Unidad 03

UNIDAD III

Subestación de distribución tipo aérea, monoposte y biposte

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Índice 1. INTRODUCCIÓN ........... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ....................... .............1 .1 2. OBJETIVOS ............ ....................... ....................... ....................... ....................... ........................ ....................... ....................... ....................... ................1 .....1 3. CONTENIDO................................ CONTENIDO............................................ ........................ ....................... ....................... ....................... ....................... ..................2 ......2 3.1. SELECCIÓN SELECCIÓN Y APLICACIÓN APLICACIÓN DE LA SUBESTACIÓN SUBESTACIÓN AÉREA........... AÉREA............... ........ ........ ........ ........ ........ .....2 .2 3.2. ESQUEMA ESQUEMA ELÉCTRICO ELÉCTRICO DE DE LA SUBESTAC SUBESTACIÓN IÓN AÉREA AÉREA BIPOSTE BIPOSTE (SAB) (SAB) DE 50, 50, 100, 160 160 Y 250 kVA, CON ALIMENTACIÓN ALIMENTACIÓN AÉREA O SUBTERRÁNEA DESDE DESDE LATERAL.................4 LATERAL.................4 3.3. ESQUEMA ESQUEMA ELÉCTRICO ELÉCTRICO DEL MÓDULO MÓDULO DE AP HORIZONTA HORIZONTALL (PARA SAB DE 50, 50, 100 Y 160 kVA) Y VERTICAL (PARA SAB DE 250, 400 Y 630 kVA) ......... ................... .................... .................... ............6 ..6 3.4. ESQUEMA ESQUEMA ELÉCTRICO ELÉCTRICO DE DE LA SUBESTAC SUBESTACIÓN IÓN AÉREA AÉREA BIPOSTE BIPOSTE (SAB) (SAB) DE 400 400 Y 630 kVA, CON ALIMENTACIÓN AÉREA O SUBTERRÁNEA DESDE LATERAL ........... ..................... ...............9 .....9 3.5. ESQUEMA ESQUEMA ELÉCTRICO ELÉCTRICO DE DE LA SUBESTAC SUBESTACIÓN IÓN AÉREA AÉREA MONOPO MONOPOSTE STE (SAM) (SAM) DE 2x25 2x25 Y 3x25 kVA, CON ALIMENTACIÓN AÉREA DESDE LATERAL ........... ...................... ...................... ....................11 .........11 3.6. SELECCIÓN SELECCIÓN DE DE LA CORRIENTE CORRIENTE NOMIN NOMINAL AL DE LOS LOS FUSIBLES FUSIBLES DE EXPULSI EXPULSIÓN ÓN DE MEDIA TENSIÓN TIPO K-ANSI, PARA PROTECCIÓN CONTRA CORTOCIRCUITOS DE LOS TRANSFORMADORES DE LAS SUBESTACIONES AÉREAS ......... .................... ..................... .................... ............. ...15 15 3.6.1. PROCEDIMIENTO DE SELECCIÓN...................... SELECCIÓN................................. ..................... ..................... .............. ...15 15 3.6.2. COORDINACIÓN COORDINACIÓN DE LA PROTECCIÓN PROTECCIÓN EN LAS SUBESTACIONES SUBESTACIONES AÉREAS DE 10/0,22 KV......... KV..................... ....................