,1 767,8 488,3 259,3 172,2 153,9 152,6 27,9 380,0 17,5 228,5

39,0% 17,7% 11,3% 6,0% 4,0% 3,5% 3,5% 0,6% 8,8% 0,4% 5,3%


4340,11

100,0%

Carbón Gas Natural Petróleo Diesel Otro Hidráulica Pasada Solar Eólica Termosolar

Unidades Generadoras SIC-2014 TIPO DE CENTRAL



NÚMERO CENTRALES

3.714,4 2.560,7 2.326,5 370,2 2.392,9 2.170,6 740,3 419,5 63,0 41,2 285,9 0,0 0,0

24,6% 17,0% 15,4% 2,5% 15,9% 14,4% 4,9% 2,8% 0,4% 0,3% 1,9% 0,0% 0,0%

10 14 29 64 77 8 15 20 1 8 14 0 0


15.085,07

100,0%

260

PROPIETARIO



4.538,8 3.028,2 961,7 700,0 561,9 461,9 274,9 249,0 249,0 338,7 192,3 162,8 154,6 152,3

30,09% 20,07% 6,38% 4,64% 3,73% 3,06% 1,82% 1,65% 1,65% 2,25% 1,27% 1,08% 1,02% 1,01%

Hidráulica Embalse Gas Natural Hidráulica Pasada Mini Hidráulica Pasada Petróleo Diesel Carbón Eólica Biomasa Petcoke Biogás Solar Termosolar Otros

ENDESA COLBUN AES GENER PEHUENCHE GUACOLDA SOCIEDAD ELECTRICA DE SANTIAGO ENLASA CAMPICHE ELECTRICA VENTANAS DUKE ENERGY ARAUCO BIOENERGIA LA CONFLUENCIA LA HIGUERA IC POWER

UNIDADES GENERADORAS MAGALLANES PROPIETARIO EDELMAG S.A.



99,5

100,0%


99,5

100,0%

TIPO DE CENTRAL



NÚMERO CENTRALES

99,5

100,0%

39


99,5

100,0%

39

TIPO DE TECNOLOGÍA



84,4 15,1

84,9% 15,1%


99,5

100,0%

FUENTE DE ENERGÍA



99,5 00

100,0% 0 0%

Termoeléctrica

Gas Natural Petróleo Diesel

Convencional ERNC

UNIDADES GENERADORAS AYSÉN PROPIETARIO EDELAYSEN



50,2

100,0%


50,20

100,0%

TIPO DE CENTRAL



NÚMERO CENTRALES

Térmica Convencional

25,6

51,0%

29,0

Hidráulica Pasada Eólica

22,6 2,0

45,1% 3,9%

12,0 3,0


50,20

100,0%

44

TIPO DE TECNOLOGÍA



22,6 25,6 2,0

45,1% 51,0% 3,9%


50,20

100,0%

FUENTE DE ENERGÍA



25,6 24 6

51,0% 49 0%

Hidráulica Pasada Petróleo Diesel Eólica

Convencional ERNC

UNIDADES GENERADORAS SISTEMA ELÉCTRICO DE ISLA DE PASCUA Diciembre de 2014

SISTEMA

PROPIETARIO

NOMBRE

SASIPA

Mataveri I

UNIDAD

CENTRAL Isla de Pascua

4

UNIDADES GENERADORAS ISLA DE PASCUA PROPIETARIO

POTENCIA NETA TOTAL [MW] 3,1

100,0%

1


3,09

100,0%

1

TIPO DE CENTRAL

POTENCIA BRUTA TOTAL [MW]

POTENCIA BRUTA TOTAL [%]

3,1 0,0

100,0% 0,0%


3,09

100,0%

TIPO DE TECNOLOGÍA



SASIPA

Termoeléctrica Hidroeléctrica

Hidráulica Pasada Petróleo Diesel


0,0 3,1

0,0% 100,0%


3,09

100,0%

FUENTE DE ENERGÍA



31

100 0%

Convencional

NÚMERO CENTRALES

AÑO PUESTA

TIPO DE

POTENCIA BRUTA

EN SERVICIO

COMBUSTIBLE

TOTAL MW

1968

Petróleo Diesel

3,09

FUENTE DE ENERGÍA Convencional

UNIDADES GENERADORAS LOS LAGOS Hornopiren y Cochamó

PROPIETARIO



SAGESA EMPRESA ELÉCTRICA CUCHILDEO

5,4 0,8

87,6% 12,4%


6,17

100,0%

TIPO DE CENTRAL



NÚMERO CENTRALES

Térmica Convencional Hidráulica Pasada

5,4 0,8

87,6% 12,4%

7,0 1,0


6,17

100,0%

8,00

TIPO DE TECNOLOGÍA



0,8 5,4

12,4% 87,6%


6,17

100,0%

FUENTE DE ENERGÍA



5,4 0,8

87,6% 12,4%

6,17

100,0%

Hidráulica Pasada Petróleo Diesel

Convencional ERNC


SIC 2014

TIPO DE CENTRAL Hidráulica Embalse Gas Natural Hidráulica Pasada Mini Hidráulica Pasada Petróleo Diesel Carbón Eólica Biomasa Petcoke Biogás Solar Termosolar Otros


SING 2014


POTENCIA NETA

NÚMERO

TIPO DE

TOTAL [%]

CENTRALES

CENTRAL

3.714,4 2.560,7 2.326,5 370,2 2.392,9 2.170,6 740,3 419,5 63,0 41,2 285,9 0,0 0,0

24,6% 17,0% 15,4% 2,5% 15,9% 14,4% 4,9% 2,8% 0,4% 0,3% 1,9% 0,0% 0,0%

10 14 29 64 77 8 15 20 1 8 14 0 0

15.085,07

100,0%

260

POTENCIA NETA

NÚMERO

TOTAL [%]

CENTRALES

Gas Natural Hidráulica Pasada Petróleo Diesel

Carbón

Eólica

Solar Termosolar Otro


SIC+ SING 2014

TIPO DE CENTRAL Hidráulica Embalse Gas Natural Hidráulica Pasada Mini Hidráulica Pasada Petróleo Diesel Carbón Eólica Biomasa Petcoke Biogás Solar

POTENCIA NETA TOTAL [MW] 3.714,4 4.381,9 2.341,4 370,2 2.747,7 4.103,1

19% 23% 12% 2% 14% 21%

10 19 33 64 101 21

829,2

4%

16

419,5 63,0 41,2 396,0

2% 0% 0% 2%

20 1 8 21


POTENCIA NETA

1.821,2 14,9

42,0% 0,3%

5 4

354,9 1.932,6 88,9

8,2% 44,5% 2,0%

24 13 1

110,1 0,0 17,5

2,5% 0,0% 0,4%

7 0 1

4.340,11

NÚMERO

TOTAL [%] CENTRALES

100,0%

55,00

Agrupación Generación SIC+ SING 2014 TIPO DE CENTRAL

POTENCIA POTENCIA NETA NETA TOTAL TOTAL [%] [MW]

Hidráulicas

6.426,0

33%

Gas Natural

4.381,9

23%

Petroleo

2.747,7

14%

Carbon

4.103,1

21%

ERNC

1.644,7

8%

121,7

1%

19.425,2

100%

Otros


SEGMENTO TRANSMISION

NIVELES DE TENSIÓN De acuerdo a lo establecido en la Norma SEG 8.En.75 :

Clasificación de Niveles de Tensión Baja Tensión:

hasta 1 kV

Media Tensión:

entre 1 kV hasta 60 kV

Alta Tensión:

entre 60 kV hasta 220 kV

Extra Alta Tensión:

desde 220 kV

El segmento de la transmisión es el encargado de transportar grandes bloques de

energía desde los centros de generación hacia los centros de consumo.

CLASIFICACION DE REDES DE TRANSMISION (Según el DFL 4/2006 (Feb 2007) , REFUNDIDO DEL DFL1/82), TITULO III De los Sistemas de Transporte de Energía Eléctrica

Artículo 79º.- Los propietarios de los medios de generación conectados al sistema eléctrico respectivo cuya fuente sea no convencional, tales como geotérmica, eólica, solar, biomasa, mareomotriz, pequeñas centrales hidroeléctricas, cogeneración y otras similares determinadas fundadamente por la Comisión, cuyos excedentes de potencia suministrada al sistema sea inferior a 20.000 kilowatts, estarán exceptuados del pago total o de una porción de los peajes por el uso que las inyecciones de esos medios de generación hacen de los sistemas de transmisión troncal, conforme a los criterios establecidos en los incisos siguientes. Los peajes a pagar serán determinados ponderando los peajes que correspondería pagar conforme a las normas generales de peajes por un factor proporcional igual al exceso por sobre 9.000 kilowatts de los excedentes de potencia suministrada al sistema dividido por 11.000 kilowatts. En caso que dichos excedentes de potencia sean inferiores a 9.000 kilowatts, el factor será nulo.

