Unidad 02

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UNIDAD

II

Subestación de distribución tipo convencional, de superficie y subterránea

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Subestacion de Distribuciones

Índice 1. INTRODUCCIÓN .......... ..................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... .............1 ..1 2. OBJETIVOS ........... ...................... ....................... ........................ ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... .................2 ......2 3. CONTENIDO.......... CONTENIDO ...................... ........................ ....................... ....................... ....................... ....................... ........................ ....................... ................2 .....2 3.1. SELECCIÓN SELECCIÓN Y APLICACI APLICACIÓN ÓN DE LA SUBESTACIÓN SUBESTACIÓN CONVENCIO CONVENCIONAL....... NAL........... ........ ........ .......2 ...2 3.2. ESQUEMA ESQUEMA ELÉCTRICO ELÉCTRICO DE LA SUBESTAC SUBESTACIÓN IÓN CONVENCI CONVENCIONAL ONAL DE SUPERFICI SUPERFICIEE DE 2 2 5x7,50 m Y SUBTERRÁNEA DE 5x9,50 m (CON 6 CELDAS DE 10 kV Y 2 CELDAS DE TRANSFORMADOR)....................... TRANSFORMADOR)............ ...................... ....................... ....................... ....................... ....................... ...................... ..................8 .......8 3.3. RESULTADO RESULTADOSS DE LA COORDINAC COORDINACIÓN IÓN DE LA PROTECC PROTECCIÓN IÓN DEL TRANSFO TRANSFORMAD RMADOR OR CONVENCIONAL EN CELDA DE SE O SS........... SS ...................... ...................... ...................... ...................... ...................... ............. 11 3.3.1. 3.3. 1. EJEMPLO EJEMPLO DE SELECCIÓN SELECCIÓN DE LA CORRIENT CORRIENTEE NOMINAL NOMINAL DE LOS FUSIBLE FUSIBLESS LIMITADORES DE CORRIENTE DE MEDIA TENSIÓN TIPO E-ANSI PARA PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR TRANSFORMADOR CONVENCIONAL EN CELDA CELDA DE SE O SS .......... .................... ............. ...13 13 3.3.2. 3.3. 2. EJEMPLO EJEMPLO DE SELECCIÓN SELECCIÓN DEL INTERRUPTOR INTERRUPTOR TERMOMAGNÉT TERMOMAGNÉTICO ICO TRIPOLAR TRIPOLAR DE BAJA TENSIÓN PARA PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR TRANSFORMADOR CONVENCIONAL EN CELDA DE SE O SS .......... ..................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ......................17 ...........17 3.4. ESQUEMA ESQUEMA ELÉCTRICO ELÉCTRICO DEL DEL TABLERO TABLERO TOTALI TOTALIZADO ZADOR R Y DE AP DE LA SE DE 5x7,50 5x7,50 m2 Y SS DE 5x9,50 m2 ............ ....................... ....................... ....................... ....................... ........................ ....................... ....................... ................ ....18 18 3.5. ESQUEMA ESQUEMA ELÉCTRICO ELÉCTRICO DE DE LA SUBESTACI SUBESTACIÓN ÓN CONVENCI CONVENCIONAL ONAL DE DE SUPERFICIE SUPERFICIE DE 5x4 2 2 m Y SUBTERRÁNEA DE 5x6 m (CON 4 CELDAS DE 10 kV Y 1 CELDA DE TRANSFORMACIÓN)................ TRANSFORMACIÓN)........................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ............. 21 3.6. ESQUEMA ESQUEMA ELÉCTRICO ELÉCTRICO DEL EQUIPAM EQUIPAMIENTO IENTO EN CELDA CELDA DE DE SE O SS PARA PARA CLIENTE CLIENTE CON CARGA CONTRATADA EN 10 kV DE 50 A 500 kW .......... ................... ................... .................... .................22 .......22 3.7. ESQUEMA ESQUEMA ELÉCTRICO ELÉCTRICO DEL EQUIP EQUIPAMIEN AMIENTO TO EN CELDA CELDA DE SE O SS PARA PARA CLIENTE CLIENTE CON CARGA CONTRATADA EN 10 kV DE 500,1 A 2 500 kW ......... ................... ................... .................. ........... 23 3.8. METODOLOG METODOLOGÍA ÍA PARA PARA PROTECCIÓ PROTECCIÓN N DE ALIMENTAD ALIMENTADORES ORES TRONCALES TRONCALES DE 10 kV DESDE CELDA DE SALIDA DE SE O SS, MEDIANTE RELÉS PRIMARIOS DE SOBRECORRIENTE Y TIEMPO DEFINIDO TIPO TIPO HB DE 12 kV; 300 A; 37,5 kA .......... ............. ...24 24 3.8.1. 3.8. 1. CÁLC CÁLCULO ULO DE LA CORRIENTE CORRIENTE EFICAZ EFICAZ SIMÉTRICA SIMÉTRICA DE CORTOCIR CORTOCIRCUITO CUITO TRIFÁSICO FRANCO FRANCO EN EL ALIMENTADOR ALIMENTADOR TRONCAL DE 10 KV........... KV ..................... ............ ..25 25 3.8.2. 3.8. 2. METODOLO METODOLOGÍA GÍA PARA PARA LA CALIBRACI CALIBRACIÓN ÓN DE LA TEMPORIZAC TEMPORIZACIÓN IÓN DE LOS RELÉS PRIMARIOS DE SOBRECORRIENTE Y TIEMPO DEFINIDO TIPO HB DE 12 KV; 300 A; 37,5 KA.................... KA............................... ...................... ...................... ...................... ...................... ...................... ...................28 ........28 3.8.3. 3.8. 3. METODOLOG METODOLOGÍA ÍA PARA CALIBRA CALIBRACIÓN CIÓN DE LA MÍNIMA MÍNIMA CORRIENTE CORRIENTE DE OPERACIÓN (NOMINAL) DE LOS RELÉS PRIMARIOS DE SOBRECORRIENTE Y TIEMPO DEFINIDO TIPO HB DE 12 KV; 300 A; 37,5 KA.................. KA........................... ..................32 .........32 4. RESUMEN.......................... RESUMEN...................................... ....................... ...................... ....................... ....................... ....................... ....................... ............... ....35 35 5. PREGUNTAS PREGUNTAS DE AUTOCOMP AUTOCOMPROBA ROBACIÓN CIÓN.... ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ .......36 ...36 6. RESPUESTAS RESPUESTAS A LAS PREGUNTAS PREGUNTAS DE AUTOCOM AUTOCOMPROB PROBACIÓ ACIÓN N .... ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ...... 37

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UNIDAD II “SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN TIPO CONVENCIONAL, DE SUPERFICIE Y SUBTERRÁNEA” 1. INTRODUCCIÓN La subestación de distribución tipo convencional, para empresas de distribución, puede ser de dos tipos: de superficie en caseta y subterránea en sótano de edificios. La subestación convencional de superficie (SE) a su vez es de dos tamaños: la SE de 5 x 7,50 m2 (con 2 celdas de transformación y 6 celdas de 10 kV) y la SE de 5 x 4 m2 (con 1 celda de transformador y 4 celdas de 10 kV). La subestación convencional subterránea (SS) a su vez es de dos tamaños: la SS de 5 x 9,50 m 2 (con 2 celdas de transformador y 6 celdas de 10 kV) y la SS de 5 x 6 m2 (con 1 celda de transformador y 4 celdas de 10 kV). La subestación de distribución tipo convencional para una planta industrial tiene el tamaño y el equipamiento de acuerdo a su necesidad, que no necesariamente coincide con la necesidad de las empresas de distribución. En nuestro medio el equipamiento de la subestación convencional de 10/0,23 kV está normalizado por Edelnor y Luz del Sur con 1 ó 2 transformadores trifásicos de distribución tipo convencional de las siguientes potencias nominales (según normas IEC 76 e Itintec 370.002): 50, 100, 160, 250, 400, 630, 2x400 ó 2x630 kVA. También se están instalando en zonas urbanas y urbano-marginales las subestaciones convencionales de 22,9/0,22 kV pero todavía no se ha normalizado su equipamiento debido a que son de uso reciente en estas zonas. En la presente unidad se identifican los criterios de selección y aplicación, respecto al proyecto, de la subestación convencional de superficie y subterránea de 10/0,23 kV para empresas de distribución. Además, se interpretan los esquemas eléctricos y las disposiciones de los equipos cuyas características técnicas se especifican de acuerdo a normas de diseño IEC. En la presente unidad también se indican los criterios para seleccionar: la corriente nominal de los fusibles limitadores de corriente de media tensión tipo E-ANSI y el interruptor termomagnético tripolar de baja tensión, para protección del transformador convencional en celda de la subestación convencional de 10/0,23 kV. También se indica el procedimiento para la calibración del relé de sobrecorriente primario y de tiempo definido tipo HB, utilizado para la protección de alimentadores troncales en 10 kV contra cortocircuitos, desde la celda de salida de la subestación convencional de 10/0,22 kV.

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2. OBJETIVOS En esta unidad el participante debe lograr los siguientes objetivos: •

•

•

•

•

•

Seleccionar las subestaciones de distribución tipo convencional de acuerdo a su ubicación en alimentadores troncales y laterales de media tensión (10 kV). Interpretar los esquemas eléctricos y las disposiciones de los equipos de la subestación convencional. Reconocer las especificaciones técnicas de los equipos y materiales de la subestación convencional. Seleccionar la corriente nominal de los fusibles limitadores de corriente de media tensión tipo E-ANSI para protección contra cortocircuitos del transformador de la subestación convencional. Seleccionar el interruptor termomagnético tripolar de baja tensión para protección contra sobrecargas del transformador de la subestación convencional. Calibrar los relés de sobrecorriente primarios y de tiempo definido tipo HB, para proteger los alimentadores troncales de 10 kV contra cortocircuitos desde celda de salida de la subestación convencional.