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ............. 15 3.6.3. 3.6. 3. EJEMPLO EJEMPLO DE APLICAC APLICACIÓN IÓN DEL PROCED PROCEDIMIENT IMIENTO O DE SELECCIÓN SELECCIÓN DE LA CORRIENTE NOMINAL DE LOS FUSIBLES TIPO K-ANSI, PARA PROTECCIÓN CONTRA CORTOCIRCUITOS DEL TRANSFORMADOR TRANSFORMADOR TRIFÁSICO DE 22,9/0,23 KV DE LA SAP DE 250 KVA .......... ..................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ....................... .....................16 .........16 3.7. SELECCIÓN SELECCIÓN DEL DEL PARARRAY PARARRAYOS OS DE MT, TIPO EXTERIO EXTERIOR, R, 10 kA, kA, CLASE CLASE 1, SEGÚN SEGÚN NORMAS IEC 99-4, PARA PROTECCIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE LAS SUBESTACIONES AÉREAS CONTRA DESCARGAS DESCARGAS ATMOSFÉRICAS .......... .................... ................... ........... 20 3.7.1. 3.7. 1. NIVELES NIVELES DE AISLAMIENTO AISLAMIENTO DE PARARRA PARARRAYOS YOS Y EQUIPOS EQUIPOS ELÉCTRICO ELÉCTRICOSS DE MEDIA TENSIÓN ........... ....................... ........................ ....................... ....................... ....................... ....................... ......................20 ..........20 3.7.2. 3.7. 2. SELECCIÓN SELECCIÓN DEL PARARRAY PARARRAYOS OS DE ACUERDO A LA MÁXIMA MÁXIMA SOBRETENSIÓ SOBRETENSIÓN N TEMPORAL A TIERRA DE LAS FASES SANAS ANTE FALLAS MONOFÁSICAS MONOFÁSICAS A TIERRA 21 3.7.3. 3.7. 3. SELECCIÓN SELECCIÓN DEL PARARRA PARARRAYOS YOS DE ACUERDO ACUERDO AL MARGEN DE PROTECCIÓ PROTECCIÓN23 N23 3.7.4. 3.7. 4. SELECCIÓN SELECCIÓN DEL PARARRA PARARRAYOS YOS DE ACUERDO ACUERDO AL BIL (BASIC INSULATI INSULATION ON LEVEL) DE SU CONTENEDOR (DE PORCELANA O POLÍMERO)........... POLÍMERO) ...................... ................ .....24 24 3.7.5. SELECCIÓN DEL PARARRAYOS PARARRAYOS DE ACUERDO ACUERDO A LA DISTANCIA DISTANCIA DE FUGA DE DE SU CONTENEDOR (DE PORCELANA O POLÍMERO) ........... ...................... ...................... ...................25 ........25 4. RESUMEN......................... RESUMEN.................................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ................ .....26 26 5. PREGUNTAS PREGUNTAS DE AUTOCOMPR AUTOCOMPROBAC OBACIÓN IÓN .... ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ .......27 ...27 6. RESPUESTA RESPUESTASS A LAS LAS PREGUNT PREGUNTAS AS DE AUTOCOMP AUTOCOMPROBA ROBACIÓN CIÓN .... ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ...... 28