8-8-2015

TRANSMISIÓN Es el conjunto de líneas (LL/TT) y subestaciones (SS/EE) que transportan energía eléctrica desde las centrales generadoras hacia las zonas de consumos. Sus etapas son: S/E Elevadora Red de Transmisión S/E Reductora S/E Elevadora Aumenta la tensión desde nivel de generación hasta el valor de transporte. Normalmente se encuentran emplazadas en la misma central o muy cercana a ella. En Chile tenemos tensión de elevación a : 23, 33, 44, 66, 110, 154, 220, 345 y 500 kV; y potencias de transformación hasta 250 MW por unidad.

Red de Transmisión Son las LL/TT propiamente tales, uniendo las centrales con los puntos de interconexión, y éstos con los centros de consumo. En Chile tenemos tensiones de transmisión en : 33, 44, 66, 110, 154, 220, 345, y 500 kV; y potencias transmitidas hasta 950 MW.

S/E Reductora Reduce la tensión desde el nivel de transporte e interconexión a nivel de reparto. Se encuentran emplazadas en los grandes centros de c onsumo. Tenemos reducciones a: 66, 110, 154 y 220 kV;

y potencias de transformación hasta 750 MW por unidad.

Según NTSyCS : Sistema de Transmisión: Conjunto de líneas y subestaciones eléctricas que forman parte de un sistema eléctrico, en un nivel de tensión nominal superior a 23 [kV], entendiendo como tensión nominal de la subestación, la tensión de transporte. En cada Sistema de Transmisión se distinguen instalaciones del Sistema de Transmisión Troncal, del Sistema de Subtransmisión y del Sistema de Transmisión Adicional.

Sistema de Transmisión Adicional: Sistema constituido por las instalaciones de transmisión que, encontrándose interconectadas al sistema eléctrico respectivo, están destinadas esencial y principalmente al suministro de energía eléctrica a usuarios no sometidos a regulación de precios, y por aquéllas cuyo objeto principal es permitir a los generadores inyectar su producción al sistema eléctrico, sin que formen parte del sistema de transmisión troncal ni de los sistemas de subtransmisión.

CLASIFICACION DE REDES DE TRANSMISION (Según el DFL 4/2006 (Feb 2007) , REFUNDIDO DEL DFL1/82), Define lo siguiente: TITULO III De los Sistemas de Transporte de Energía Eléctrica

Artículo 73º.- El “sistema de transmisión o de transporte de electricidad” es el conjunto de líneas y subestaciones eléctricas que forman parte de un sistema eléctrico, en un nivel de tensión nominal superior al que se disponga en la respectiva norma técnica que proponga la Comisión, y cuya operación deberá coordinarse según lo dispone el artículo 137º de esta ley. En cada sistema de transmisión se distinguen instalaciones del “sistema de transmisión troncal”, del “sistema de subtransmisión” y del “sistema de transmisión adicional”.

Sistema de Transmisión Troncal: Sistema constituido por las líneas y subestaciones eléctricas que sean económicamente eficientes y necesarias para posibilitar el abastecimiento de la totalidad de la demanda del sistema eléctrico respectivo, bajo los diferentes escenarios de disponibilidad de las instalaciones de generación, incluyendo situaciones de contingencia y falla, considerando las exigencias de calidad y seguridad de servicio establecidas en la Ley General de Servicios Eléctricos, los reglamentos y las normas técnicas.

Estas tres definiciones en su conjunto determinan claramente las distintas partes de un sistema de transmisión. Adicionalmente agregamos una cuarta definición que consideramos relevante y que aclara conceptos referentes a protecciones eléctricas.

Recursos Generales de Control de Contingencias: Corresponden a la inercia propia de las máquinas, el control primario y secundario de frecuencia, la reserva de potencia reactiva y el control de tensión, los estabilizadores de sistemas de potencia, el EDAC, el EDAG, el ERAG y en general los sistemas que en función de la evolución de variables de control del sistema actúan sobre la generación o la carga.

El D.S. N°327 establece claramente que el sistema eléctrico chileno debe estar protegido ante contingencias simples mediante básicamente dos medidas: Primero, contar con instalaciones suficientes para que en el caso de que una de estas instalaciones falle, tenga otra de las mismas características para poder suplir esta falla en forma inmediata. Así, por ejemplo, en un circuito de transmisión deben existir al menos dos líneas en paralelo de las mismas características y en funcionamiento para que dicha transmisión no sufra cambios en el caso de falla de alguna de las dos y se pueda transmitir toda la potencia por la línea sana. La segunda medida consiste en que dada una contingencia, las instalaciones deben estar diseñadas de forma que esta falla no se propague por el resto del sistema y cause una salida incontrolada del resto de las instalaciones, produciendo así solo una falla local sin ver afectado al resto del s istema. Así mismo, en la NT SyCS, en su artículo 5-6 se declara: “Cuando la evaluación técnica y económica de la aplicación del Criterio N-1 o superior que realice la Dirección de Operación del CDEC (DO) determine que se requiere la operación de los Esquema de Desconexión Automática de Carga (EDAC) y/o el Esquema de Desconexión Automática de Generación (EDAG), ésta deberá verificar que la Contingencia Simple produzca la activación de los EDAC y/o EDAG, tal que se asegure que dicha activación sea óptima para el Sistema Interconectado (SI) en su conjunto.

CRITERIO DE SEGURIDA D DE SIMPL E CONTINGENCIA

Definición del concepto n-1 en Sistemas Eléctricos Según el Decreto Supremo N°327, en su artículo 237 parte a. Se declara: “…Se entiende por s imple con tingencia, o “n-1 ”, que ante la falla de un elemento d el sistema de transm isión no se exceda las capacidades m áxim as de las in stalaciones y que los voltajes permanezcan dentro de los rango s p ermitidos, bajo la hipótesis de que el resto de l sistema no presenta fallas intempestiv as, salvo aqu ellas que sean cons ecuencia directa de la falla del t r am o m e n c i o n a d o .

Para estos efectos, la condición normal de operación del resto del sistema debe considerar que partes de él puedan estar en mantenimiento conforme a los programas correspondientes. Para los efectos de este artículo, una norma técnica dictada por el Ministerio a proposición de la Comisión, determinará qué se entenderá por afectar significativamente la operación global y por condición normal de operación.”

Lineas de transmisión al 2011 Nivel de Tensión [kV] Longitud por circuito [km]

66

110

154

220

348

500

3008.06

1237.15

1233

4650.86

408

1010

26%

11%

11%

40%

4%

9%

11547.07

Componentes de una SSEE PRIMARIA •Encontramos conductores tensados entre aisladores, o sostenidos por ellos, debajo los equipos cuya cabeza

se encuentra en tensión y están sostenidos por aisladores y soportes estructurales.

•Los conductores se deben unir entre sí y a los equipos, mediante ferretería o morseteria adecuada.

•En el suelo de la estación observamos canales de cables, por los que corren los cables de comando,

medición, protección que están sumergidos en un ambiente de elevada interferencia electromagnética (corrientes y tensiones elevadas son causa de los intensos campos magnéticos y eléctricos que inducen en los cables sus efectos).

•En el subsuelo se encuentra tendida una red de tierra que tiende a mantener el suelo de la estación con

características equipotenciales, para evitar peligros a las personas y controlar interferencias electromagnéticas.

Además se tienen obras civiles, fundaciones, drenajes, caminos. En la estación se encuentran además edificios de comando donde se concentra esa función, medición, protección, telecomando etc

COMPONENTES DE LA ESTACIÓN ELÉCTRICA En la Estación Eléctrica encontramos distintas construcciones, instalaciones y equipos con funciones particulares y características definidas. Ya hemos citado los distintos equipos de la estación, pero conviene tratar de hacer alguna clasificación, en principio por función: •Equipos de potencia o principales: interruptor, seccionadores, transformadores de medición,

descargadores, trampa de onda, transformadores de potencia.

•Equipos de control y auxiliares: comando, señalización, protecciones, servicios auxiliares,

servicios esenciales.

Esquema tipico de una SSEE

Interruptores

MARCA: AÑO: TIPO: TENSION: CORRIENTE: TENSION MAXIMA: PODER DE INTERRUPCION: PODER DE CIERRE:

EMA 1974 TR-170-12 132 1250 145 21,9 56

kV A kV kA kA

CASETA DE CONTROL

Las características eléctricas principales de la estación y de sus equipos están relacionadas con los niveles de tensión y cortocircuito. Los equipos de potencia, son adquiridos y se instalan en la estación, pero no son en general construidos especialmente para la estación en cuestión, se construyen bajo normas que imponen las características de interés y fijan los ensayos que las comprueban.

Interruptor Este es el aparato que ha sufrido mayores evoluciones y cambios en sus principios de funcionamiento, casi podríamos decir que es como si hubiese habido modas (aunque la realidad fuera consecuencia frecuentemente de dificultad tecnológica) citemos solo los medios de interrupción aire (comprimido), aceite, gas SF6, vacío. La forma de estos aparatos es de lo mas variada, se los puede clasificar en aparatos con tanque a tierra, o con tanque en tensión (muerto o vivo), entendiendo por tanque el contenedor (metálico o de material aislante) de los contactos.

SECCIONADOR El seccionador es un aparato mecánico de conexión que asegura, en posición abierta, una distancia de seccionamiento que satisface condiciones especificadas. Un seccionador es capaz de abrir y de cerrar un circuito cuando se establece o interrumpe una corriente de valor despreciable, o bien no se produce ningún cambio importante de la tensión entre los bornes de cada uno de los polos del seccionador. Es también capaz de conducir corrientes en las condiciones normales del circuito, y de soportar corrientes por un tiempo especificado en condiciones anormales como las de cortocircuito.