3. CONTENIDO 3.1. SELECCIÓN Y APLICACIÓN DE LA SUBESTACIÓN CONVENCIONAL a. La subestación convencional de superficie de 5x7,50 m2 o subterránea de 5x9,50 m2 (con 2 celdas de transformación y 6 celdas de 10 kV) está prevista para aplicarse en el recorrido de alimentadores troncales subterráneos o aéreos (en este caso la llegada y la salida a las celdas de la subestación es subterránea) como puesto de derivación de laterales (PDL) y transformación (disponiendo para este último de 2 celdas con transformador de 50, 100, 160, 250, 400, 630, 2x400 ó 2x630 kVA), y además 2 celdas de medición para 2 clientes en 10 kV. b. La subestación convencional de superficie de 5x4 m 2 o subterránea de 5x6 m2 (con 1 celda de transformador y 4 celdas de 10 kV) está prevista para aplicarse en el recorrido de alimentadores laterales subterráneos o aéreos (en este caso la llegada y salida a las celdas de la subestación es subterránea) para transformación (disponiéndose de 1 celda con transformador de 50, 100, 160, 250, 400 ó 630 kVA) y medición de hasta 2 clientes en 10 kV. Esta subestación también puede aplicarse en el recorrido de alimentadores troncales subterráneos o aéreos como puesto de derivación de laterales (PDL) y transformación, siempre que la posibilidad de alimentar clientes en 10 kV sea nula, de lo contrario, se considerará la subestación convencional más grande (con 2 celdas de transformador y 6 celdas de 10 kV) del acápite (a). También se puede aplicar esta subestación en el recorrido de alimentadores troncales subterráneos o aéreos para atender exclusivamente redes de distribución secundaria (en 220 V) y clientes en 10 kV, siendo esta aplicación en casos muy especiales. c. Una subestación convencional subterránea se instalará siempre y cuando no se pueda instalar una subestación convencional de superficie.

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d. Una subestación convencional subterránea puede estar ubicada en sótanos de edificios o parques. Este último caso debe evitarse en lo posible, sin embargo, en casos muy especiales de zonas residenciales de primera o segunda categoría puede darse pero se deben tomar las medidas de seguridad convenientes y necesarias como éstas: •

• •

•

Las rejillas de ingreso se instalarán en las veredas periféricas, para facilitar el acceso hasta ellas. El nivel de las rejillas con relación a la vereda será de + 10 ó 15 cm. El piso que está directamente debajo de las rejillas tendrá un sumidero para favorecer el drenaje en caso de posibles inundaciones. Las paredes y el techo serán reforzados para evitar filtraciones a través de ellos.

e. Las potencias nominales del transformador de la subestación convencional de 100 y de 160 kVA, son las recomendadas por los estudios sobre el dimensionamiento óptimo de las subestaciones convencionales para cargas de zonas residenciales y pueblos jóvenes. Para cargas concentradas como edificios, electrobombas, industriales o comerciales, es posible la utilización de potencias nominales de 250, 400 ó 630 kVA. f.

Las cargas contratadas mayores de 50 kW es preferible económicamente alimentarlas en media tensión (10 kV), pero las cargas contratadas en baja tensión (220 V) pueden alimentarse sin limitaciones técnicas por lo menos hasta 225 kW.

g. Si la carga contratada del cliente de 10 kV es de 50 a 500 kW, el equipamiento de la celda considera además del sistema de medición, un seccionador fusible de potencia tripolar de 12 kV tipo interior con fusibles limitadores de corriente de 12 kV y 40 A para protección y maniobra del alimentador del cliente. Esta magnitud de carga puede alimentarse desde una subestación convencional ubicada en el recorrido de un alimentador troncal o lateral. h. Si la carga contratada del cliente de 10 kV es de 500,1 a 2 500 kW, el equipamiento de la celda considera además del sistema de medición, un interruptor automático tripolar de 12 kV tipo interior con relés primarios de sobrecorriente y tiempo definido tipo HB (temporizados en 0 segundos) para protección y maniobra del alimentador del cliente. Esta magnitud de carga es excesiva para ser alimentada por un alimentador lateral, por lo que debe alimentarse desde una subestación convencional ubicada en el recorrido de un alimentador troncal.

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i.

Si la carga contratada del cliente de 10 kV es mayor de 2 500 kW, por ser de magnitud excesiva para ser alimentada por un alimentador troncal, no es alimentada desde celda alguna de subestación convencional, sino desde la celda de subestación de transmisión cercana en el mismo u otro nivel superior de tensión.

j.

Los componentes de media tensión de la subestación convencional de 10/0,23 kV normalizada por Edelnor y Luz del Sur, están diseñados para que ésta pueda instalarse en el recorrido de un alimentador troncal o lateral donde el nivel de cortocircuito en 10 kV sea de hasta 500 MVA (30 kA simétricos eficaces en caso del cortocircuito trifásico franco, sin resistencia de falla, por ser ésta la condición de falla más exigente en un sistema con neutro aislado como el de 10 kV). Unidad II

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Fig. 3.1 Subestación convencional de superficie (SE) de 5 x 7,50 m2 para alimentadores troncales (2 celdas de transformador y 6 celdas de MT).

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Fig. 3.2 Subestación convencional subterránea (SS) de 5 x 9,50 m2 para alimentadores troncales (Con 2 celdas de transformador y 6 celdas de MT).

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Fig. 3.3 Subestación convencional de superficie (SE) de 5 x 4 m2 para alimentadores laterales o troncales (con una celda de transformador y 4 celdas de MT).

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Fig. 3.4 Subestación convencional subterránea (SS) de 5 x 6 m2 para alimentadores laterales o troncales (con una celda de transformador y 4 celdas de MT).

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3.2. ESQUEMA ELÉCTRICO DE LA SUBESTACIÓN CONVENCIONAL DE SUPERFICIE DE 5X7,50 M2 Y SUBTERRÁNEA DE 5X9,50 M2 (CON 6 CELDAS DE 10 KV Y 2 CELDAS DE TRANSFORMADOR) En el esquema eléctrico (Fig. 3.5) se aprecia que de las barras de 10 kV alimentadas por el troncal de llegada, se alimentan 2 celdas de reserva para clientes de 10 kV, 2 celdas para laterales si la SE o SS es un puesto de derivación de laterales (PDL), 1 celda para el troncal de salida y 2 celdas para transformadores convencionales de potencia (distribución). El equipamiento de cada una de las 2 celdas de laterales incluye un seccionador fusible de potencia tripolar de 12 kV, 400 A, 16 kA, tipo interior, equipado con 3 fusibles limitadores de corriente de 12 kV, 100 ó 125 A; 31,5 kA, tipo interior (que ordenan la apertura simultánea de las 3 fases del seccionador fusible cuando actúa el indicador de fusión de uno o más fusibles), para protección del lateral subterráneo o aéreo contra cortocircuitos. El equipamiento de la celda del troncal de llegada incluye 3 seccionadores unipolares simples de 12 kV, 350 A, tipo interior, para operación sin carga con pértiga aislada simple. El equipamiento de la celda del troncal de salida incluye un interruptor automático de potencia tripolar tipo mínimo volumen de aceite (vacío o SF6) de 12 kV, 400 A, 250 ó 500 MVA de potencia de ruptura simétrica, tipo interior, equipado en 2 de sus 3 polos con relés primarios de máxima corriente y tiempo definido tipo HB de 12 kV; 300 A; 37,5 kA, tipo interior, temporizados en 0,0; 0,4; 0,8 ó 1,2 segundos para dar selectividad a la protección del troncal de salida aéreo o subterráneo contra cortocircuitos, tramo por tramo. El equipamiento de cada una de las celdas del transformador de distribución incluye un transformador trifásico tipo convencional de 10/0,23 kV para uso exterior e interior, 3 fusibles seccionadores unipolares simples de 12 kV, 200 A, tipo interior (para operación sin carga con pértiga aislada simple) cada uno con su fusible limitador de corriente de 12 kV, 30 kA, tipo interior, clase E-ANSI (para protección del transformador contra cortocircuitos) y un interruptor termomagnético tripolar de baja tensión tipo caja moldeada (o un fusible seccionador de potencia tripolar de baja tensión tipo horizontal de 400 A con 3 fusibles limitadores de corriente de baja tensión tipo NH, tamaño 2, curva gL para uso general y protección de campo total) para protección del transformador contra sobrecargas. En la Tabla 3.3 del acápite 3.3 se indican las corrientes nominales de los señalados dispositivos de protección y del máximo fusible tipo NH de protección de cada salida del tablero de distribución secundaria, seleccionadas por Edelnor y Luz del Sur en función a la potencia nominal del transformador de distribución. En la Fig. 3.5 (esquema eléctrico de la SE de 5x7,50 m2 y SS de 5x9,50 m2) se aprecia que hay un máximo de 6 salidas trifásicas por cada uno de los 2 tableros de distribución secundaria, uno por cada transformador, obteniéndose un máximo de hasta 12 salidas de distribución secundaria con fusibles seccionadores de potencia tripolares de baja tensión tipo vertical. En la Tabla 3.1 se indica la corriente nominal del fusible de BT tipo NH que protege desde el tablero de DS a los alimentadores trifásicos subterráneos de baja tensión Pag.8

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tipo NYY destinados a cargas de distribución secundaria (DS) o electrobombas (EB), seleccionada por Edelnor y Luz del Sur en función a la sección y a la corriente máxima admisible por el alimentador (la de más alta magnitud, es decir, la que considera un factor de carga = 0,6 según la Tabla 3.1 de la unidad I), debiendo verificarse que la corriente simultánea de demanda máxima no exceda la corriente nominal del fusible de BT tipo NH seleccionado ni la corriente máxima admisible del alimentador de DS o EB.

Fig. 3.5 Esquema eléctrico de la SE de 5 x 7,50 m2 y SS de 5 x 9,50 m2.