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Índice 1. INTRODUCCIÓN ........... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ....................... .............1 .1 2. OBJETIVOS ............ ....................... ....................... ....................... ....................... ........................ ....................... ....................... ....................... ................1 .....1 3. CONTENIDO................................ CONTENIDO............................................ ........................ ....................... ....................... ....................... ....................... ..................2 ......2 3.1. SELECCIÓN SELECCIÓN Y APLICACIÓN APLICACIÓN DE LA SUBESTACIÓN SUBESTACIÓN AÉREA........... AÉREA............... ........ ........ ........ ........ ........ .....2 .2 3.2. ESQUEMA ESQUEMA ELÉCTRICO ELÉCTRICO DE DE LA SUBESTAC SUBESTACIÓN IÓN AÉREA AÉREA BIPOSTE BIPOSTE (SAB) (SAB) DE 50, 50, 100, 160 160 Y 250 kVA, CON ALIMENTACIÓN ALIMENTACIÓN AÉREA O SUBTERRÁNEA DESDE DESDE LATERAL.................4 LATERAL.................4 3.3. ESQUEMA ESQUEMA ELÉCTRICO ELÉCTRICO DEL MÓDULO MÓDULO DE AP HORIZONTA HORIZONTALL (PARA SAB DE 50, 50, 100 Y 160 kVA) Y VERTICAL (PARA SAB DE 250, 400 Y 630 kVA) ......... ................... .................... .................... ............6 ..6 3.4. ESQUEMA ESQUEMA ELÉCTRICO ELÉCTRICO DE DE LA SUBESTAC SUBESTACIÓN IÓN AÉREA AÉREA BIPOSTE BIPOSTE (SAB) (SAB) DE 400 400 Y 630 kVA, CON ALIMENTACIÓN AÉREA O SUBTERRÁNEA DESDE LATERAL ........... ..................... ...............9 .....9 3.5. ESQUEMA ESQUEMA ELÉCTRICO ELÉCTRICO DE DE LA SUBESTAC SUBESTACIÓN IÓN AÉREA AÉREA MONOPO MONOPOSTE STE (SAM) (SAM) DE 2x25 2x25 Y 3x25 kVA, CON ALIMENTACIÓN AÉREA DESDE LATERAL ........... ...................... ...................... ....................11 .........11 3.6. SELECCIÓN SELECCIÓN DE DE LA CORRIENTE CORRIENTE NOMIN NOMINAL AL DE LOS LOS FUSIBLES FUSIBLES DE EXPULSI EXPULSIÓN ÓN DE MEDIA TENSIÓN TIPO K-ANSI, PARA PROTECCIÓN CONTRA CORTOCIRCUITOS DE LOS TRANSFORMADORES DE LAS SUBESTACIONES AÉREAS ......... .................... ..................... .................... ............. ...15 15 3.6.1. PROCEDIMIENTO DE SELECCIÓN...................... SELECCIÓN................................. ..................... ..................... .............. ...15 15 3.6.2. COORDINACIÓN COORDINACIÓN DE LA PROTECCIÓN PROTECCIÓN EN LAS SUBESTACIONES SUBESTACIONES AÉREAS DE 10/0,22 KV......... KV..................... ....................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ............. 15 3.6.3. 3.6. 3. EJEMPLO EJEMPLO DE APLICAC APLICACIÓN IÓN DEL PROCED PROCEDIMIENT IMIENTO O DE SELECCIÓN SELECCIÓN DE LA CORRIENTE NOMINAL DE LOS FUSIBLES TIPO K-ANSI, PARA PROTECCIÓN CONTRA CORTOCIRCUITOS DEL TRANSFORMADOR TRANSFORMADOR TRIFÁSICO DE 22,9/0,23 KV DE LA SAP DE 250 KVA .......... ..................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ....................... .....................16 .........16 3.7. SELECCIÓN SELECCIÓN DEL DEL PARARRAY PARARRAYOS OS DE MT, TIPO EXTERIO EXTERIOR, R, 10 kA, kA, CLASE CLASE 1, SEGÚN SEGÚN NORMAS IEC 99-4, PARA PROTECCIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE LAS SUBESTACIONES AÉREAS CONTRA DESCARGAS DESCARGAS ATMOSFÉRICAS .......... .................... ................... ........... 20 3.7.1. 3.7. 1. NIVELES NIVELES DE AISLAMIENTO AISLAMIENTO DE PARARRA PARARRAYOS YOS Y EQUIPOS EQUIPOS ELÉCTRICO ELÉCTRICOSS DE MEDIA TENSIÓN ........... ....................... ........................ ....................... ....................... ....................... ....................... ......................20 ..........20 3.7.2. 3.7. 2. SELECCIÓN SELECCIÓN DEL PARARRAY PARARRAYOS OS DE ACUERDO A LA MÁXIMA MÁXIMA SOBRETENSIÓ SOBRETENSIÓN N TEMPORAL A TIERRA DE LAS FASES SANAS ANTE FALLAS MONOFÁSICAS MONOFÁSICAS A TIERRA 21 3.7.3. 3.7. 3. SELECCIÓN SELECCIÓN DEL PARARRA PARARRAYOS YOS DE ACUERDO ACUERDO AL MARGEN DE PROTECCIÓ PROTECCIÓN23 N23 3.7.4. 3.7. 4. SELECCIÓN SELECCIÓN DEL PARARRA PARARRAYOS YOS DE ACUERDO ACUERDO AL BIL (BASIC INSULATI INSULATION ON LEVEL) DE SU CONTENEDOR (DE PORCELANA O POLÍMERO)........... POLÍMERO) ...................... ................ .....24 24 3.7.5. SELECCIÓN DEL PARARRAYOS PARARRAYOS DE ACUERDO ACUERDO A LA DISTANCIA DISTANCIA DE FUGA DE DE SU CONTENEDOR (DE PORCELANA O POLÍMERO) ........... ...................... ...................... ...................25 ........25 4. RESUMEN......................... RESUMEN.................................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ................ .....26 26 5. PREGUNTAS PREGUNTAS DE AUTOCOMPR AUTOCOMPROBAC OBACIÓN IÓN .... ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ .......27 ...27 6. RESPUESTA RESPUESTASS A LAS LAS PREGUNT PREGUNTAS AS DE AUTOCOMP AUTOCOMPROBA ROBACIÓN CIÓN .... ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ...... 28