Se los clasifica por el plano en que se mueven las cuchillas, vertical, horizontal, por la distancia de seccionamiento, también vertical u horizontal, por el número de columnas de aisladores que tienen por polo, dos o tres columnas, por la posición relativa de los polos, diagonal, paralelos, en fila india.

SECCIONADOR DE PUESTA A TIERRA El seccionador de puesta a tierra, tiene la función de conectar a tierra parte de un circuito. El seccionador de tierra generalmente está asociado a un seccionador principal. La aislación entre contactos del seccionador de tierra puede ser menor que la aislación entre contactos del seccionador principal asociado. Normalmente este seccionador cortocircuita un aislador de soporte del seccionador principal al que se encuentra asociado.

TRANSFORMADORES DE MEDICIÓN Los transformadores de medición están destinados a alimentar instrumentos de medida, indicadores, registradores, integradores, relés de protección, o aparatos análogos. Según la magnitud en juego se clasifican en Transformadores de Tensión y de Corriente.

TRANSFORMADOR DE TENSIÓN Es un transformador en cuyo secundario, en condiciones normales de uso se tiene una tensión cuyo módulo es prácticamente proporcional a la tensión primaria, y que difiere en fase en un ángulo próximo a cero, para una adecuada conexión. En alta tensión se encuentra conectado entre fase y tierra, solo hasta 72.5 kV se encuentran construcciones para conexión entre fases (con dos aisladores).

TRANSFORMADOR DE CORRIENTE Los transformadores de corriente presentan una corriente secundaria cuyo módulo es prácticamente proporcional a la corriente primaria y que difiere en fase en un ángulo próximo a cero. Los hay de distintas formas constructivas, con núcleo en la cabeza o con núcleo en la parte inferior.

DESCARGADORES El descargador es un aparato destinado a proteger el material eléctrico contra sobretensiones transitorias elevadas y a limitar la duración y frecuentemente la amplitud de la corriente subsiguiente. Se considera que forma parte del descargador todo espinterómetro en serie, necesario para el correcto funcionamiento del aparato en condiciones de servicio. Modernamente se han impuesto los descargadores de óxido de zinc que no tienen espinterómetro en serie (aunque los hubo con).

CAPACITOR CAPACITOR DE ACOPLAMIENTO Tiene la función de acoplar los sistemas de telecomunicaciones en alta frecuencia a las líneas aéreas de alta tensión.

Los transformadores de tensión capacitivos pueden cumplir las funciones de transformador de tensión y de capacitor de acoplamiento

BOBINA DE BLOQUEO La bobina de bloqueo, también llamada Trampa de Onda, es un dispositivo destinado a ser instalado en serie en una línea de alta tensión. Su impedancia debe ser despreciable a la frecuencia de la red, de manera de no perturbar la transmisión de Energía, pero debe ser selectivamente elevada en cualquier banda de frecuencia utilizable para la transmisión por onda portadora. El equipo consiste en un inductor principal, un dispositivo de protección, descargador, y un dispositivo de sintonización.

AISLADORES Los aisladores son dispositivos que sirven para mantener un conductor fijo, separado y aislado de partes que en general no están bajo tensión (a tierra). Los aisladores que sirven para que un conductor atraviese una pared se denominan pasamuros. Se los denomina pasatapas cuando atraviesan la cuba de un transformador o la celda metálica de una instalación blindada. Podemos denominarlos genéricamente como aisladores pasantes. La definición de éstos incluye los medios de fijación al tabique o pared a atravesar.

ESQUEMAS USUALES - ACOPLE POR BARRAS A continuación veremos los esquemas más usuales en la modalidad acople por barras; el esquema intuitivamente mas simple es: ÚNICO JUEGO DE BARRAS O BARRA SIMPLE Asociados al interruptor se tienen dos seccionadores, a cada lado, ellos permiten el acceso al interruptor especialmente para las operaciones de mantenimiento. También asociados al interruptor se tienen los transformadores de corriente, que alimentan los dispositivos de protección y medición. El seccionador del lado línea requiere cuchilla de tierra, para permitir el acceso a la línea, además generalmente se tienen también descargadores de sobretensión, transformadores de tensión, y eventualmente capacitor de acoplamiento y bobina de onda portadora para las comunicaciones. Organizado así el simple juego de barras tiene la ventaja de ser un esquema muy simple, pero muy rígido, si es necesario hacer algún mantenimiento en barras debe sacarse la estación de servicio.

ÚNICO JUEGO DE BARRAS PARTIDAS Donde la barra en lugar de ser efectivamente única esta dividida con un seccionador o con un interruptor y los seccionadores asociados.

Esquemas tipicos De Alimentación en SSEE de Poder

Esquema Eléctrico típico utilizando simbología NEMA

Tal como lo comentaramos en los parrafos anteriores, las protecciones en una Subestación de poder se podrían definir en tres bloques. 1.- Protección de la Linea de llegada 2.- Protección de la zona del Transformador de Poder 3.- Protección del paño de MT Protecciones en un a Subestación de Poder.

SEGMENTO DE DISTRIBUCION

Finalmente, el segmento de la distribución es el encargado de repartir la energía entre los usuarios finales, ya sean estos residenciales, comerciales o industriales , por tanto constituye el segmento más cercano al cliente y por ende está bajo la evaluación constante de los consumidores, quienes no pueden cambiarse de compañía distribuidora, producto que este segmento constituye un monopolio natural.

Sistema de Distribución Un aspecto importante a considerar es que antes que la electricidad llegue a los consumidores se debe producir una nueva transformación, ya que no es económico distribuir la energía eléctrica a tan altas tensiones. Para esto se emplean subestaciones, que constituyen nudos de la red eléctrica. en ellas se ubican transformadores, encargados de efectuar esta segunda modificación al reducir la alta tensión (entre 23 KV y 12 KV), además, estas subestaciones contienen los equipos que permiten conectar o desconectar elementos, así como los equipos de control,. protección y medida. En un sistema eléctrico, cada vez que se deba cambiar el voltaje, hay que usar dichos transformadores. Desde las subestaciones y normalmente en niveles de tensión de 12 KV parten líneas de media tensión, que pueden ser aéreas, subterráneas o una combinación de ambas, desde aquí se suministra a los clientes industriales. Posteriormente, viene la última fase de transformación donde la media tensión se reduce a 380 y 220 vots. Este proceso se efectúa por medio de transformadores de distribución que se instalan sobre postes (aéreos), en cámaras subterráneas o en recintos cerrados.

Por tanto, en las redes de alimentación a los usuarios se pueden distinguir tres escalones: - Los sistemas de distribución en Media tensión(Primarios), con transmisiones de algunos MW. Debido a que apoyan varias redes de distribución secundaria, operan por ello con tensiones de 23 KV en sistemas rurales extendidos, aunque lo normal es la operación con niveles de tensión de 12-13,2-13,8-15 KV. - Los sistemas de distribución en baja tensión(Secundarios), que operan a continuación de los anteriores y en la misma tensión de las redes de los clientes (380 y 220 volts), y que entregan la potencia y energía requeridas por varios usuarios distintos. - Las redes de usuarios (Instalaciones de consumos), que se localizan normalmente dentro de las edificaciones de los clientes, y que alimentan directamente un número no muy grande de artefactos, cuyas potencias individuales varían entre algunas decenas de watts (ampolletas) y algunos kW (lavadoras, estufas, refrigeradores, etc.). Por ser accesibles a las personas que circulan dentro de los edificios, deben estar completamente aisladas, con una máxima seguridad. Con el fin de limitar los efectos nocivos de un contacto directo se emplean tensiones bajas (220 a 380 volts en Chile). y menores aún para piscinas.

En la Distribución existe el monopolio natural y que es cuando se es más eficiente que exista sólo una empresa operando en una determinada zona, que varias empresas operando en la misma, ello dado que su función de costos es subaditiva para el rango de demanda que satisface (Berg y Tschirhart, 1988), a pesar de que exista concesiones sobrepuestas en la legislación Chilena. En términos simples, en el negocio de distribución , el costo de satisfacer a un cliente cuando se suministra a muchos clientes a la vez, es más bajo que cuando se satisface a un único cliente, fenómeno conocido como Economías de densidad . La existencia de tal monopolio, requiere una regulación por parte del estado, de manera que la empresa regulada remunere adecuadamente su actividad, y así tenga los incentivos para seguir operando, y los consumidores reciban un adecuado nivel de servicio.

En Chile, la regulación empleada es por “empresa modelo”, esto significa que la empresa en cuestión es remunerada no de acuerdo a sus costos reales, sino que de acuerdo al costo eficiente de una empresa ficticia que cubriría la misma zona de concesión, la cual debe estar óptimamente diseñada tanto en su gestión como en su política de inversiones, de manera de estar siempre adaptada a la demanda y cumplir las normativas vigentes de calidad y seguridad de servicio. Para tal diseño, se considera que la construcción de la empresa modelo se realiza desde cero, esto es, la empresa eficiente considera únicamente la ubicación y demanda actual y proyectada de los consumos, de manera de no incluir en su diseño, ninguna de las ineficiencias que podría tener la empresa que está siendo regulada.