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Sección (Corriente Máxima CorrienteNominal (tamaño) Admisible) del Alimentador del Fusible de BT Tipo NH de BT Tipo NYY Seleccionado

Corriente nominal del fusible seccionador de potencia tripolar de BT tipo vertical

3 – 1x16 mm2 (94 A) 3 – 1x35 mm2 (144 A) 3 – 1x70 mm2 (208 A) 3 – 1x120 mm2 (283 A) 3 – 1x185 mm2 (360 A) 3 – 1x300 mm2 (475 A) 2(3 – 1x120 mm2) (481 A)

160 A (tamaño 2) 160 A (tamaño 2) 200 A (tamaño 2) 250 A (tamaño 2) 315 A (tamaño 2) 400 A (tamaño 2) 400 A (tamaño 2)

400 A

3 – 1x185 mm2 (360 A) 3 – 1x300 mm2 (475 A) 2(3 – 1x120 mm2) (481 A) 2(3 – 1x185 mm2) (578 A)

400 A (tamaño 3) 500 A (tamaño 3) 500 A (tamaño 3) 630 A (tamaño 3)

630 A

Tabla 3.1 Corriente nominal del fusible de BT tipo NH para protección de alimentadores trifásicos subterráneos de BT tipo NYY contra cortocircuitos, desde salidas del tablero de DS de SE o SS. En el esquema eléctrico (Fig. 3.5) también se observa que en cada una de las fases del cable de comunicación, que conecta los bornes de baja tensión del transformador convencional con las barras del tablero de DS, se instala un transformador de corriente para medida de BT, clase 1, 10 VA, tipo toroidal sin barra pasante, para registro de la carga de cada transformador convencional desde sus circuitos secundarios de 5 A (en el tablero totalizador instalado adyascente al tablero de alumbrado público). En la Tabla 3.2 se indican las secciones normalizadas del cable de comunicación (cable unipolar de BT tipo NYY en terna trifásica) y de la barra por fase del tablero de DS, asimismo, la relacíón de transformación del transformador de corriente (TC) para medida de BT (clase 1, 10 VA, tipo toroidal sin barra pasante), seleccionadas por Edelnor y Luz del Sur en función a la potencia nominal del transformador trifásico convencional de 10/0,23 kV.

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Potencia nominal del transformador convencional 50 kVA 100 kVA 160 kVA 250 kVA 400 kVA 630 kVA

Sección del cable Sección de la de comunicación barra por fase de BT tipo NYY del tablero de DS 2 3 – 1x70 mm 60 x 8 mm2 3 – 1x120 mm2 60 x 8 mm2 3 – 1x185 mm2 60 x 8 mm2 2(3 – 1x185) mm2 60 x 8 mm2 2(3 – 1x300) mm2 80 x 8 mm2 3 – 1x500 mm2 2 (80 x 8) mm2

Relación de transformación del TC para medida de BT 200 / 5 A 300 / 5 A 500 / 5 A 750 / 5 A 1 000 / 5 A 2 000 / 5 A

Tabla 3.2 Sección del cable de comunicación de BT y de la barra por fase del tablero de DS, y relación de transformación del TC para medida de BT, en función a la potencia nominal del transformador trifásico convencional de 10/0,23 Kv. Debemos señalar que la carga del tablero de alumbrado público (AP) es alimentada desde un contactor de BT para maniobras de las redes de AP, y éste a su vez es alimentado desde los bornes de BT de uno de los 2 transformadores convencionales. Por lo tanto, en uno de los 2 transformadores convencionales esta carga de AP no es registrada por los transformadores de corriente que totalizan la carga del transformador. 3.3. RESULTADOS DE LA COORDINACIÓN DE LA PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR CONVENCIONAL EN CELDA DE SE O SS Para la protección contra cortocircuitos del transformador trifásico tipo convencional de 10/0,23 kV en celda de subestación convencional de superficie (SE) o subterránea (SS) se emplean los fusibles limitadores de corriente de media tensión (12 kV), 30 kA, tipo interior, clase E-ANSI y para la protección contra sobrecargas del transformador se emplea un interruptor termomagnético tripolar de baja tensión tipo caja moldeada (o un fusible seccionador de potencia tripolar de baja tensión tipo horizontal de 400 A con 3 fusibles limitadores de corriente de baja tensión tipo NH, tamaño 2, curva gL para uso general y protección de campo total). En la Tabla 3.3 se indican las corrientes nominales de los señalados dispositivos de protección y del máximo fusible tipo NH de protección de cada salida del tablero de distribución secundaria, seleccionadas por Edelnor y Luz del Sur en función a la potencia nominal del transformador de distribución en celda de SE o SS.

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Potencia Nominal del Transformado r (kVA)

Fusible Limitador Corriente MT (A)

630 400 250 160 100 50

100 E 100 E 80 E 50 E 30 E 20 E

Máximo Fusible de Fusible de de Interruptor BT Tipo BT Tipo NH de Termomagnéti co de BT (A) NH (A) de Salida de DS (A) 2 000 1 250 800 500 ---

----315 160

630 500 400 250 250 160

Tabla 3.3 Corriente nominal de los dispositivos de protección del transformador trifásico convencional de 10/0,23 kV en celda del transformador de SE o SS. Los resultados de la coordinación de la protección del transformador convencional en celda de SE o SS (indicados en la Tabla 3.3) deben tener en cuenta las siguientes premisas de cálculo: a) La curva característica tiempo total de apertura versus corriente (del fusible limitador de corriente de MT tipo E-ANSI) debe quedar a la izquierda del punto que indica el tiempo y la máxima corriente de cortocircuito admisible por el transformador (de acuerdo a las normas Itintec 370.002 y CEI 76 el transformador de 2 arrollamientos de hasta 630 kVA soporta como corriente de cortocircuito 25 veces su corriente nominal durante 2 segundos si su impedancia es del 4%). Eso significa que si la corriente del fusible tipo E-ANSI es 25 veces la corriente nominal primaria (en MT) del transformador, su tiempo total de apertura debe ser menor a 2 segundos. b) La curva característica tiempo inicial de fusión versus corriente (del fusible limitador de corriente de MT tipo E-ANSI) debe quedar a la derecha del punto que indica el tiempo y la máxima corriente de inserción del transformador (considerada como 12 veces la corriente nominal primaria (en MT) del transformador durante 0,1 segundos si su impedancia es del 4%). Eso significa que si la corriente del fusible tipo E-ANSI es 12 veces la corriente nominal primaria (en MT) del transformador, su tiempo inicial de fusión debe ser mayor a 0,1 segundos. c) De todas las corrientes nominales de fusibles tipo E-ANSI cuyas curvas características cumplan con lo especificado en a y b, se debe seleccionar para protección contra cortocircuitos del transformador, aquella corriente nominal que sea la mayor de todas las que exceden la corriente nominal primaria (en MT) del transformador. De esta manera se coordina mejor la protección con las curvas características de los dispositivos de protección contra sobrecargas del transformador. d) La curva característica del interruptor termomagnético tripolar de BT (para protección contra sobrecargas del transformador de 160, 250, 400 ó 630 kVA) o de los fusibles limitadores de corriente de BT tipo NH (para protección contra Pag.12

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sobrecargas del transformador de 50 ó 100 kVA) debe quedar a la izquierda de la curva característica tiempo inicial de fusión versus corriente del fusible limitador de corriente de MT tipo E-ANSI seleccionado según lo especificado en c. e) La corriente nominal del dispositivo de protección contra sobrecargas del transformador (interruptor termomagnético o fusible NH) debe ser mayor al 120% de la corriente nominal secundaria del transformador para aprovechar la capacidad de sobrecarga del mismo, pero debe ser menor al 130% de la corriente nominal secundaria del transformador para evitar que éste sufra daños por sobrecargas excesivas. f) La curva característica de los fusibles limitadores de corriente de BT tipo NH, que protegen a los alimentadores de baja tensión desde las salidas verticales (de 400 ó 630 A) del tablero de DS de la SE o SS, debe quedar a la izquierda de la curva característica del dispositivo de protección contra sobrecargas del transformador. 3.3.1.

EJEMPLO DE SELECCIÓN DE LA CORRIENTE NOMINAL DE LOS FUSIBLES LIMITADORES DE CORRIENTE DE MEDIA TENSIÓN TIPO E-ANSI PARA PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR CONVENCIONAL EN CELDA DE SE O SS De acuerdo a las premisas de cálculo indicadas en los incisos a, b y c, se pide seleccionar la corriente nominal de los fusibles limitadores de corriente de media tensión (12 kV), 30 kA, tipo interior, clase E-ANSI, para protección contra cortocircuitos del transformador trifásico convencional de 10/0,23 kV y 315 kVA en celda de SE o SS. En la Fig. 3.6 se aprecia las curvas características tiempo inicial de fusión versus corriente, de los fusibles limitadores de corriente de MT tipo E-ANSI de las siguientes corrientes nominales: 10E, 15E, 20E, 25E, 30E, 40E, 50E, 65E, 80E, 100E, 125E, 150E, 200E, 250E, 300E, 450E y 600E. En la Fig. 3.7 se aprecia las curvas características tiempo total de apertura versus corriente, de los fusibles limitadores de corriente de MT tipo E-ANSI de las siguientes corrientes nominales: 10E, 15E, 20E, 25E, 30E, 40E, 50E, 65E, 80E, 100E, 125E, 150E, 200E, 250E, 300E, 450E y 600E.

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Fig. 3.6 Curvas características tiempo inicial de fusión versus corriente, de los fusibles limitadores de corriente de MT tipo E-ANSI de las siguientes corrientes nominales: 10E, 15E, 20E, 25E, 30E, 40E, 50E, 65E, 80E, 100E, 125E, 150E, 200E, 250E, 300E, 450E y 600E.

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Fig. 3.7 Curvas características tiempo total de apertura versus corriente, de los fusibles limitadores de corriente de MT tipo E-ANSI de las siguientes corrientes nominales: 10E, 15E, 20E, 25E, 30E, 40E, 50E, 65E, 80E, 100E, 125E, 150E, 200E, 250E, 300E, 450E y 600E.