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Subestacion de Distribuciones

UNIDAD III “SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN TIPO AÉREA, MONOPOSTE Y BIPOSTE”

1. INTRODUCCIÓN La subestación de distribución tipo aérea tiene su equipamiento del tipo exterior (a la intemperie o aéreo) y está instalada sobre el nivel del piso en uno o dos soportes. Dependiendo de la cantidad de soportes, la subestación aérea puede ser de dos tipos: monoposte (cuando está soportada en un poste, generalmente de concreto armado pretensado) y biposte (cuando está soportada en dos postes, generalmente de concreto armado pretensado, unidos entre sí por una plataforma del mismo material que soporta el peso del transformador). En la subestación aérea biposte (SAB) el transformador de distribución de 10/0,23 kV es trifásico y del tipo convencional, para uso interior (en celda de SE o SS) y exterior, de 50, 100, 160, 250, 400 ó 630 kVA nominales. En la subestación aérea monoposte (SAM) el transformador de distribución de 10/0,23 kV puede ser trifásico convencional de hasta 100 kVA (dependiendo de su peso), pero de modo normalizado por Edelnor y Luz del Sur, la SAM está equipada con 2 ó 3 transformadores monofásicos de 10/0,23 kV y 25 kVA cada uno, formando bancos trifásicos de 2x25 ó 3x25 kVA. 2. OBJETIVOS En esta unidad el participante debe lograr los siguientes objetivos: •

•

•

•

•

Pag. 1

Reconocer la normatividad establecida en el Código Nacional de Electricidad, en las normas de la DGE/MEM y en las normas técnicas de equipos y materiales, referente a las subestaciones aéreas monoposte y biposte para zonas urbanas y urbano-marginales. Identificar los criterios de selección y aplicación de las subestaciones aéreas monoposte y biposte para zonas urbanas y urbano-marginales. Reconocer los esquemas eléctricos, las especificaciones técnicas y las disposiciones de los equipos para el montaje de las SABs y SAMs. Seleccionar el amperaje nominal de los fusibles de expulsión de media tensión tipo K ANSI para protección de los transformadores de las SABs y SAMs contra cortocircuitos. Seleccionar los pararrayos de distribución tipo exterior de 10 kA y clase 1 según normas IEC 99-4, destinados al equipamiento de subestaciones aéreas en zonas propensas a descargas atmosféricas.