Con este tipo de regulación, la empresa real sólo obtendrá rentabilidad si es capaz de comportarse igual o mejor que la empresa modelo en sus gastos de inversión y operación, lo que genera incentivos a gestionarse de manera racional y eficiente. De lo anterior se desprende que la fijación tarifaria comprende dos aristas bien definidas: La optimización de la gestión , es decir de aquellos costos relacionados con la

administración, facturación y atención al cliente, reducciones de perdidas, etc. …..y La optimización de las inversiones , localización y tamaño de subestaciones y

transformadores, trazado de la red y tipo de conductores utilizados, es decir la planificación óptima de la red .

REDES DE MEDIA TENSIÓN

SELECCIÓN DE UN CONDUCTOR Para la selección de un conductor se debe tener en cuenta las consideraciones eléctricas, térmicas, mecánicas y químicas. Las principales características de cada una de ellas se pueden resumir de la siguiente forma: Consideraciones eléctricas:

Tamaño (capacidad de corriente), tipo y espesor de la aislación, nivel de tensión (baja, media o alta), capacidad dieléctrica, resistencia de aislación, factor de potencia. Consideraciones térmicas:

Compatibilidad con el ambiente, dilatación de la aislación, resistencia térmica. Consideraciones mecánicas:

Flexibilidad, tipo de chaqueta exterior, armado, resistencia impacto, abrasión, contaminación.

Consideraciones químicas: aceites, llamas, ozono, luz solar, ácidos.

La selección del calibre o tamaño del conductor requerido para una aplicación, se determina mediante: Corriente requerida por la carga , Caída de tensión admisible, Corrientes de cortocircuito Capacidad de las Protecciones ( Cond Nominal y de Sobrecarga) El problema de la determinación de la capacidad de conducción de corriente es un problema de transferencia de calor. Ya sea en condiciones normales de operación, como en sobrecargas y en cortocircuito. Por tal razón algunos autores definen estas características en conceptos de temperaturas (incremento de temperatura por efecto Joule I 2R ). La verificación del tamaño o sección transversal del conductor se puede efectuar mediante los siguientes criterios:

En base a la capacidad de corriente:

Se deben considerar las características de la carga, requerimientos del NEC, efectos térmicos de la corriente de carga, calentamiento, pérdidas por inducción magnética y en el dieléctrico. Cuando la selección del tamaño del cable se hace en base a este criterio, se recurre a tablas normalizadas donde para distintos valores de corriente se especifica la sección mínima del conductor a emplear. Debe tenerse presente cuando los cables van canalizados, o cuando pasan por fuentes de calor. La temperatura permanente no debe exceder del valor especificado por el fabricante, que generalmente está en el rango de 55 a 90 °C. En base a sobrecargas de emergencias:

Las condiciones de operación nominales de un cable aseguran una vida útil que fluctúa entre 20 y 30 años. Sin embargo, en algunos casos por condiciones de operación especiales se debe sobrepasar el límite de temperaturas de servicio, por tal motivo, en períodos prolongados, disminuye así su vida útil. Para este fin, IPCEA ha establecido temperaturas máximas de sobrecarga para distintos tipos de aislación.

La operación a estas temperaturas no deben exceder las 100 horas por año, y con un máximo de 500 horas durante toda la su vida útil. Existen tablas donde, para distintos tipos de aislación, se especifica el factor de sobrecarga para casos de emergencias. Al operar bajo estas condiciones no se disminuye la vida útil del cable porque la temperatura en él se va incrementando paulatinamente hasta alcanzar su nivel máximo de equilibrio térmico, es por esto que los cables admiten la posibilidad de sobrecarga. Este criterio es válido para la selección de cables en media y alta tensión. En base a la regulación de tensión:

Se considera la sección que permita una caída de tensión inferior al 3% en el alimentador respecto a la tensión nominal, y que no supere al 5% en la carga más alejada. Este criterio es aplicable en baja tensión. En base a la corriente de cortocircuito: Bajo condiciones de cortocircuito, la temperatura del cable aumenta rápidamente, y si la falla no es

despejada se producirá la rotura permanente del aislante. IPCEA recomienda para cada tipo de aislación un límite de temperatura transitoria de cortocircuito, que no debe durar más de 10 segundos.

Conductores en líneas aéreas.

Al instalar líneas aéreas, se tratará de deslucir el paisaje lo menos posible. En la construcción de estas líneas se utilizan, casi exclusivamente, conductores desnudos, estos solo se aceptan en lugares de transito escaso o nulo y la distancia del conductor en su punto mas bajo con r especto al suelo será de 5 metros. Los metales utilizados en la construcción de líneas de líneas aéreas deben tener las siguientes características : Presentar una baja resistencia eléctrica y bajas perdidas. Presentar una elevada resistencia mecánica Los conductores utilizados son el cobre, aluminio y aluminio-acero y se presentan normalmente desnudos. Pese a la menor resistencia y superior condición mecánica el cobre ha dejado de ser utilizado en la construcción de líneas aéreas.( con el fin de disminuir el hurto de lineas, sobre todo en lugares alejados de la costa.

El aluminio es el material que se ha impuesto como conductor de líneas aéreas, habiendo superado por la técnica las desventajas que se notaban con respecto al cobre, además ayudado por un precio menor, y por las ventajas de menor peso para igual capacidad de transporte.

AISLADORES Los conductores empleados en líneas aéreas, en la mayor parte de los casos, son desnudos; por lo tanto, se necesita aislarlos de los soportes por medio de aisladores, fabricados generalmente de porcelana o vidrio. La sujeción del aislador al poste, se realiza por medio de herrajes. Pero además, un aislador debe tener las características mecánicas necesarias para soportar los esfuerzos a tracción o comprensión a los que está sometido.

Aisladores fijos( Espigas)

Están unidos al soporte por un herraje fijo y no pueden, por consiguiente, cambiar normalmente de posición después de su montaje. Su forma general es la de una campana que lleva en su parte superior una garganta sobre la que se fija el conductor por una ligadura (de hilo de cobre recocido para conductores de cobre o de hilo de aluminio para conductores a base de aluminio). Este aislador es el más simple y pertenece a las líneas de baja tensión. Aisladores en cadena o suspendidos

Están constituidos por un número variable de elementos según la tensión de servicio; estas cadenas son móviles alrededor de su punto de unión al soporte, y además, las articulaciones entre elementos deben tener bastante libertad para que los esfuerzos de flexión queden amortiguados; estas articulaciones suelen ser de rótula. Este tipo de aislador es el más empleado en media y en alta tensión.

APOYOS-ESTRUCTURAS Se denominan apoyos a los elementos que soportan los conductores y demás componentes de una línea aérea, separándolos del terreno; están sometidos a fuerzas de compresión y flexión, debido al peso de los materiales que sustentan y a la acción del viento sobre los mismos. Aunque las prescripciones oficiales establecen que los postes podrían ser de cualquier material, siempre que se cumplan las debidas condiciones de seguridad, solamente se utiliza la madera, el hormigón y el acero. Según su función, los postes en una línea, se pueden clasificar en: Portantes o de suspensión (Norma NSEG 5 En.71 Art.114.1 ), son aquellas cuyo principal objeto es soportar los conductores

de modo que mantengan sus distancias al suelo. Generalmente deben resistir sólo esfuerzos moderados en la dirección de la línea. Se les emplea normalmente en alineaciones rectas y ocasionalmente en puntos de ángulos

Remate (Norma NSEG 5 En.71 Art.114.3), se les emplea

normalmente en los puntos de comienzo y termino de la línea.

Anclaje (Norma NSEG 5 En.71 Art.114.2), son los

destinados a establecer puntos fijos del conductor a lo largo de la línea para dividir ésta en sectores mecánicamente independientes. En consecuencia, deben ser capaces de resistir esfuerzos considerables en la dirección de la línea. Se les emplea tanto en alineaciones rectas como en puntos con ángulos.

Especiales (Norma NSEG 5 En.71 Art.114.4), las que

además de servir como soportes de los conductores cumplen alguna otra función, como por ejemplo, estructuras de transposición, de seccionalizacion, etc.

Poste de madera

Es el más económico de fabricación y poco usado. Su campo de aplicación es casi exclusivamente en líneas de baja tensión y en sectores rurales. Normalmente los postes de madera empleados en las líneas son de pino, abeto y castaño; este último es de mayor duración, pero su precio es más elevado y, por tanto, disminuye su aplicación. Los postes de madera deberán tener en la cúspide una circunferencia no menor de 38 cm. La vida de un apoyo de madera es relativamente corta, es aproximadamente de 10 años. Se puede llegar a doblar tal duración, protegiendo el poste mediante tratamiento con imprimación de creosota.

Poste de hormigón armado

El poste de hormigón armado es el más utilizado en las líneas eléctricas de baja y media tensión. Los postes de hormigón tienen la ventaja de no necesitar conservación y su duración es ilimitada, pero tienen el inconveniente de que su costo es mayor que los de madera y, como su peso es mayor, aumentan los gastos de transporte cuando no se fabrican en el lugar de emplazamiento. Con la finalidad de mejorar las cualidades del hormigón armado, la fabricación de los mismos se lleva a cabo mediante vibración, centrifugado y actualmente por precomprensión.