Solución: La corriente nominal primaria (en 10 kV) del transformador trifásico convencional de 10/0,23 kV y 315 kVA es Inp = (315 kVA) / (1,73 x 10 kV) = 18,21 A. De acuerdo a las premisas de cálculo del inciso a, la máxima corriente de cortocircuito admisible por el transformador es 25 x Inp = 25 x 18,21 = 455 A durante 2 segundos. En la Tabla 3.4 se indica el tiempo total de apertura de los fusibles de MT tipo E-ANSI cuando la corriente es 455 A (25 x Inp). El tiempo total de apertura se ha obtenido de las curvas características mostradas en la Fig. 3.7. Pag. 15

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Como en la Tabla 3.4 se observa que el tiempo total de apertura de los fusibles de 600E, 450E, 300E, 250E, 200E, 150E, 125E, 100E y 80E no es menos de 2 segundos cuando la corriente es 455 A, entonces son descartadas estas corrientes nominales para protección contra cortocircuitos del transformador. Corriente nominal (A) del fusible de MT tipo E-ANSI

Tiempo total de apertura del fusible tipo E-ANSI cuando la corriente es 455 A

600E 450E 300E 250E 200E 150E 125E 100E 80E 65E 50E 40E 30E 25E 20E 15E 10E

Mas de 1 000 segundos Mas de 1 000 segundos Mas de 1 000 segundos Mas de 1 000 segundos Mas de 1 000 segundos 200 segundos 70 segundos 7 segundos 2,5 segundos 1,5 segundos 0,4 segundos 0,22 segundos 0,11 segundos 0,08 segundos 0,045 segundos 0,030 segundos 0,015 segundos

Tabla 3.4 Tiempo total de apertura de los fusibles de MT tipo E-ANSI cuando la corriente es 455 A (25 veces la corriente nominal primaria del transformador trifásico convencional de 10/0,23 kV y 315 kVA). De acuerdo a las premisas de cálculo del inciso b, la máxima corriente de inserción del transformador es 12 x Inp = 12 x 18,21 = 219 A durante 0,1 segundos. En la Tabla 3.5 se indica el tiempo inicial de fusión de los fusibles de 65E, 50E, 40E, 30E, 25E, 20E, 15E y 10E (considerados como técnicamente aceptables para protección contra cortocircuitos por lo señalado en la Tabla 3.4) cuando la corriente es 219 A (12 x Inp). El tiempo inicial de fusión se ha obtenido de las curvas características mostradas en la Fig. 3.6.

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Corriente nominal (A) del fusible de MT tipo E- ANSI

Tiempo inicial de fusión del fusible tipo E-ANSI cuando la corriente es 219 A

65E 50E 40E 30E 25E 20E 15E 10E

13 segundos 3 segundos 1,4 segundos 0,5 segundos 0,3 segundos 0,14 segundos 0,06 segundos 0,015 segundos

Tabla 3.5 Tiempo inicial de fusión de los fusibles de MT tipo E- ANSI cuando la corriente es 219 A (12 veces la corriente nominal primaria del transformador trifásico convencional de 10/0,23 kV y 315 kVA). Como en la Tabla 3.5 se observa que el tiempo inicial de fusión de los fusibles de 15E y 10E no es más de 0,1 segundos cuando la corriente es 219 A, entonces son descartadas estas corrientes nominales porque los fusibles se funden cuando transportan la máxima corriente de inserción del transformador. Las corrientes nominales de fusibles tipo E-ANSI cuyas curvas características cumplen con las premisas de cálculo especificadas en los incisos a y b, son: 65E, 50E, 40E, 30E, 25E y 20E (de acuerdo a los resultados indicados en las Tablas 3.4 y 3.5). De acuerdo a las premisas de cálculo del inciso c se debe escoger la corriente nominal de 65E para protección contra cortocircuitos del transformador, porque es la mayor de todas las corrientes nominales de fusibles tipo E-ANSI que exceden la corriente nominal primaria (en 10 kV) del transformador (18,21 A). De esta manera se coordina mejor la protección con la curva característica del interruptor termomagnético de baja tensión para protección contra sobrecargas del transformador. 3.3.2.

EJEMPLO DE SELECCIÓN DEL INTERRUPTOR TERMOMAGNÉTICO TRIPOLAR DE BAJA TENSIÓN PARA PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR CONVENCIONAL EN CELDA DE SE O SS Se pide seleccionar la corriente nominal y la corriente de ruptura simétrica del interruptor termomagnético tripolar de baja tensión para protección contra sobrecargas de un transformador trifásico convencional de 10/0,23 kV y 315 kVA en celda de SE o SS. Solución: La corriente nominal secundaria del transformador es Ins = 315 kVA / (1,73 x 0,23 kV) = 792 A. •

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De acuerdo a las premisas de cálculo del inciso e, la corriente nominal del interruptor de BT debe ser mayor a 950 A (120% x Ins) y menor a 1 Unidad II

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030 A (130% x Ins). Por lo tanto, la corriente nominal seleccionada del interruptor termomagnético tripolar de BT debe ser 1 000 A según normas IEC. •

La corriente eficaz simétrica de cortocircuito trifásico franco en bornes de 0,22 kV del transformador cuando su impedancia es 4%, se calcula como Icc = 25 x Ins = 25 x 792 = 19 800 A (19,8 kA). Por lo tanto, la corriente de ruptura simétrica seleccionada del interruptor termomagnético tripolar de BT debe ser 20 kA según normas IEC.

3.4. ESQUEMA ELÉCTRICO DEL TABLERO TOTALIZADOR Y DE AP DE LA SE DE 5X7,50 M2 Y SS DE 5X9,50 M2 En la Fig. 3.8 (esquema eléctrico del tablero totalizador y de alumbrado público (AP) de la SE de 5x7,50 m2 y SS de 5x9,50 m2), se aprecia que la carga del tablero de AP está limitada por la corriente nominal del contactor de BT para maniobras de las redes de AP (pudiendo admitirse una sobrecarga de hasta el 20% sobre la corriente nominal del contactor de BT). Además, el número de salidas del tablero de AP es de hasta 4 (cada salida mediante un fusible seccionador de potencia tripolar de BT tipo horizontal de 100 A con 3 fusibles limitadores de corriente de BT tipo NH de hasta 100 A, tamaño 00). En el esquema eléctrico del tablero totalizador y de AP (Fig. 3.8) se aprecia que la medición de la energía consumida por las redes trifásicas de AP es indirecta, es decir, a través de 2 transformadores de corriente para medida de BT (de 100/5 A ó 200/5 A, clase 1, 10 VA, tipo toroidal sin barra pasante) que alimentan un medidor trifásico indirecto de energía eléctrica activa de 220 V; 2,5 (10) A; clase 1. Esta forma de medición indirecta se utiliza siempre y cuando la corriente nominal del tablero de AP (o del contactor de BT) sea 80 ó 125 A, en cambio, la medición es directa si la corriente nominal del tablero de AP (o del contactor de BT) es 50 ó 63 A, tal como se aprecia en la Tabla 3.6. La corriente simultánea de demanda máxima para cargas de AP (calculada de acuerdo a las bases de cálculo del acápite 3.2.1.2. de la unidad I) no debe superar la corriente máxima admisible por la sección del alimentador de AP (obtenida de la Tabla 3.1 de la unidad I para un factor de carga = 0,8) ni la corriente nominal del fusible de BT tipo NH seleccionado en la Tabla 3.6. Asimismo, la corriente simultánea de demanda máxima de todos los alimentadores de AP que salen del tablero de AP (hasta 4), no debe exceder la corriente máxima del tablero de AP (o del contactor de BT) que se indica en la Tabla 3.6.

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Corriente Corriente nominal máxima del del tablero de Tablero de AP (o del AP (o del contactor de contactor BT)** de BT)

125 A

80 A

63 A

50 A

150 A

96 A

76 A

60 A

Relación de transformació n del TC para medición indirecta del total de AP

Fusible de BT tipo Sección(corriente NH seleccionado máxima admisible) para protección del de cada contactor de BT y alimentador de de cada alimentador AP, trifásico, de AP subterráneo, NYY

200 / 5 A

3-1x6mm2 (41 A) 2 3-1x10mm (55 A) 40 A (tamaño 00) 2 3-1x16mm (70 A) 50 A (tamaño 00) 3-1x35mm 2 (108 63 A (tamaño 00) A) 100 A (tamaño 00) 3-1x70mm 2 (156 100 A (tamaño 00) A)

100 / 5 A

40 A (tamaño 00) 3-1x6mm2 (41 A) 50 A (tamaño 00) 3-1x10mm 2 (55 A) 63 A (tamaño 00) 3-1x16mm 2 (70 A) 100 A (tamaño 00) 3-1x35mm 2 (108 100 A (tamaño 00) A) 3-1x70mm 2 (156 A)

-

-

40 A (tamaño 00) 50 A (tamaño 00) 63 A (tamaño 00) 80 A (tamaño 00) 80 A (tamaño 00)

3-1x6mm2 (41 A) 3-1x10mm 2 (55 A) 3-1x16mm 2 (70 A) 3-1x35mm 2 (108 A) 3-1x70mm 2 (156 A)

40 A (tamaño 00) 50 A (tamaño 00) 63 A (tamaño 00) 63 A (tamaño 00) 63 A (tamaño 00)

3-1x6mm2 (41 A) 3-1x10mm 2 (55 A) 3-1x16mm 2 (70 A) 3-1x35mm 2 (108 A) 3-1x70mm 2 (156 A)

Tabla 3.6 Componentes del tablero de AP en función a la corriente máxima del tablero de AP (o del contactor de BT).