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3. CONTENIDO 3.1. SELECCIÓN Y APLICACIÓN DE LA SUBESTACIÓN AÉREA a. La subestación aérea monoposte y biposte está destinada a ubicarse en el recorrido o derivación del alimentador lateral aéreo o subterráneo que sale de la SE o SS, llamada también PDL (puesto de derivación de laterales). b. Es condición indispensable que al inicio del alimentador lateral (en la celda de la SE o SS) se instale como protección fusibles limitadores de corriente tipo interior, de media tensión (12 kV), de 100 ó 125 A y de alto poder de ruptura (31,5 kA eficaces simétricos), porque en caso contrario (de usarse relés o fusibles no limitadores de corriente) la aplicación de la subestación aérea estaría limitada a ubicarse sólo en alimentadores laterales de 10 kV donde el nivel de cortocircuito trifásico franco proyectado a mediano plazo (dentro de 10 años más) sea de 123 MVA (7,1 kA en 10 kV), porque los cortacircuitos unipolares de media tensión (cut outs) de la subestación aérea no están diseñados normalmente para soportar más de 7,1 kA eficaces simétricos de cortocircuito (según normas ANSI). c. En sectores residenciales (de 1ra., 2da. y 3ra. categoría), pueblos jóvenes, residenciales-comerciales y comerciales debe aplicarse la SAB, preferentemente de 100 o 160 kVA, que son las potencias nominales recomendadas por los estudios sobre el dimensionamiento óptimo de subestaciones aéreas en zonas residenciales. También es posible la aplicación de las SABs de 250, 400 ó 630 kVA para cargas concentradas. d. No obstante lo anterior, es posible la utilización de las SAMs de 2x25 ó 3x25 kVA en pueblos jóvenes y centros poblados donde los alimentadores laterales sean aéreos y con bajas densidades de carga, y que se permita el acceso vehicular para el montaje y mantenimiento de las SAMs. e. En sectores industriales debe aplicarse la SAB, preferentemente de 100, 160, 250, 400 ó 630 kVA, de acuerdo a las necesidades particulares de la zona. f.

Los proyectos deben considerar SABs de hasta 400 kVA (dejando 630 kVA como reserva para mantenimiento por crecimiento vegetativo o no proyectado de las cargas en el radio de acción de las SABs).

g. Un aspecto que debe tenerse en cuenta para la aplicación de las SABs y SAMs es que se permita el acceso vehicular para su montaje y mantenimiento, además, deben respetarse las distancias de seguridad a los límites de edificación o construcción (tal como se aprecia en la Fig. 3.1). h. La SAB puede intercalarse en el recorrido o derivación de alimentadores laterales aéreos, o en el recorrido de alimentadores laterales subterráneos, y en este último caso, se ubicarán 6 seccionadores simples unipolares de línea para seccionar el cable subterráneo a la llegada y salida de la SAB (3 a la llegada y 3 a la salida). i.

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La SAM, a diferencia de la SAB, sólo recibe alimentación aérea, pudiendo intercalarse en el recorrido o derivación de alimentadores laterales aéreos.

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j.


La SAM tiene una potencia nominal trifásica de 75 kVA (100% de 3x25 kVA) cuando está equipada con 3 transformadores monofásicos de 25 kVA, y 43 kVA (86% de 2x25 kVA) cuando está equipada con 2 transformadores monofásicos de 25 kVA.

k. La SAM de 3x25 kVA debe proyectarse para estar ubicada al costado de caminos o vías de acceso por los que pueda ingresar un vehículo utilitario con brazo hidráulico y canastilla en su extremo superior, desde la cual se operarán los fusibles seccionadores unipolares de media tensión (cut outs) con pértiga aislada. l.

La SAM de 2x25 kVA, excepcionalmente, puede proyectarse en una ubicación que carezca de vías directas de acceso vehicular, y en este caso, la operación de los fusibles seccionadores unipolares de media tensión (cut outs) se realizará con escalera portátil y pértiga aislada.

Fig. 3.1 Distancias de seguridad de la SAB y SAM a los límites de edificación o construcción (vista de planta)