Poste metálico

El metal más empleado en la fabricación de este poste es el acero en forma de tubo o bien de perfiles laminados en L, U, T, I, etc.; en algunos casos se emplea fierro fundido o aleaciones ligeras de aluminio-acero. Para unir los diversos perfiles se emplean remaches, tornillos, pernos y, en algunos casos, soldadura.

CALCULO MECANICO Generalmente, en las líneas aéreas se utilizan dos criterios para determinar la flecha de los conductores, La ecuación de la parábola y de la catenaria. Cuando el vano (luz) es inferior a los 300 m. lo usual es utilizar la ecuación de la parábola. Planteamiento de la ecuación de la flecha

Un conductor de peso uniforme, sujeto entre dos apoyos por los puntos A y B situados a la misma altura, forma una curva llamada catenaria. La distancia “f” entre el punto mas bajo situado en el centro de la curva y la recta AB, que une los apoyos , recibe el nombre de flecha. Se llama vano a la distancia “a” entre los dos puntos de amarre A y B. (Figura Nº 2.7)

Figura N° 2.7

Los postes deberán soportar las tensiones TA y TB que ejerce el conductor en los puntos de amarre. La tensión T = TA = TB dependerá de la longitud del vano, del peso del conductor, de la temperatura y de las condiciones atmosféricas.

Figura N° 2.8

Consideramos un trozo de cable OC que tendrá un peso propio P L aplicado en el punto medio y estará sometido a las tensiones T 0 y Tc aplicadas en sus extremos. Tomando momentos respecto al punto C tendremos: (2.1)

Por lo tanto el valor de “y” será: (2.2)

Si llamamos P al peso unitario del conductor, el peso total del conductor en el tramo OC, que hemos llamado PL, será igual al peso unitario por la longitud del conductor, que admitiendo un muy pequeño error denominaremos x. Por lo tanto admitiendo que:

(2.3)

Hoy en día, tanto las empresas como los particulares tiene ya definido la flecha que deben tener sus líneas y por ende las condiciones de diseño de ellas, salvo algunas condiciones especiales de proyecto, tales como vanos muy largos o disposiciones particulares.

Tramo: Es el sector de la línea con estructuras de suspensión que esta comprendido entre dos estructuras de anclaje. Vano medio: Es el vano promedio que se espera para toda la línea, y que de acuerdo a la experiencia, para líneas de transmisión en Chile, oscila en el rango de 300 a 450 metros. Vano normal: Es el vano que se alcanzaría entre dos estructuras iguales en terreno plano, manteniendo el conductor en el franco normal (distancia mínima al suelo). Vano máximo: Es el vano máximo que se puede admitir entre dos estructuras del mismo tipo, y en general queda limitado por la separación de conductores en la estructura. Vano equivalente: Es el vano que representa mecánicamente la condición del conductor para los distintos vanos y desniveles en un determinado “tramo” de la línea y se calcula mediante la siguiente

expresión:

FLECHA MAXIMA

FLECHA MINIMA

PLIEGO TÉCNICO NORMATIVO MATERIA

: RPTD N° 11. : LINEAS DE TRANSPORTE.

5.8.7 Cruces de líneas eléctricas aéreas entre sí a. Los cruces entre líneas eléctricas deberán ejecutarse en tramo libre. b. Los cruces sobre soportes comunes de líneas eléctricas se permiten cuando el cruce en tramo libre presenta grandes dificultades y si los soportes comunes no sufren por ese hecho una sobrecarga superior a la capacidad mecánica admisible. c. En los cruces de líneas eléctricas aéreas, la distancia horizontal que deberá mantenerse entre los conductores de la línea inferior y las partes más cercanas de los soportes de la línea superior deberá cumplir lo establecido en el punto 5.2 del Pliego RPTD N° 07 “Franja y distancias de seguridad”. En todo caso no podrá ser inferior a lo siguiente: m, si la línea inferior es una línea de baja tensión. m, si la línea inferior es una línea de transporte.

Para este efecto, F representa la flecha aparente, medida en el punto de cruce de los conductores de la línea inferior sin sobrecarga (sin viento y sin hielo) y a la temperatura del conductor en condiciones de operación normal máxima; kV representa la tensión nominal de la línea inferior en kV. d. Los cruces de líneas deberán establecerse en la proximidad de uno de los soportes de la línea superior. e. La distancia vertical entre los conductores más cercanos de las líneas eléctricas que se cruzan en tramos libres deberá cumplir lo establecido en el punto 5.4 del Pliego RPTD N° 07 “Franja y distancias de seguridad”. En todo caso, no podrá ser inferior a lo siguiente:

1

m, si se trata de conductores de baja tensión. m, si alguna de las líneas es de transporte.

Donde KVs y KVi son las tensiones nominales de la línea superior e inferior respectivamente, medidos en kV. Si la distancia entre el punto de cruce y la estructura más cercana de la línea superior es mayor de 50 m, las distancias indicadas aumentarán en 0,3 cm por cada metro en exceso sobre 50. Las distancias indicadas en el párrafo anterior deberán cumplirse para las siguientes condiciones:

i.

Flecha máxima en el conductor superior, esto es, suponiendo al conductor transfiriendo la máxima potencia de diseño y considerando una temperatura ambiental de 15° C; para el conductor inferior se considerará éste a una temperatura de 15º C y sin sobrecarga (s in considerar la acción del viento ni del hielo).

ii. Para los conductores de ambas líneas en condiciones de temperatura mínima de cálculo, considerando, cuando corresponda, la acción del hielo. 5.8.8 Cruces y paralelismos de líneas eléctricas con ferrocarriles.

PLIEGO TÉCNICO NORMATIVO : RPTD N° 13. MATERIA : REDES DE DISTRIBUCIÓN 7 Cruces y paralelismos 7.1 Consideraciones generales 7.1.1 Los cruces de conductores aéreos del mismo circuito deberán interconectarse formando circuitos derivados radiales. Los cruzamientos de conductores deberán hacerse sujetándose en la misma estructura; de no ser posible, deberá mantenerse la separación de acuerdo con los requisitos de esta sección. 7.1.2 Las separaciones horizontal y vertical se aplican bajo las siguientes condiciones: a. Las separaciones deberán determinarse en el punto de mayor acercamiento entre los dos conductores. b. Ambos conductores deberán analizarse desde su posición de reposo hasta un desplazamiento ocasionado por una presión de viento de 30 kg/m 2, con flecha inicial y final a 15° C de temperatura en el conductor, sin viento, y con flecha inicial y final a 50° C de temperatura en el conductor, sin viento. La presión de viento puede reducirse a 20 kg/m2 en áreas protegidas por edificios u otros obstáculos. Cuando se usen aisladores de suspensión con movimiento libre, el desplazamiento de los conductores deberá incluir la inclinación de la cadena de aisladores. c. La dirección supuesta del viento deberá ser aquélla que produzca la separación más crítica.

7.2 Paralelismos La separación horizontal entre conductores aéreos adyacentes soportados en diferentes estructuras, deberá ser cuando menos de 2 m para líneas eléctricas con tensiones de hasta 23 kV. 7.3 Cruces a. La separación vertical entre conductores que se crucen, en metros, soportados en diferentes estructuras, por condiciones de seguridad, deberá ser como mínimo la indicada en la Tabla siguiente

b. Cuando una línea aérea de baja tensión cruza en el mismo tramo conductores aéreos de líneas de tensión reducida y una línea aérea de contacto de ferrocarriles, la resistencia de ruptura de los

7.4 Cruces Férreos Las líneas de media tensión con conductores desnudos o aislados, que crucen vías férreas, deberán considerar como mínimo una altura de 10,7 m, medida en el punto más bajo dentro del ancho de la zona de cruce. Los cruces de líneas eléctricas de baja tensión con ferrocarriles, cuya tensión de servicio de la línea de contacto sea igual o superior a 1.500 V, deberán ser subterráneos. En los pasos bajo nivel de las vías férreas, los cruces de líneas aéreas deberán ser con canalizaciones ubicadas en el muro o bajo la losa de la vía férrea, de manera de impedir el contacto directo e indirecto a través de elementos o herramientas de mantenimiento, con personas que se encuentren bajo la vía férrea. Los revestimientos metálicos de protección y las cubiertas de los cables de líneas deberán conectarse a tierra.

7.5 Cruces y paralelismos de canalizaciones de redes de distribución subterráneas c on redes de gas, agua potable y alcantarillado a. La distancia mínima entre el borde externo del ducto, banco de ductos o conductor, de canalización eléctrica subterránea de baja o media tensión, y cualquier otro servicio (gas, agua, calefacción, vapor, aire comprimido, entre otros), deberá ser de un mínimo de 0,20 m. Si esta distancia no puede ser mantenida, se deberán separar en forma efectiva las instalaciones a través de una hilera cerrada de ladrillos u otros materiales dieléctricos resistentes al fuego y al arco eléctrico, de por lo menos 5 cm de espesor. b. La separación mínima entre ductos o bancos de ductos de líneas eléctricas de distribución con instalaciones de combustibles líquidos deberá ser 1 m. 7.6 Cruces y paralelismos de canalizaciones de redes de distribución subterráneas c on líneas de alta tensión y de tensión reducida Cuando haya cruces y paralelismos de canalizaciones de distribución subterránea con líneas de alta tensión y de tensión reducida, la distancia mínima entre éstas no deberá ser inferior a 20 cm.