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** La corriente máxima es el 120% de la corriente nominal

Fig. 3.8 Esquema eléctrico del tablero totalizador y de AP de la SE de 5x7,50 m2 y SS de 5x9,50 m2. En el esquema eléctrico del tablero totalizador y de AP (Fig. 3.8) se aprecia que del contactor de BT se deriva un circuito trifásico de 220 V al tablero totalizador (desde el que se alimenta al circuito monofásico de 220 V destinado al alumbrado interior de la SE o SS, y al circuito monofásico de 220 V destinado a la célula fotoeléctrica de control del AP). Pag.20

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3.5. ESQUEMA ELÉCTRICO DE LA SUBESTACIÓN CONVENCIONAL DE SUPERFICIE DE 5X4 M2 Y SUBTERRÁNEA DE 5X6 M2 (CON 4 CELDAS DE 10 KV Y 1 CELDA DE TRANSFORMACIÓN) En el esquema eléctrico (Fig. 3.9) se aprecia que de las barras de 10 kV alimentadas por el lateral o troncal de llegada, se alimentan 2 celdas para clientes de 10 kV o para laterales si la SE o SS es un puesto de derivación de laterales (PDL), 1 celda para el lateral o troncal de salida y 1 celda para transformador convencional de potencia (distribución). Si la SE o SS es un PDL la celda de llegada y salida es para alimentador troncal, y el equipamiento de cada celda de lateral incluye un seccionador fusible de potencia tripolar de 12 kV, 400 A, 16 kA, tipo interior, equipado con 3 fusibles limitadores de corriente de 12 kV; 100 ó 125 A; 31,5 kA, tipo interior (que ordenan la apertura simultánea de las 3 fases del seccionador fusible cuando actúa el indicador de fusión de uno o más fusibles), para protección del lateral subterráneo o aéreo contra cortocircuitos. El equipamiento de la celda del lateral o troncal de llegada incluye 3 seccionadores unipolares simples de 12 kV, 350 A, tipo interior, para operación sin carga con pértiga aislada simple. El equipamiento de cada celda de cliente de 10 kV depende de la carga contratada y de la ubicación de la SE o SS. Si la SE o SS está ubicada en el recorrido de alimentador lateral o troncal y si la carga contratada en 10 kV es de 50 a 500 kW (500 kW es la máxima carga contratada como para ser alimentada desde un lateral), la celda de cliente incluye un seccionador fusible de potencia tripolar de 12 kV, 400 A, 16 kA, tipo interior (con 3 fusibles limitadores de corriente de 12 kV; 40 A; 31,5 kA, tipo interior), y equipo de medición. Si la SE o SS está ubicada en el recorrido de alimentador troncal y si la carga contratada en 10 kV es de 500,1 a 2 500 kW (2 500 kW es la máxima carga contratada como para ser alimentada desde un troncal), la celda de cliente incluye un interruptor automático de potencia tripolar tipo mínimo volumen de aceite (vacío o SF6) de 12 kV, 400 A, 250 ó 500 MVA de potencia de ruptura simétrica, tipo interior, equipado en 2 de sus 3 polos con relés primarios de máxima corriente y tiempo definido tipo HB de 12 kV; 300 A; 37,5 kA; tipo interior, temporizados en 0,0 segundos para protección del alimentador del cliente y equipo de medición. El equipamiento de la celda de salida depende de la ubicación de la SE o SS. Si la SE o SS está ubicada en el recorrido de alimentador lateral, la celda de salida incluye un seccionador de potencia tripolar de 12 kV, 400 A, 16 kA, tipo interior (sin fusibles y sin equipo de medición). Si la SE o SS está ubicada en el recorrido de alimentador troncal, la celda de salida incluye un interruptor automático de potencia tripolar tipo mínimo volumen de aceite (vacío o SF6) de 12 kV, 400 A, 250 ó 500 MVA de potencia de ruptura simétrica, tipo interior, equipado en 2 de sus 3 polos con relés primarios de máxima corriente y tiempo definido tipo HB de 12 kV; 300 A; 37,5 kA; tipo interior; temporizados en 0,0; 0,4; 0,8 ó 1,2 segundos para dar selectividad a la protección del troncal de salida aéreo o subterráneo contra cortocircuitos, tramo por tramo. El equipamiento de la celda del transformador de distribución incluye un transformador trifásico tipo convencional de 10/0,23 kV para uso exterior e interior (de 50, 100, 160, 250, 400 ó 630 kVA), 3 fusibles seccionadores unipolares simples Pag. 21

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de 12 kV, 200 A, tipo interior (para operación sin carga con pértiga aislada simple) cada uno con su fusible limitador de corriente de 12 kV, 30 kA, tipo interior, clase E ANSI (para protección del transformador contra cortocircuitos), y un interruptor termomagnético tripolar de baja tensión tipo caja moldeada (o un fusible seccionador de potencia tripolar de baja tensión tipo horizontal de 400 A con 3 fusibles limitadores de corriente de baja tensión tipo NH, tamaño 2, curva gL para uso general y protección de campo total) para protección del transformador contra sobrecargas. En la Tabla 3.3 del acápite 3.3 se indican las corrientes nominales de los señalados dispositivos de protección y del máximo fusible tipo NH de protección de cada salida del tablero de distribución secundaria, seleccionadas por Edelnor y Luz del Sur en función a la potencia nominal del transformador de distribución.

Fig. 3.9 Esquema eléctrico de la SE de 5x4 m2 y SS de 5x6 m2 (con 4 celdas de 10 kV y 1 celda de transformador). 3.6. ESQUEMA ELÉCTRICO DEL EQUIPAMIENTO EN CELDA DE SE O SS PARA CLIENTE CON CARGA CONTRATADA EN 10 KV DE 50 A 500 KW En el esquema eléctrico del equipamiento en celda de SE o SS (ubicada en el recorrido de alimentador troncal o lateral) para cliente con carga contratada en 10 kV de 50 a 500 kW (Fig. 3.10), se aprecia que las cubiertas de los equipos de media tensión (10 kV) tipo interior, están conectadas al pozo de puesta a tierra de media tensión de la SE o SS. Asimismo, se aprecia que tanto el tablero de medición (de energía eléctrica activa en simple o doble tarifa, de máxima demanda y de energía Pag.22

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eléctrica reactiva) como los secundarios de los transformadores de tensión y corriente para medición, también se conectan al pozo de puesta a tierra de baja tensión de la SE o SS.

Fig. 3.10 Esquema eléctrico del equipamiento en celda de SE o SS para cliente con carga contratada en 10 kV de 50 a 500 kW. 3.7. ESQUEMA ELÉCTRICO DEL EQUIPAMIENTO EN CELDA DE SE O SS PARA CLIENTE CON CARGA CONTRATADA EN 10 KV DE 500,1 A 2 500 KW En el esquema eléctrico del equipamiento en celda de SE o SS (ubicada en el recorrido de alimentador troncal) para cliente con carga contratada en 10 kV de 500,1 a 2 500 kW (Fig. 3.11), se aprecia que las cubiertas de los equipos de media tensión (10 kV) tipo interior, están conectadas al pozo de puesta a tierra de media tensión de la SE o SS. Asimismo, se aprecia que tanto el tablero de medición (de energía eléctrica activa en simple o doble tarifa, de máxima demanda y de energía eléctrica reactiva) como los secundarios de los transformadores de tensión y corriente para medición, también se conectan al pozo de puesta a tierra de baja tensión de la SE o SS.

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Fig. 3.11 Esquema eléctrico del equipamiento en celda de SE o SS para cliente con carga contratada en 10 kV de 500,1 a 2 500 kW.

3.8. METODOLOGÍA PARA PROTECCIÓN DE ALIMENTADORES TRONCALES DE 10 KV DESDE CELDA DE SALIDA DE SE O SS, MEDIANTE RELÉS PRIMARIOS DE SOBRECORRIENTE Y TIEMPO DEFINIDO TIPO HB DE 12 KV; 300 A; 37,5 KA Debido a que los relés electrónicos digitales son secundarios, para proteger contra cortocircuitos a los alimentadores troncales de 10 kV necesitan de transformadores de protección de MT, 400/5 A (ó 300/5 A) y 5P20, lo cual implica que no se garantiza la operación de dichos relés cuando las corrientes de cortocircuito son superiores a 8 kA (con transformadores de 400/5 A) ó 6 kA (con transformadores de 300/5 A), porque con estas corrientes de cortocircuito se saturará el núcleo de los transformadores de protección y los relés secundarios ignorarán las fallas bifásicas o trifásicas. En cambio, los relés primarios de sobrecorriente y tiempo definido tipo HB de 12 kV y 300 A son relés electromecánicos muy robustos, por lo que están garantizados de fábrica para operar ante elevadas corrientes de cortocircuito de hasta 37,5 kA eficaces simétricos.

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3.8.1.

CÁLCULO DE LA CORRIENTE EFICAZ SIMÉTRICA DE CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO FRANCO EN EL ALIMENTADOR TRONCAL DE 10 KV Para las solicitaciones térmicas ocasionadas por cortocircuitos en redes de media tensión, se calcula usualmente la corriente eficaz simétrica del cortocircuito trifásico por ser éste más desfavorable que el cortocircuito bifásico. No obstante, en redes de media tensión que tienen aterrizado sólidamente el neutro del transformador de potencia en la subestación de transformación de alta a media tensión, hay que calcular la corriente del cortocircuito monofásico a tierra porque su magnitud suele ser mayor que la del cortocircuito trifásico. En el caso del alimentador troncal de 10 kV de un sistema con neutro aislado, el cortocircuito trifásico franco (sin resistencia de falla) es más desfavorable que el cortocircuito bifásico y que el cortocircuito monofásico a tierra. Para calcular la corriente eficaz simétrica de cortocircuito trifásico franco en cualquier punto del alimentador troncal de 10 kV, debemos partir del valor conocido de la corriente eficaz simétrica de cortocircuito trifásico franco en barras de 10 kV de la subestación de transmisión alimentadora. En la Tabla 3.7 se indican los valores típicos de corriente eficaz simétrica de cortocircuito trifásico franco en barras de 10 kV de la subestación de transmisión 60/10 kV de 25 MVA (con 1 transformador de 25 MVA y 10% de impedancia), de 50 MVA (con 2 transformadores de 25 MVA y 10% de impedancia) y de 75 MVA (con 3 transformadores de 25 MVA y 10% de impedancia). El valor que se debe considerar no es el correspondiente al equipamiento actual de la SET alimentadora, sino el correspondiente al equipamiento proyectado a mediano plazo (dentro de 10 años más) porque el nivel de cortocircuito actual se incrementará por aumento de la potencia nominal o del número de transformadores de la SET alimentadora.