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3.2. ESQUEMA ELÉCTRICO DE LA SUBESTACIÓN AÉREA BIPOSTE (SAB) DE 50, 100, 160 Y 250 KVA, CON ALIMENTACIÓN AÉREA O SUBTERRÁNEA DESDE LATERAL El esquema eléctrico de la SAB de 50, 100, 160 y 250 kVA con alimentación aérea o subterránea desde lateral, se indica en la Fig. 3.2. En el esquema eléctrico de la Fig. 3.2 se aprecia que las envolturas o carcazas metálicas no conductivas de los terminales de los cables subterráneos (unipolares o tripolares) de 10 kV, de los seccionadores unipolares simples tipo aéreo de 10 kV, de los fusibles seccionadores unipolares tipo aéreo de 10 kV (cut outs) y el tanque o cuba del transformador trifásico convencional de 10/0,23 kV, se conectan a un pozo de puesta a tierra de media tensión (10 kV). También se aprecia que la caja metálica del tablero de distribución secundaria (DS) y alumbrado público (AP) se conecta a un pozo de puesta a tierra de baja tensión (220 V), y este pozo de BT está separado del pozo de MT por 3m ó más de acuerdo a la Fig. 3.1. Asimismo, en el esquema eléctrico de la Fig. 3.2 se aprecia que el tablero de distribución secundario (DS) y alumbrado público (AP) es uno solo y está formado por 2 módulos independientes (uno de DS y otro de AP). El módulo de DS tiene hasta 4 salidas de alimentadores en 220 V y el módulo de AP tiene 1 salida de alimentador en 220 V. El módulo de DS tiene hasta 4 salidas de DS en 220 V que pueden ser aéreas o subterráneas y que son protegidas contra cortocircuitos por fusibles limitadores de corriente de BT tipo NH, curva gL (protección de campo total para líneas y cables) alojados en fusible seccionador de potencia tripolar tipo horizontal (de 100 ó 250 A) o vertical (de 400 ó 630 A). En la tabla 3.1 se indica el número de salidas de DS con fusible seccionador de potencia tripolar tipo horizontal (de 100 ó 250 A) o vertical (de 400 ó 630 A), de cada módulo de DS para SAB de 50, 100, 160 y 250 kVA. Potencia de salidas del Máxima sección del cable nominal de Número módulo de DS tipo NYY por salida de DS la SAP 2 (de 100 A) 3 (de 100 A) 100 A) 2 50, 100 y 160 42 (de 3-1x70 mm por salida de 100 A (1 de 100 A y 1 de 250 A) 2 kVA 3-1x120 mm por salida de 250 A 3 (2 de 100 A y 1 de 250 A) 3 (1 de 100 A y 2 de 250 A) 3 (de 250 A) 2 2(3-1x120 mm ) por salida de 2 (de 630 A) 400 A 250 kVA 3 (de 400 A) 2(3-1x185 mm2) por salida de 4 (de 400 A) 630 A Tabla 3.1 Número de salidas horizontales (de 100 ó 250 A) o verticales (de 400 ó 630 A) del módulo de DS para SAB de 50, 100, 160 y 250 kVA

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Fig. 3.2 Esquema eléctrico de la subestación aérea biposte (SAB) de 50, 100, 160 y 250 kVA, con alimentación aérea o subterránea desde lateral.

En el esquema eléctrico de la Fig. 3.2 se aprecia un módulo de AP vertical para SAB de 250 kVA que consta: de un fusible seccionador de potencia tripolar tipo horizontal de 100 A con fusibles limitadores de corriente de BT tipo NH tamaño 00 de hasta 100 A (para protección contra cortocircuitos del alimentador de salida de AP y del contactor de BT), de un contactor de BT (de 50 o 63 A nominales para maniobras del alimentador de salida de AP por control fotoeléctrico) y de un medidor trifásico de energía electrica activa de 220 V, 15 (120 A), 60 Hz, clase 2 (para medición directa de la energía consumida por el alimentador de salida de AP). Ese módulo de AP vertical es de 50 ó 63 A nominales pero también se utiliza en la SAB de 250 kVA el módulo de AP vertical de 80 A nominales para medición indirecta de la energía consumida por el alimentador de salida de AP, tal como se indica detalladamente en el siguiente acápite 3.3. Pag. 5