Es fu erzo s a q ue es tán s o m eti d os lo s ap o yo s p ara lín eas aé reas Los apoyos para líneas aéreas están sometidos a diferentes clases de esfuerzos, que podemos resumir como sigue: 1. Esfuerzos verticales , debidos, sobre todo, al peso de los conductores que soportan (figura 1); unas veces, se trata solamente de los conductores desnudos, en otras ocasiones (sobre todo en terrenos altos), se ha de tener en cuenta también las sobrecargas debidas a la acción del hielo, que forma manguitos sobre los conductores

Fig. 1.- Esfuerzos verticales sobre (alineación, amarre, ángulo debidos al viento sobre un apoyo lo, principio de línea).

2. Esfuerzos transversales que pueden deberse a la acción de ciento sobre los apoyos (figura 2), o a la acción resultante de las tracciones de los conductores (figura 3) cuando estos no están instalados paralelamente, sino formando ángulo.

Fig. 2.- Esfuerzos transversales de un apoyo (alineación, amarre, ángulo, principio de línea).

Fig. 3.- Esfuerzos transversales debidos a la tracción de los conductores, sobre un apoyo de ángulo.

3 Esfuerzos longitudinales, provocados sobre todo en los apoyos de princip io o de final de línea (figura 4) po r la tracción longitudinal de los conductores o, en otros casos, por rotura de los conductores que soporta el apoyo. En muchos casos, cuando alguno o varios de estos tipos de esfuerzos son importantes, obliga a reforzar los apoyos de diferentes formas,

Fig. 4.- Esfuerzos longitudinales debidos a la tracción de los conductores, sobre un apoyo de principio de línea.

Solicitaciones sobre los conductores

500

500 m

REDES COMPACTAS DE ALTA TENSIÓN Y MEDIA TENSION EN POSTACION COMUN

LINEAS DE MEDIA TENSION PREENSAMBLADAS 15 KV

SERVIDUMBRE Según norma NSEG 5 E.n.71 “Electricidad, instalaciones de corrientes fuertes” Capitulo VI

líneas aéreas, no podrán construirse líneas aéreas de cualquier categoría (tabla Nº 2.6) sobre edificios existentes, ni hacer construcciones debajo de las líneas aéreas existente. La separación entre un edificio o construcción y el conductor más próximo de una línea aérea de cualquier categoría, deberá ser tal que no exista peligro para las personas de entrar en contacto con dicho conductor. Las separaciones mínimas permisibles serán las siguientes: 1,30 para las líneas de la categoría A. 2,00 m para las líneas de la categoría B. 2,50 m + 1cm, por cada KV de tensión nominal en exceso sobre 26 KV para las líneas de la categoría C.

Si en toda la extensión de la zona expuesta, no existieran ventanas, disposiciones de arquitectura normalmente accesibles, las distancias especificadas podrán reducirse en 0,50 m. Se considerarán los conductores desviados por efecto del viento como mínimo 30º respecto de la vertical.

Categoría

Nivel de tensión (volts)

A

< 1000

B

1000 < V < 25000

C

> 25000

El trazado de las líneas de corriente fuerte será de preferencia rectilíneo, en zonas libres de obstáculos y se preocupará que la vigilancia y mantenimiento de ellas quede asegurada por la facilidad de acceso a sus distintos puntos. En caso de que a través del trazado se encuentre la presencia de árboles se adoptarán las medidas siguientes: Los árboles que están en la proximidad de línea áreas desnudas; deben ser o derribados o bien podados periódicamente, para evitar el contacto entre las líneas y el ramaje de éstos.

En las líneas de categoría B, la distancia entre los conductores y los árboles vecinos deberá ser tal, que no haya peligro de contacto entre dichos árboles y los conductores. En todo caso las personas que eventualmente puedan subir a ellos no deberán correr peligro de tener contacto accidental con los conductores. En las líneas rurales de categoría B , la distancia entre los conductores y los árboles vecinos será por lo menos de 5 m, salvo que la altura de los árboles exija una distancia mayor. En casos de divergencias resolverá la Superintendencia. En las líneas de categoría C, la distancia entre los conductores y los árboles vecinos será igual a la altura de los árboles, pero no inferior a 5 m. Se permite la existencia de árboles frutales debajo de las líneas de las categorías B o C, siempre que las características de crecimiento de los árboles y el manejo que de ellos haga el propietario de ellos garantice que su altura no sobrepase 4 m sobre el suelo.

Zona 1

: Se prohíbe la construcción de cualquier inmueble y plantaciones que pongan en peligro la línea

Zona 2

: Se restringe la plantaciones o cultivos de árboles que pongan en peligro la línea eléctrica

Ancho Servidumbre

de : Ab1 + An1 + Af1 + Ae + Af2 + An2 + Ab2

An1=An2=An

:

Ancho exigido por norma (Art.109) que depende de la tensión de la línea

Af1=Af2=Af

:

Ancho debido a la desviación del conductor, depende de la flecha

Ab1=Ab2=Ab

:

Ancho de protección arbóreo

Ae

:

Distancia entre los conductores mas separados en una estructura

F

:

Flecha del conductor

EQUIPOS, ELEMENTOS DE PROTECCION Y MANIOBRAS MT

Secc Fusibles

Transformadores

Reconectadores

Seccionalizadores

Equipos, Elementos de Protección,Maniobras en MT

Vista Celdas MT

Banco de condensadores

Reguladores de voltajes

Alduttis/Omnirupter Secc Cuchillos

Elemento s de protecc ión y maniobr as en Redes de Media Tensión.

Reconectadores, Seccionalizadores, Seccionadores Fusibles, Banco de Reguladores, Banco de Condensadores. Interruptores, Seccionadores bajo carga, Seccionador Cuchillo y Transformadores.

Reconectadores Recon ectad ores A uto m ático s -- Protecciones en Sistemas Eléctricos de Distribución: Apuntes preparados por: Prof. Sr. Raúl Saavedra C..

El reconectador es un pequeño interruptor con reconexión automática, instalado preferentemente en líneas de distribución. Es un dispositivo de protección capaz de detectar sobrecorriente, interrumpirla y reconectar automáticamente para reenergizar la línea. Está dotado de un control que permite varias reconexiones sucesivas y además permite variar el intervalo y la secuencia de estas reconexiones. De esta manera, si la falla es de carácter permanente el reconectador abre en forma definitiva después de cierto número programado de operaciones (generalmente tres o cuatro), de modo que aísla la sección fallada de la parte principal del sistema.

Por consiguiente, la tarea principal es discriminar entre una falla temporal y una de carácter permanente, dándole a la primera tiempo para que se aclare sola a través de sucesivas reconexiones; o bien, sea despejada por el elemento de protección correspondiente instalado aguas abajo de la posición del reconectador, si esta falla es de carácter permanente. De otro modo, si después de haber ejecutado todas sus reconexiones programas, la falla persiste o no ha sido aclarada por otro elemento de protección, el reconectador la considera de carácter permanente, quedándose definitivamente abierto.

Para una mejor comprensión de funcionamiento de este elemento de protección, es necesario precisar los siguientes conceptos: a) Secuencia de Operación: Los reconectadores pueden ser programados para un máximo de cuatro aperturas y tres reconex iones. Los tiempos de apertura pueden determinarse de curvas car acterísticas tiempo/corriente. Cada punto de la curvas caract erísticas representa el tiempo de aclaramiento del reconectador para un determinado valor de corriente de falla. Se debe destacar que este dispositivo de protección consta de dos tipos de curvas, una de operación rápida y una segunda de operación retardada. b) Número total de operaciones o aperturas: Los reconectadores permiten programar desde una apertura hasta un máximo de cuatro, dependiendo esto del estudio de coordinación con otros elementos de protección y que resulta más favorable para cada caso en particular. c) Tiempo de reconexión: Son los intervalos de tiempo en que los contactos del reconectador permanecen abiertos entre una apertura y una orden de cierre o de reconexión. d) Tiempo de reposición: Es el tiempo después del cual el reconectador repone su programación, cuando su secuencia de operación se ha cumplido parcialmente, debido a que la falla era de carácter temporal o fue aclarada por otro elemento de protección. e) Corriente mínima de operación: Es valor mínimo de corriente para el cual el reconectador comienza a

La secuencia de operación típica de un reconectador para abrir e n caso de una falla permanente se muestra en la figura donde se ha supuesto que la programación es C 22, es decir, dos aperturas rápidas con tiempos obtenidos de la curva A para la magnitud de corriente de falla correspondiente; y dos aperturas lentas con tiempos obtenidos de la curva C para la misma magnitud de corriente de falla.