Corriente eficaz Potencia Número de Corriente simétrica de c-c nominal de la transformador nominal en trifásico franco en subestación de es de 25 MVA barras de 10 barras de 10 kV transmisión y 10% de kV de la SET de la SET 60/10 60/10 Kv impedancia 60/10 kV kV 25 MVA 1 1 443 A 14,43 kA 50 MVA 2 en paralelo 2 887 A 28,87 kA 75 MVA 3 en paralelo 4 330 A 43,30 kA Tabla 3.7 Valores típicos de corriente eficaz simétrica de cortocircuito trifásico franco en barras de 10 kV de la SET 60/10 kV. Si por ejemplo, el equipamiento actual de una SET alimentadora 60/10 kV considera 1 transformador de 25 MVA para alimentar una demanda máxima de 20 MVA que crece a una tasa promedio anual del 4%, a mediano plazo (dentro de 10 años más) se proyecta que la demanda máxima sea de 30 MVA (48% mayor a la actual), y para esas condiciones la corriente eficaz Pag. 25

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simétrica de cortocircuito trifásico franco en barras de 10 kV de la SET alimentadora 60/10 kV será de 28,87 kA (en lugar de 14,43 kA que corresponde a la situación actual) porque el equipamiento proyectado a mediano plazo considerará 2 transformadores de 25 MVA en paralelo (en lugar de 1 que se considera actualmente). La corriente eficaz simétrica de cortocircuito trifásico franco en el alimentador troncal de 10 kV (Icc) se calcula mediante la siguiente fórmula. Icc = (10/31/3 )/ ( R 2 + ( 5,77 / Iset + X2))1/2 Donde: Icc: Corriente eficaz simétrica de cortocircuito trifásico franco en el alimentador troncal de 10 kV, en kiloamperios. Iset: Corriente eficaz simétrica de cortocircuito trifásico franco en barras de 10 kV de la SET alimentadora, en kiloamperios. R: Sumatoria de las resistencias por fase de los cables o líneas aéreas del alimentador troncal de 10 kV, comprendidos entre las barras de 10 kV de la SET alimentadora y el punto de falla, a la temperatura normal de operación del conductor, en ohmios. X : Sumatoria de las reactancias por fase de los cables o líneas aéreas del alimentador troncal de 10 kV, comprendidos entre las barras de 10 kV de la SET alimentadora y el punto de falla, a la frecuencia de 60 Hz, en ohmios. Ejemplo de cálculo de la corriente eficaz simétrica de cortocircuito trifásico franco en el alimentador troncal de 10 kV Calcular la corriente eficaz simétrica de cortocircuito trifásico franco en los extremos inicial y final de cada uno de los 5 tramos en que se divide un alimentador troncal trifásico subterráneo tipo N2XSY de 10 kV con 5 subestaciones convencionales intercaladas en su recorrido y cuyo diagrama unifilar se muestra en la Fig. 3.12, si es que a mediano plazo (dentro de 10 años más) se proyecta que el equipamiento de la SET alimentadora 60/10 kV considerará 2 transformadores de 25 MVA en paralelo. En la Tabla 3.8 se indican los parámetros R y X de cada uno de los 5 tramos en ohmios/km/fase, y la longitud de cada uno de los 5 tramos en km/fase.

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Resistencia a Tipo – sección 65°C en Tramo Longitud 2 en km/fase en mm ohmios/km/fas e

Reactancia a 60 Hz en ohmios/km/f ase

1ro. 2do. 3ro. 4to. 5to.

0,227 0,249 0,249 0,270 0,270

1,12 0,89 0,67 0,54 0,76

N2XSY – 3-1x240 N2XSY – 3-1x120 N2XSY – 3-1x120 N2XSY – 3-1x70 N2XSY – 3-1x70

0,087 0,177 0,177 0,308 0,308

Tabla 3.8 Parámetros de los 5 tramos de un alimentador troncal trifásico subterráneo tipo N2XSY de 10 kV. Solución: La Icc en el extremo inicial del 1er. tramo es la Iset de la Tabla 3.7 (28,87 kA). •

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La Icc en el extremo final del 1er. tramo se calcula mediante la fórmula anterior considerando los parámetros del 1er. tramo que se indican en la Tabla 3.8: Icc = 5,77/((0,087x1,12)2 + (5,77/28,87 + (0,227x1,12)2)1/2) = 12,43 kA La Icc en el extremo inicial del 2do. tramo es la Icc en el extremo final del 1er. tramo (12,43 kA). La Icc en el extremo final del 2do. tramo se calcula mediante la fórmula anterior considerando la suma de los parámetros del 1er. y 2do. tramo que se indican en la Tabla 3.8, obteniéndose Icc = 7,99 kA. La Icc en el extremo inicial del 3er. tramo es la Icc en el extremo final del 2do. tramo (7,99 kA). La Icc en el extremo final del 3er. tramo se calcula mediante la fórmula anterior considerando la suma de los parámetros del 1er., 2do. y 3er. tramo que se indican en la Tabla 3.8, obteniéndose Icc = 6,26 kA. La Icc en el extremo inicial del 4to. tramo es la Icc en el extremo final del 3er. tramo (6,26 kA). La Icc en el extremo final del 4to. tramo se calcula mediante la fórmula anterior considerando la suma de los parámetros del 1er.; 2do.; 3er. y 4to. tramo que se indican en la Tabla 3.8, obteniéndose Icc = 5,12 kA. La Icc en el extremo inicial del 5to. tramo es la Icc en el extremo final del 4to. tramo (5,12 kA). Unidad II

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Subestacion de Distribuciones •

La Icc en el extremo final del 5to. tramo se calcula mediante la fórmula anterior considerando la suma de los parámetros del 1er., 2do., 3er., 4to. y 5to. tramo que se indican en la Tabla 3.8, obteniéndose Icc = 4,05 kA.

Los resultados obtenidos se indican en la Tabla 3.9. Longitud Tipo Tramo en sección km/fase mm2

1ro. 2do. 3ro. 4to. 5to.

1,12 0,89 0,67 0,54 0,76

N2XSY 1x240 N2XSY 1x120 N2XSY 1x120 N2XSY 1x70 N2XSY 1x70

– Icc en el en extremo inicial de cada tramo –

3-

–

3- 28,87 kA kA 3- 12,43 7,99 kA 6,26 kA 3- 5,12 kA 3-

– – –

Icc en el extremo final de cada tramo

12,43 kA 7,99 kA 6,26 kA 5,12 kA 4,05 kA

Tabla 3.9 Corriente eficaz simétrica de cortocircuito trifásico franco (Icc) obtenida en los extremos inicial y final de cada tramo del alimentador troncal de 10 kV. 3.8.2.

METODOLOGÍA PARA LA CALIBRACIÓN DE LA TEMPORIZACIÓN DE LOS RELÉS PRIMARIOS DE SOBRECORRIENTE Y TIEMPO DEFINIDO TIPO HB DE 12 KV; 300 A; 37,5 KA Con la finalidad de mantener la selectividad en la protección del alimentador troncal de 10 kV, desde el 2do. hasta el último tramo (porque el 1er. tramo es protegido desde la SET alimentadora), la temporización inicialmente asignada a los relés HB debe calibrarse con incrementos de 0,4 en 0,4 segundos, en 4 escalones de 0,0; 0,4; 0,8 ó 1,2 segundos como máximo, dependiendo de la cantidad de tramos del alimentador troncal de 10 kV. En la Tabla 3.10 se indica la calibración de la temporización inicialmente asignada a los relés HB (por el criterio de selectividad) de acuerdo al número de tramos del alimentador troncal de 10 kV.

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N° de tramos del alimentador troncal de 10 kV 2

3 4 5 6 7 8 9

Calibración de la temporización inicialmente asignada a los relés HB, en segundos (tramo protegido) 0,0 (2do.) 0,4 (2do.); 0,0 (3ro.) 0,8 (2do.); 0,4 (3ro.); 0,0 (4to.) 1,2 (2do.); 0,8 (3ro.); 0,4 (4to.); 0,0 (5to.) 1,2 (2do.); 0,8 (3ro.); 0,4 (4to.); 0,0 (5to. y 6to.) 1,2 (2do.); 0,8 (3ro.); 0,4 (4to. y 5to.); 0,0 (6to. y 7mo.) 1,2 (2do.); 0,8 (3ro. y 4to.); 0,4 (5to. y 6to.); 0,0 (7mo. y 8vo.) 1,2 (2do. y 3ro.); 0,8 (4to. y 5to.); 0,4 (6to. y 7mo.); 0,0 (8vo. y 9no.)

Tabla 3.10 Calibración de la temporización inicialmente asignada a los relés HB (por el criterio de selectividad) de acuerdo al número de tramos del alimentador troncal de 10 kV. Como ejemplo de aplicación de la Tabla 3.10, en la Fig. 3.12 se muestra la calibración de la temporización inicialmente asignada a los relés HB (por el criterio de selectividad) que protegen del 2do. al 5to. y último tramo de un alimentador troncal de 10 kV alimentado desde un centro de transformación o SET (subestación de transformación) 60/10 kV, y en cuyo recorrido se intercalan 5 subestaciones de distribución tipo convencional.

Fig. 3.12 Calibración de la temporización inicialmente asignada a los relés HB (por el criterio de selectividad) que protegen del 2do. al 5to. y último tramo de un alimentador troncal de 10 kV. La calibración de la temporización finalmente asignada a los relés HB no necesariamente coincide con la inicialmente asignada en la Tabla 3.8 por el criterio de selectividad, y debe considerar que los conductores de fase de los cables o líneas aéreas componentes del 2do. al último tramo del alimentador troncal de 10 kV tengan una corriente térmicamente admisible de cortocircuito (Ith) mayor o igual a la corriente eficaz simétrica de cortocircuito trifásico franco (Icc) más desfavorable que pueda presentarse Pag. 29