Según esta figura, en condiciones normales de servicio, por la línea protegida circula la corriente de carga normal, si ocurre una falla aguas abajo de la instalación del reconectador y la corriente del cortocircuito es mayor a la corriente mínima de operación preestablecida, el reconectador opera por primera vez según la curva rápida, demorando tA segundos en abrir. Permanece abierto durante un cierto tiempo, usualmente 1 seg., al cabo del cual reconecta la línea fallada. Si la falla ha desaparecido el reconectador permanece cerrado y se r establece el servicio. Si por el contrario, la falla permanece, el reconectador opera por segunda vez en curva rápida y después de tA segundos abre nuevamente sus contactos, luego de cumplirse el segundo tiempo de reconexión el reconectador cierra sus contactos y si aún la falla persiste, abre por tercera vez pero de acuerdo al tiempo de aclaramiento tC correspondiente a la curva lenta tipo C. Una vez que se cumple el tiempo de la tercera y última reconexión, reconecta por cuarta y última vez cerrado sus contactos, si aún la falla está presente, el reconectador al cabo de tC segundos abre definitivamente.

Como se dijo anteriormente, si el reconectador no ha contemplado su secuencia de operación, después de transcurrido el tiempo de reposición, éste repone su programación que tenía antes que ocurriera la falla, quedando en condiciones de ejecutar completamente su secuencia de operación en caso de presentarse una nueva condición de falla en la línea.

Factores de Selección Cuando se requiere instalar un reconectador para la protección de un s istema de distribución, se deben considerar factores de ubicación y factores técnicos, los cuales son determinantes para una adecuada y eficiente selección del reconectador. a) Factores para la ubicación, la primera decisión importante que se debe tomar en consideración,es la de determinar el punto adecuado de instalación en el sistema, y estos factores pueden ser: i ) En la fuente de alimentación con el fin de proteger la mayor sección del sistema eléctrico.El reconectador se ubicará tan cerca de la fuente, como las limitaciones de corriente nominal y ruptura del aparato lo permitan y no cause otro tipo de perturbación, especialmente en la subestación.

ii ) Dependiendo del sistema, pueden instalarse otros reconectadores en serie en puntos seccionadores lógicos, para limitar el retiro del servicio al menor segmento práctico posible. iii ) Idealmente, puede instalarse un reconectador en cada ramal de importancia. iv ) Por último, las facilidades de acceso a ciertas secciones de la línea, el grado de protección requerido y factores económicos, son determinantes. b) Factores técnicos, estos deben cumplir que: i) La tensión nominal del sistema debe ser igual o menor a la tensión del diseño del reconectador. ii) La corriente máxima permanente de carga en el punto del sistema donde se ubicará, debe ser menor o igual a la corriente nominal de reconectador. iii) Debe tener una capacidad de ruptura mayor o igual, a la corriente máxima de Falla en el punto de aplicación. iv) La corriente mínima de operación debe escogerse de modo que detecte todas las fallas que ocurran dentro de la zona que se ha encomendado proteger (sensibilidad).

v) Las curvas tiempo/corriente característica y la secuencia de operación deben seleccionarse adecuadamente, de modo que sea posible coordinar su operación con otros elementos de protección instalado en el mismo sistema. Tipos de Reconectadores Existen dos tipos que son los más comúnmente usados, los reconectadores con mecanismos hidráulicos y los con control electrónico. También los hay actualmente aquellos con control mediante un microprocesador, los que deberían definirse dentro de otra categoría. A su vez, en los hidráulicos pueden, o podían hasta hace poco tiempo, encontrarse dos tipos, los sistemas hidráulicos duales y los de sistema hidráulicos sencillos. En los primeros se utilizaba un tipo de aceite para el proceso de interrupción de la corriente, aislación de las partes energizadas, operación de cuenta (memoria) y reconexión, sin embargo, empleaba otro tipo de aceite diferente para calibrar las operaciones; mientras que en el segundo tipo, utilizaba el mismo aceite para todas estas funciones.

Control de Reconectadores

Control Hidráulico Tipo H

Control Electrónico Tipo 3A

Control con Micro Procesadores Form 4C/5ª y otros

Los reconectadores con control electrónico son más flexibles, de más fácil calibración y más exactos que los de control hidráulico. El control es suministrado en un gabinete separado del reconectador propiamente tal, el control electrónico es más conveniente, ya que permite cambiar las curvas características tiempo/corriente y secuencia de operación, sin desenergizar el sistema. Consta de varios accesorios que puede ser suministrado para modificar las operaciones básicas y resolver muchos problemas de aplicación.

Por último, estos elementos de protección no requieren de fuente de alimentación externa y su ajuste es relativamente sencillo. La corriente mínima de operación en los reconectadores electrónicos es de un 100% de la corriente nominal de la bobina de disparo o ajuste, mientras que en los hidráulicos era de un 200%.

Seccionalizadores Este es un dispositivo de protección que aísla automáticamente las fallas en las líneas de distribución. Este elemento se instala necesariamente aguas abajo de un equipos con reconexión automática (por ejemplo: reconectadores). Para fallas ocurridas dentro de la zona de protección del seccionalizador, este cuenta las aperturas y cierres efectuadas por el equipo dotado de reconexión automática instalado aguas arriba del seccionalizador , y de adecuado a un ajuste previo, este dispositivo de protección abre en el momento en que el reconectador está abierto, es decir, el seccionalizador cuenta los impulsos de corriente de falla que fluye en el sistema, ajustándose para que abra después de un determinado número de pulsos que pueden ser uno, dos o tres como máximo. Pero siempre debe ajustarse su calibración para un pulso menos que le número de operaciones del reconectador asociado.

Estos se usan a menudo en lugar de desconectadores fusibles en arranques donde es necesario reponer el servicio rápidamente y donde no se justifica el uso de otro reconectador en serie. No tienen curvas características de operación tiempo -corriente, y se coordinan con los reconectadores, simplemente por sus corrientes nominales y sus secuencias de operación. Los requisitos básicos que deben considerarse para una adecuada aplicación de los seccionalizadores, son los siguientes:

i ) El dispositivo de protección con reconexión automática, ubicado aguas arriba del seccionalizador, debe tener la sensibilidad suficiente para detectar la corriente mínima de falla en toda la zona asignada para ser protegida por él. ii ) La corriente mínima de falla del sector de la línea que debe ser aislada por el seccionalizador debe exceder a su corriente mínima de operación.

iii ) El seccionalizador debe ajustarse como máximo para que abra en una operación menos que las del dispositivo con reconexión automática aguas arriba. iv ) No debe excederse los valores de corrientes máxima de corta duración del seccionalizador. v ) Puede ser usado en serie con otros dispositivos de protección, pero no entre dos reconectadores.

Las ventajas de usar seccionalizadores en líneas radiales de distribución s on: i ) Cuando se emplean en lugar de un reconectador, resulta de un costo de inversión inicial y de mantención menor. ii ) Cuando se emplean sustituyendo un desconectador fusible, no presentan dificultades de coordinación como se presentaría, al ser reemplazado por otro desconectador fusible de tamaño diferente.( pero son más caros) iii ) Pueden ser utilizados para desconectar o conectar líneas de carga, siempre que éstas estén dentro de su rango admisible.

Seccionador fusible para MT El cortacircuitos fusible tipo XS de S&C, provee una protección completa para todo tipo de fallas en sistemas de distribución aérea desde 4.16 kV hasta 25 kV. Su aplicación es en transformadores, capacitores, cables y líneas. Su funcionamiento puede extenderse a la aplicación en sistemas solidamente aterrizados y en un rango de voltajes de 26.4 a 34.5 kV; para la protección de líneas y transformadores monofásicos (una fase y neutro) y para bancos de capacitores conectados en estrella aterrizada. El término “protección de amplio espectro” indica que el cortacircuitos fusible interrumpe todas las fallas desde la más baja corriente que funde al eslabón fusible, hasta la capacidad interruptiva máxima, bajo todas las condiciones de voltaje transitorio de recuperación (TTR).

Interruptor portatil Load Buster

Seccionador Cuchilla operables con Load Buster Loadbuster Disconnect, Overhead Pole-Top Style

Loadbuster Disconnect, Branch Feeder Style Loadbuster Disconnect, Overhead Pole-Top Style with composite-polymer silicone insulator

Pararrayos

Condensadores para MT

Cada interruptor Alduti-Rupter y Omni-Rupter de S&C tiene incorporado su interruptor … no hay necesidad de instalar “aditamentos” especiales. La operación es simple y directa. Los contactos del interruptor se separan a alta velocidad, guiados por un mecanismo dentro del interruptor accionado por el movimiento de la cuchilla. Los interruptores S&C no cuentan con “trampas” en su esquema de operación. Los contactos del interruptor y las cuchillas están sincronizadas para coordinar el esfuerzo dieléctrico interno con la distancia externa de arqueo del interruptor, eliminando cualquier oportunidad de flameo. Los gases desionizantes del arco son expulsados a través de un escape. No hay aceite, ni vacío, no hay mantenimiento.