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en cualquier punto del 2do. al último tramo del alimentador troncal de 10 kV. Si el tiempo total de la duración del cortocircuito (dependiente de la temporización inicialmente asignada a los relés HB en la Tabla 3.10 y del tiempo de desconexión del interruptor automático tripolar de 12 kV) no permite que Ith sea mayor o igual a Icc más desfavorable (en el extremo inicial de cada tramo desde el 2do. hasta el último), entonces debe reducirse en 0,4 s el escalonamiento de la temporización de todos los relés HB (de 1,2 a 0,8 s; de 0,8 a 0,4 s ó de 0,4 a 0,0 s), tantas veces como sea necesario hasta que Ith sea mayor o igual a Icc más desfavorable y así se logre proteger contra los efectos térmicos del cortocircuito a los conductores de fase de los cables o líneas aéreas componentes del 2do. al último tramo del alimentador troncal de 10 kV (aunque esta metodología de protección contra cortocircuito represente una pérdida de selectividad). Ejemplo de metodología para calibración de la temporización finalmente asignada a los relés HB Utilizaremos como ejemplo el mismo alimentador troncal de 10 kV y de 5 tramos que se utilizó en el ejemplo del acápite 3.8.1. para calcular la Icc en los extremos inicial y final de cada uno de los 5 tramos y cuyos resultados se indican en la Tabla 3.9. De acuerdo a la Tabla 3.10 la temporización inicialmente asignada a los relés HB (por el criterio de selectividad) que corresponde a este alimentador troncal de 10 kV y de 5 tramos es: 1,2 s (para protección del 2do. tramo); 0,8 s (para protección del 3er. tramo); 0,4 s (para protección del 4to. tramo) y 0,0 s (para protección del 5to. tramo). Si consideramos que a los relés HB cuando están temporizados nominalmente en 0,0 s les corresponde un tiempo real de 0,1 s por tratarse de relés electromecánicos que no reaccionan instantáneamente, y que el tiempo de desconexión del interruptor automático tripolar de 12 kV asociado a los relés HB es 0,1 s, entonces el tiempo total de la duración del cortocircuito (tcc) con la temporización inicialmente asignada será: 1,3 s (para protección del 2do. tramo); 0,9 s (para protección del 3er. tramo); 0,5 s (para protección del 4to. tramo) y 0,2 s (para protección del 5to. tramo). En la Fig. 3.13 se indican las corrientes de cortocircuito térmicamente admisibles (Ith) en función al tiempo de duración del cortocircuito, de las siguientes secciones de los cables tipo N2XSY de 8,7/15 kV: 35, 70, 120 y 240 mm2. En Edelnor y Luz del Sur las secciones de 240, 120 y 70 mm2 están normalizadas para alimentadores troncales y 35 mm2 está normalizada para alimentadores laterales.

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Fig. 3.13 Corrientes de cortocircuito térmicamente admisibles (Ith) en función al tiempo de duración del cortocircuito, de las siguientes secciones de los cables tipo N2XSY de 8,7/15 kV 35, 70, 120 y 240 mm2.

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En la Tabla 3.11 se indican las corrientes de cortocircuito térmicamente admisibles (Ith) por las secciones de los conductores de cobre de los diferentes tramos desde el 2do. hasta el 5to. del alimentador troncal trifásico subterráneo tipo N2XSY de 10 kV, comparándose con las corrientes eficaces simétricas de cortocircuito trifásico franco (Icc) más desfavorables (obtenidas en el ejemplo del acápite 3.8.1 para el extremo inicial de cada tramo). durante el – Ith nominal, Ith en durante 1 tiempo total del cortocircuito segundo (tcc)** N2XSY31x120 17,4 kA 15,3 kA durante 1,3 s N2XSY3- 17,4 kA 18,3 kA durante 0,9 s 1x120 9,8 kA 13,9 kA durante 0,5 s N2XSY- 3-1x70 9,8 kA 21,9 kA durante 0,2 s N2XSY- 3-1x70

Tipo Tramo sección mm2

Icc más desfavorabl e

2do. 3ro. 4to. 5to.

12,43 kA 7,99 kA 6,26 kA

5,12 kA

Tabla 3.11 Corrientes de cortocircuito térmicamente admisibles (Ith) por las secciones de los conductores de cobre de los tramos del alimentador troncal de 10 kV que son protegidos por relés HB con temporización inicialmente asignada (por criterios de selectividad). ** Ith para tiempos tcc distintos de 1 segundo se calcula como Ith nominal / (tcc)1/2 Comparando los valores de Ith durante el tiempo tcc con los valores de Icc más desfavorables, indicados en la Tabla 3.11, observamos que Ith es mayor a Icc más desfavorable en todos los tramos porque la temporización inicialmente asignada a los relés HB (por criterios de selectividad) también es técnicamente aceptable para protección contra los efectos térmicos del cortocircuito trifásico franco. Por lo tanto, la calibración de la temporización finalmente asignada a los relés HB, que cumple con los criterios de selectividad y protección contra los efectos térmicos del cortocircuito, es la siguiente: 1,2 s (para protección del 2do. tramo); 0,8 s (para protección del 3er. tramo); 0,4 s (para protección del 4to. tramo) y 0,0 s (para protección del 5to. tramo). 3.8.3.

METODOLOGÍA PARA CALIBRACIÓN DE LA MÍNIMA CORRIENTE DE OPERACIÓN (NOMINAL) DE LOS RELÉS PRIMARIOS DE SOBRECORRIENTE Y TIEMPO DEFINIDO TIPO HB DE 12 KV; 300 A; 37,5 KA •

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Aunque la mínima corriente de operación (nominal) de los relés HB puede ser regulada continuamente entre 1,2 y 2 veces la corriente nominal (300 A), es preferible que ésta se calibre en una cualquiera de las 5 posiciones que señala claramente el cursor (1,2; 1,4; 1,6; 1,8 ó 2 veces la corriente nominal (300 A)).

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Subestacion de Distribuciones •

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Como el relé HB no está previsto para proteger contra sobrecargas al alimentador troncal aéreo o subterráneo de 10 kV, debe permitir que éste transporte su corriente máxima admisible (en condiciones de emergencia operativa), y para ello de acuerdo a recomendaciones del fabricante la mínima corriente de operación (nominal) de los relés HB debe calibrarse a un valor mayor al 120% de la corriente máxima admisible del alimentador troncal de 10 kV en el tramo protegido. Se recomienda que el cursor señale la posición correspondiente a la mínima corriente de operación (nominal) que sea la menor de todas las que cumplan con la condición impuesta en el párrafo anterior (para así ofrecer una mayor protección en la zona de las menores sobrecorrientes de cortocircuito). Si el alimentador troncal de 10 kV es cable trifásico subterráneo tipo NKY de 10 kV, su corriente máxima admisible es el 120% de su corriente nominal. Asimismo, si hay más de un cable trifásico de 10 kV en la zanja se aplican los siguientes factores de corrección a la corriente nominal y a la corriente máxima admisible de un cable en la zanja: 0,88 (si hay 2 cables en la zanja) y 0,76 (si hay 3 cables en la zanja).

En la Tabla 3.12 se indican las corrientes nominales y máximas admisibles de los cables trifásicos subterráneos tipo NKY de 10 kV en las secciones de 3x240, 3x120 y 3x70 mm2, que están normalizadas por Edelnor y Luz del Sur para ser secciones de alimentadores troncales subterráneos de 10 kV en zonas urbanas y urbano-marginales. Tipo – sección de alimentador troncal subterráneo de 10 Kv

Corriente nominal (corriente máxima admisible) de 1 cable por zanja

NKY – 3x240 mm2 375 A (446 A) NKY – 3x120 mm2 252 A (300 A) NKY – 3x70 mm2 189 A (227 A)

Corriente nominal (corriente máxima admisible) de 2 cables por zanja

Corriente nominal (corriente máxima admisible) de 3 cables por zanja

330 A (392 A) 222 A (264 A) 166 A (200 A)

285 A (339 A) 192 A (228 A) 144 A (173 A)

Tabla 3.12 Corriente nominal y corriente máxima admisible de las secciones de alimentadores troncales trifásicos subterráneos de 10 kV tipo NKY. •

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Si el alimentador troncal de 10 kV es cable unipolar subterráneo tipo N2XSY de 8,7/15 kV formando una terna trifásica dispuesta horizontalmente en la zanja, su corriente máxima admisible es el 120% de su corriente nominal. Asimismo, si hay más de una terna de cables tipo N2XSY en la zanja se aplican los siguientes factores de corrección a la corriente nominal y a la corriente máxima admisible de una terna en la zanja: 0,88 (si hay 2 ternas en la zanja) y 0,76 (si hay 3 ternas en la zanja). En la Tabla 3.13 se indican las corrientes nominales y máximas admisibles de los cables unipolares subterráneos tipo N2XSY de 8,7/15 Unidad II

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kV en las secciones de 3-1x240, 3-1x120 y 3-1x70 mm 2, que están normalizadas por Edelnor y Luz del Sur para ser secciones de alimentadores troncales subterráneos de 10 kV en zonas urbanas y urbano-marginales. Tipo – sección de alimentador troncal subterráneo de 10 kV en mm2 N2XSY – 3-1x240 N2XSY – 3-1x120 N2XSY – 3-1x70

Corriente nominal (corriente máxima admisible) de 1 terna por zanja 487 A (580 A) 333 A (396 A) 246 A (293 A)

Corriente nominal (corriente máxima admisible) de 2 ternas por zanja 429 A (510 A) 293 A (348 A) 216 A (258 A)

Corriente nominal (corriente máxima admisible) de 3 ternas por zanja 370 A (441 A) 253 A (301 A) 187 A (223 A)

Tabla 3.13 Corriente nominal y corriente máxima admisible de las secciones de alimentadores troncales subterráneos de 10 kV tipo N2XSY. Ejemplo de metodología para calibración de la mínima corriente de operación (nominal) de los relés HB Utilizaremos como ejemplo el mismo alimentador troncal de 10 kV y de 5 tramos que se utilizó en el ejemplo del acápite 3.8.1. para calcular la Icc en los extremos inicial y final de cada uno de los 5 tramos y cuyos resultados se indican en la Tabla 3.9. En la Tabla 3.14 se indica el número de ternas de cables tipo N2XSY por zanja, el 100% de la corriente máxima admisible (obtenida de la Tabla 3.13) y el 120% de la corriente máxima admisible de todos los tramos del alimentador troncal de 10 kV protegidos por relés HB de 300 A.

Tram o

Tipo – sección en mm2

N° de ternas por zanja

100% de la corriente máxima admisible

120% de la corriente máxima admisible

2do. 3ro. 4to. 5to.

N2XSY – 31x120 N2XSY – 31x120 N2XSY – 31x70 N2XSY – 31x70

2 1 2 3

348 A 396 A 258 A 223 A

418 A 475 A 310 A 268 A

Tabla 3.14 100% y 120)% de la corriente máxima admisible de todos los tramos del alimentador troncal subterráneo de 10 kV protegidos por relés HB de 300 A. La posición idónea del cursor regulador de la mínima corriente de operación (nominal) de los relés HB de 300 A es la que se indica en la Tabla 3.15, de acuerdo a la metodología desarrollada en este acápite.

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Tipo Tramo sección mm2

2do. 3ro. 4to. 5to.