Interruptores Los interruptores son elementos de un esquema de protección que son capaces de conectar, desconectar un elemento o parte de un sistema a un total, bajo toda condición de operación, es decir, en condiciones de operación normal o de falla. Su diseño es difícil, por el hecho de cumplir funciones bastantes opuestas según sean las circunstancias en que acontece su operación. Al estar cerrado debe permitir la circulación de corriente en las mejores condiciones posibles, sin provocar pérdidas ni calentamientos más allá de los permisibles según su diseño y los establecidos por normas, por otra parte, al estar abierto debe impedir completamente al paso de la corriente, sin presentar fugas de importancia. El paso de un estado a otro debe ser rápido, pero no instantáneo, de manera de evitar producir sobretensiones de importancia en el sistema

La función más rigurosa que el interruptor debe cumplir, es la de extinguir el arco eléctrico que se produce al interrumpir grandes magnitudes de corrientes de cortocircuito, mediante la separación de sus contactos dentro de un medio que favorezca la extinción, por ejemplo, en aires, en aceite, en vacío o en hexafluoruro de azufre. En algunos tipos, el arco es extinguido mediante un chorro de aire comprimido a velocidad supersónica. La operación de los interruptores está comandada por relés de sobrecorriente. Se instalan en las subestaciones para proveer de protección contra fallas a los alimentadores primarios. Generalmente, los interruptores usados en los sistemas de distribución son 5 ciclos como mínimo y son preferidos ante los reconectadores debido a su gran flexibilidad, exactitud y estética, pero sin embargo son mucho más caros.

Relé de Sobrecorriente Los relés de sobrecorriente son los tipos más simple de relés de protección. Como su nombre lo indica, y como todo elemento de protección visto hasta el momento, tienen como finalidad operar cuando la corriente en la parte del sistema donde se ubican alcanza valores superiores a un valor predeterminado o mínimo de operación. Existen dos tipos básicos de relés de sobrecorriente: los de tipo de operación instantánea y los de tipo de operación retardada. Los relés de sobrecorriente instantáneos operan sin retardo cuando la corriente excede de un valor preestablecido; sin embargo, el tiempo de operación de estos tipos de relés pueden variar significativamente (desde 0.016 a 0.1 seg).

Los relés de sobrecorriente con retardo poseen características de operación tal que el tiempo varía inversamente con la magnitud de la corriente que detecta. La figura muestra las características de los tipos de relés de sobrecorriente más comúnmente usados, y éstos son tres: inverso, muy inverso y extremadamente inverso.

SUBESTACIONES DE DISTRIBUCION

CONDENSADOR PARA BT

LINEAS DE BAJA TENSION LINEAS DE BAJA TENSION INTERIOR e INSTALACIONES DE CONSUMO

MUFAS DE BAJA TENSION

Ciclos de Cogeneración Los sistemas de cogeneración pueden clasificar de acuerdo con el orden de producción de energía eléctrica y energía térmica en: -Sistemas superiores (Topping Cycles) o de cabecera ( E

T)

Este tipo de sistemas se utiliza principalmente en la industria textil, petrolera, celulosa y papel, cervecera, alimenticia, azucarera, entre otras, donde sus requerimientos de calor son moderados o bajos con temperaturas de 250 ° C a 600 ° C. - Sistemas inferiores (Bottoming Cycles) o de cola (( T

E)

Los ciclos inferiores están asociados con procesos industriales en los que se presentan altas temperaturas como el cemento, la siderúrgica, vidriera y química. En tales procesos resultan temperaturas residuales del orden de 900 ° C que pueden ser utilizados para la producción de vapor y electricidad

correcto diseño de la red se trata de obtener: - Calidad aceptable del servicio dado a los usuarios. - Economía de diseño de la red de distribución. - Combinación óptima de tensiones de transmisión o subtransmisión y tensiones de alimentadores, para satisfacer la expansión. - Correcto dimensionamiento de los circuitos con aceptable utilización de los componentes. - Selección de los puntos del sistema donde deben preverse económicamente regulaciones de tensión. En una red, en la cual se encuentran definidas las cargas y su ubicación, al adoptarse una configuración geométrica quedan definidas las cargas en los distintos elementos. En una red, en la cual se encuentran definidas las cargas y su ubicación, al adoptarse una configuración geométrica quedan definidas las cargas en los distintos elementos. La adopción de una tensión define la corriente en cada elemento (línea) y por ende las pérdidas. La adopción de los parámetros de los elementos definen las caídas de tensión ( Mayor Inversión en Equipamiento y pérdidas

Veamos entonces los datos más importante que afectan el planeamiento de una red: carga actual crecimiento de la carga aumento del numero de cargas modificación de cargas por situaciones especiales (depende del desarrollo de algunos clientes)

Té cn ic as ac tu ales . •Una forma interesante de conducir estos estudios es identificar:

La distribución de cargas, El punto de ingreso de la energía (o los puntos) y olvidar todo el resto proyectando un sistema de distribución totalmente nuevo, el resultado de este trabajo se superpone a lo existente, y entonces se decide que partes de lo existente se reemplazan, y que se puede aprovechar (por ejemplo las áreas de los centros de carga, las canalizaciones, los espacios de las líneas aéreas…).

•Otro posible estado inicial que se presenta excepcionalmente es una ciudad que se planea en la nada,

totalmente nueva, y que requiere una red eléctrica planeada con un criterio acorde.

Los datos básicos, como densidad de carga se pueden extraer de áreas existentes similares (la similitud debe incluir el clima y los hábitos de la población, aunque se pueden cometer graves errores).

Planteamos finalmente un estado futuro, hipótesis, y encaramos una solución técnica para ese futuro (con lo que sabemos hoy), retrocediendo tenemos que lograr unir lo que hoy tenemos con ese futuro (hipotético), así se hace el plan.

Mientras la realidad se sigue desarrollando, y algunas obras indispensables a las que se les ha dado prioridad, se construyen y se integran al servicio, obras superadas (obsoletas) se retiran del servicio y se demuelen.

•Como se trabaja frente una realidad cambiante, se inicia con un planteo de cómo la realidad puede

evolucionar, se hacen hipótesis de crecimiento partiendo de lo actual, dos años, 5, 10, 20... Se trata de resolver el problema final en forma general, buscar la solución de 10 que mejor se adapte, la solución de 5 que queda incluida en la de 10, y que si se tarda en construir un par de años... siempre se debe considerar que desde que se decide una construcción hasta que esta terminada puede pasar un periodo importante, años... Quizás necesitemos una solución a dos años, esta debe ser inmediata, pero es importante que lo que hacemos así, sea aprovechado en la solución de 5 años, de lo c ontrario podemos estar despilfarrando recursos. Para la solución de 20 años que quizás corresponde a 4 v eces la carga, no tiene sentido pensar en conservar obras actuales, esa solución debe ser totalmente libre, aunque los espacios que es cada vez más dificultoso obtener, quizás la condicionen en demasía.

Planeam iento en el futur o. •Una carga tiene cierta evolución en el tiempo, también se notan ciertos incrementos en el área, cuando lo

que ocurre es un incremento de superficie se plantea una red nueva Si en cambio lo que se presenta es evolución en el tiempo se deben integrar obras nuevas a lo existente.

•El planteo se debe hacer para una situación futura razonable, en distribución se debe mirar a 10 o 20 años

adelante, esto significa, pensando que la carga crece con cierta tasa anual, un incremento de carga que puede llegar al doble o más.

•Otro problema que se presenta es que planeamos para una carga mayor (quizas doble o más) entonces la

potencia efectivamente necesaria en cada SEDS (centro) debe ser menor, y se incrementara con el crecimiento de la carga. Otra posibilidad es asociar las áreas de a dos, instalar una sola SEDS (centro), al tiempo se instalara el segundo, quizás el tercero.

Quien planifica debe adivinar cual es la mejor solución

En general se tiende a reducir la primera inversión, pero este criterio no debe representar encarecimiento futuro, por esto es muy importante planear para la situación final, y luego identificar la necesidad presente.

•El fruto de este trabajo de planeamiento debe quedar bien documentado, para que cuando se presenta la

necesidad de construir las obras y desarrollar la ingeniería de detalle no queden dudas de lo que se debe hacer.

El planeamiento no debe entrar en las soluciones de detalle que seguramente en el transcurso del tiempo perderán vigencia victimas del progreso tecnológico (tanto en componentes como en materiales).

•El producto del planeamiento es un mapa geográfico (topográfico) donde pueden identificarse los

recorridos de la red de las líneas eléctricas y los c entros de carga. Otro producto es un plano esquemático que muestra las posibles conectividades, y los caminos que sigue la energía de fuentes a consumos. Au tom atización del sistem a Electricos . •La red de Transmisión/ Distribución es un sistema distribuido, desde un centro salen líneas que forman

nuevos centros en puntos más o menos alejados, este esquema se repite nuevamente. •En una red así concebida, se requiere de una cuadrilla volante que recorra la red, encuentre las faltas,

reponga el servicio, repare la falla, todo esto con urgencia que exige el usuario de energía.

•En esta red, los dispositivos de protección que están concentrados en los centros, y distribuidos en la red

son el primer automatismo que se ha integrado, cuando actúa un dispositivo y queda una rama sin alimentación, si la falla esta ubicada es posible accionar algún sistema automático que alimente desde otro punto de la red, parte de lo que ha salido de servicio.

Cap1-Intr SEP LLDD y Pytos Electricos def 30-9-2015 - copia - copia.pdf

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