N2XSY 1x120 N2XSY 1x120 N2XSY 1x70 N2XSY 1x70

de la Posición idónea del cursor de la – 120% mínima corriente de operación en corriente máxima (nominal) de los relés HB de 300 admisible A – 3– –

3- 418 A 475 A 3- 310 A 268 A

–

3-

1,4 x In (1,4 x 300 = 420 A) 1,6 x In (1,6 x 300 = 480 A) 1,2 x In (1,2 x 300 = 360 A) 1,2 x In (1,2 x 300 = 360 A)

Tabla 3.15 Posición idónea del cursor regulador de la mínima corriente de operación (nominal) de los relés HB de 300 A que protegen del 2do. al 5to. y último tramo del alimentador troncal subterráneo de 10 kV. 4. RESUMEN •

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La subestación de distribución tipo convencional de 10/0,22 kV es de 2 tipos: subestación convencional de superficie (SE) y subestación convencional subterránea (SS), y está normalizada por Edelnor y Luz del Sur para ubicarse en el recorrido de alimentadores troncales o laterales de 10 kV. Los componentes de la subestación convencional de superficie (SE) y subterránea (SS) están diseñados para soportar un nivel de cortocircuito de 500 MVA (30 kA en 10 kV) en el lugar de su ubicación, por lo que la SE y SS está diseñada para instalarse sin limitación alguna en el radio de acción de la SET alimentadora 60/10 kV donde el equipamiento proyectado a mediano plazo será con 1 o 2 transformadores de 25 MVA en paralelo. Si hubiera interruptores tripolares de 250 MVA de potencia de ruptura en SE o SS donde se excediera este nivel de cortocircuito, tendrían que ser reemplazados por interruptores tripolares de 500 MVA de potencia de ruptura. Si en la SET alimentadora 60/10 kV el equipamiento proyectado a mediano plazo será con 3 transformadores de 25 MVA en paralelo, entonces la corriente de cortocircuito trifásico franco en barras de 10 kV (43,30 kA) debe ser reducida a 30 kA o menos en el lugar de ubicación proyectada de la SE o SS. La SE y SS con 6 celdas de 10 kV y 2 celdas de transformador se denomina PDL cuando es un puesto de derivación de laterales, y se ubica en el recorrido de alimentadores troncales de 10 kV para alimentar hasta 2 clientes en 10 kV cuya carga contratada por cliente no exceda 2 500 kW. La SE y SS con 4 celdas de 10 kV y 1 celda de transformador se ubica preferentemente en el recorrido de alimentadores laterales de 10 kV para alimentar hasta 2 clientes en 10 kV cuya carga contratada por cliente no exceda 500 kW. Debe darse preferencia a la utilización de la SE, dejando la SS para casos excepcionales en sótanos de edificios o bajo parques. La potencia nominal del transformador de distribución de la subestación convencional que alimente urbanizaciones residenciales (de 1ra.; 2da. o 3ra. categoría) o pueblos jóvenes, debe ser 100 o 160 kVA de acuerdo a estudios técnico-económicos de optimización. Para cargas concentradas en 220 V como edificios, electrobombas, industriales o comerciales, también están disponibles las potencias nominales de 250, 400 ó 630 kVA.

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La corriente simultánea de demanda máxima para cargas de alumbrado público (AP) de los 4 alimentadores de AP que como máximo salen del tablero de AP de la SE o SS con 6 celdas de 10 kV y 2 celdas de transformador, no debe exceder el 120% de la corriente nominal del contactor de BT, cuya corriente nominal puede ser 50, 63, 80 ó 125 A. La temporización inicialmente asignada a los relés HB de 300 A que protegen del 2do. al último tramo de los alimentadores troncales aéreos o subterráneos de 10 kV, se da por razones de selectividad. La temporización finalmente asignada a los relés HB de 300 A que protegen del 2do. al último tramo de los alimentadores troncales aéreos o subterráneos de 10 kV, se da por razones de protección contra los efectos térmicos del cortocircuito, y no necesariamente coincide con la temporización inicialmente asignada por razones de selectividad. El transformador trifásico convencional en celda de SE o SS es protegido contra cortocircuitos por los fusibles limitadores de corriente (media tensión) para interior tipo E-ANSI de 30kA (capacidad de interrupción eficaz simétrica en 10kV). El transformador trifásico convencional en celda de SE o SS es protegido contra sobrecargas preferentemente por un interruptor termomagnético tripolar de baja tensión tipo caja moldeada.

5. PREGUNTAS DE AUTOCOMPROBACIÓN 1. Explique por qué no se utilizan en el tablero de AP transformadores de corriente para medición de la energía eléctrica activa de las redes de AP cuando la corriente nominal del tablero de AP (o del contactor de BT) es 50 ó 63 A. 2. Explique por qué es conveniente que los transformadores convencionales de 50 y 100 kVA sean protegidos contra sobrecargas por interruptores termomagnéticos tripolares de BT al igual que los transformadores convencionales de 160, 250, 400 y 630 kVA. 3. Explique por qué es conveniente que los transformadores de corriente que alimentan al tablero totalizador midan conjuntamente la corriente del tablero de distribución secundaria (DS) y la corriente del tablero de alumbrado público (AP). 4. Explique por qué no es conveniente unir las barras de fase de los 2 tableros de DS cuando en la SE o SS con 2 celdas de transformador ambas están equipadas con sendos transformadores convencionales de 400 ó 630 kVA. 5. Si se tiene proyectado que a mediano plazo una SET alimentadora 60/10 kV estará equipada con 3 transformadores de 25 MVA en paralelo, determine la longitud mínima del 1er. tramo de un alimentador troncal trifásico subterráneo tipo N2XSY de 3-1x240 mm2 y 10 kV, que permita instalar en su extremo final una SE o SS (diseñada para un nivel de cortocircuito trifásico franco de 500 MVA (30 kA en 10 kV)). 6. Desde la SE o SS de la pregunta anterior se alimentará un cliente en 10 kV con carga contratada de 2 000 kW y factor de potencia unitario, al cuál le correspondería un cable subterráneo particular tipo N2XSY de 3-1x35 mm2 por capacidad de corriente nominal mas nó por resistencia al cortocircuito (porque soporta solamente 4,6 kA durante 1 s, según la Fig. 3.13). Se pide determinar entre las secciones normalizadas de 70, 120 y 240 mm2 cuál es la recomendada por resistencia al cortocircuito sabiendo que los relés HB se temporizan en 0,0 s para clientes en 10 kV. 7. Si sabe que la temporización finalmente asignada a los relés HB de un alimentador troncal de 10 kV y de 6 tramos es la siguiente: 1,2 s (para el 2do. tramo), 0,8 s (para el 3er. tramo), 0,4 s (para el 4to. tramo) y 0,0 s (para el 5to. y 6to. tramo). Si la Pag.36

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temporización de los relés HB puede ser regulada contínuamente entre 0,3 y 6 s, indique la temporización que se debe asignar a los relés HB ubicados en el extremo de inicio del 6to. tramo para que se bloquee su operación (y solo operen los relés HB que protegen el 5to. y 6to. tramo desde el extremo de inicio del 5to. tramo). 8. La calibración de la temporización inicialmente asignada a los relés HB (por el criterio de selectividad) de un alimentador troncal de 10 kV y de 6 tramos es la siguiente: 1,2 s (para el 2do. tramo), 0,8 s (para el 3er. tramo), 0,4 s (para el 4to. tramo) y 0,0 s (para el 5to. y 6to. tramo). Se pregunta porqué no es conveniente asignar 0,4 s (para el 4to. y 5to. tramo) y 0,0 s (para el 6to. tramo). 9. Indique tramo por tramo cuál es la calibración de la temporización inicialmente asignada a los relés HB (por el criterio de selectividad) en un alimentador troncal de 10 kV y de 11 tramos. 10. Si un tramo de alimentador troncal de 10 kV está protegido por relés HB de 300 A y es cable tipo NKY de 3x240 mm2, determine la calibración de la mínima corriente de operación (nominal) de los relés HB de 300 A si hay 2 cables por zanja. 6. RESPUESTAS A LAS PREGUNTAS DE AUTOCOMPROBACIÓN 1. Porque la medición no es indirecta sino directa, a través de medidores de energía eléctrica activa trifásicos de 220 V, 15 (120) A, 60 Hz, clase 2, los cuales pueden medir directamente la corriente máxima del tablero de AP con contactor de 50 ó 63 A nominales. 2. Porque los fusibles limitadores de corriente de BT tipo NH actualmente utilizados no están diseñados para protección contra sobrecargas, como sí ocurre con los interruptores termomagnéticos tripolares de BT que están previstos para protección contra sobrecargas de transformadores convencionales de 160, 250, 400 y 630 kVA en celda de SE o SS. 3. Para que verdaderamente se totalice la corriente de carga que soporta el transformador convencional, porque actualmente la corriente que fluye por el tablero de AP no es detectada ni por los transformadores de corriente que alimentan al tablero totalizador ni por el dispositivo de protección contra sobrecargas del transformador convencional. 4. Porque la corriente de cortocircuito trifásico franco, que es la más desfavorable, se duplicaría con barras unidas respecto a la situación actual (con barras separadas) y ello implicaría mayores solicitaciones termodinámicas sobre los conductores de los alimentadores que salen de los 2 tableros de DS (en condiciones de cortocircuito). 5. Si en la conocida fórmula para calcular la corriente eficaz simétrica de cortocircuito trifásico franco consideramos: Icc = 30 kA; Iset = 43,30 kA y como incógnita, la longitud mínima, obtenemos 0,25 km como la solución positiva de una ecuación de 2do. grado, siendo ésta la respuesta a la pregunta. 6. En la Fig. 3.13 observamos que la sección de 70 mm2 soporta 22 kA durante 0,2 s (0,1 s del relé + 0,1 s del interruptor), insuficiente porque la corriente eficaz simétrica de cortocircuito trifásico franco (Icc) en ese extremo del alimentador troncal de 10 kV es 30 kA. En la Fig. 3.13 también observamos que la sección de 120 mm 2 soporta 39 kA durante 0,2 s, suficiente porque la Icc es 30 kA. Por lo tanto, la sección de cable tipo N2XSY recomendada por resistencia al cortocircuito es 3-1x120 mm2. Pag. 37

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