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3.3. ESQUEMA ELÉCTRICO DEL MÓDULO DE AP HORIZONTAL (PARA SAB DE 50, 100 Y 160 KVA) Y VERTICAL (PARA SAB DE 250, 400 Y 630 KVA) En la Fig. 3.3 (esquema eléctrico del módulo de AP horizontal para SAB de 50, 100 y 160 kVA) se aprecia que el módulo de AP es horizontal y de 50, 63 u 80 A nominales (de acuerdo a la corriente nominal del contactor de BT para maniobras del alimentador de salida de AP por control fotoeléctrico, pudiendo admitirse una sobrecarga de hasta 20% sobre la corriente nominal del contactor de BT). Además, la única salida de AP tiene un fusible seccionador de potencia tripolar de BT tipo horizontal de 100 A con fusibles limitadores de corriente de BT tipo NH tamaño 00 de hasta 100 A (para protección contra cortocircuitos del alimentador de salida de AP y del contactor de BT). En el esquema eléctrico del módulo de AP horizontal de 80 A nominales (Fig. 3.3) se aprecia que la medición de la energía consumida por el alimentador de salida de AP es indirecta, es decir, a través de 2 transformadores de corriente para medida de BT (de 100/5 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; 60 Hz; clase 1. Esta forma de medición indirecta se utiliza siempre y cuando la corriente nominal del módulo de AP horizontal (o del contactor de BT) sea 80 A, en cambio, la medición es directa si la corriente nominal del módulo de AP horizontal (o del contactor de BT) es 50 ó 63 A, tal como se aprecia en la Tabla 3.2. 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 salida 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 3.2. Asimismo, la corriente simultánea de demanda máxima del único alimentador de salida de AP no debe exceder la corriente máxima del módulo de AP (o del contactor de BT) que se indica en la Tabla 3.2. Corriente nominal del módulo de AP (o del contactor de BT)

Corriente máxima del módulo de AP (o del contactor de BT)**

Relación de transformación del TC para medición indirecta del AP

80 A

96 A

100 / 5 A

63 A

76 A

----

50 A

60 A

----

Fusible de BT tipo NH seleccionado para protección del contactor de BT y del alimentador de AP 40 A (tamaño 00) 50 A (tamaño 00) 63 A (tamaño 00) 100 A (tamaño 00) 100 A (tamaño 00) 40 A (tamaño 00) 50 A (tamaño 00) 63 A (tamaño 00) 80 A (tamaño 00) 80 A (tamaño 00) 40 A (tamaño 00) 50 A (tamaño 00) 63 A (tamaño 00) 63 A (tamaño 00) 63 A (tamaño 00)

Sección (corriente máx. admisible) del alimentador de AP, trifásico, subterráneo, NYY 3-1x6mm2 (41 A) 3-1x10mm2 (55 A) 3-1x16mm2 (70 A) 3-1x35mm2 (108 A) 3-1x70mm2 (156 A) 3-1x6mm2 (41 A) 3-1x10mm2 (55 A) 3-1x16mm2 (70 A) 3-1x35mm2 (108 A) 3-1x70mm2 (156 A) 3-1x6mm2 (41 A) 3-1x10mm2 (55 A) 3-1x16mm2 (70 A) 3-1x35mm2 (108 A) 3-1x70mm2 (156 A)

Tabla 3.2 Componentes del módulo de AP horizontal (para SAB de 50, 100 y 160 kVA) o vertical (para SAB de 250, 400 y 630 kVA) en función a la corriente máxima del módulo de AP (o del contactor de BT). ** La corriente máxima es el 120% de la corriente nominal Pag. 6

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En la Fig. 3.4 (esquema eléctrico del módulo de AP vertical para SAB de 250, 400 y 630 kVA) se aprecia que el módulo de AP es vertical y de 50, 63 u 80 A nominales (de acuerdo a la corriente nominal del contactor de BT para maniobras del alimentador de salida de AP por control fotoeléctrico, pudiendo admitirse una sobrecarga de hasta el 20% sobre la corriente nominal del contactor de BT). Además, la única salida de AP tiene un fusible seccionador de potencia tripolar de BT tipo horizontal de 100 A con fusibles limitadores de corriente de BT tipo NH tamaño 00 de hasta 100 A (para protección contra cortocircuitos del alimentador de salida de AP y del contactor de BT). En el esquema eléctrico del módulo de AP horizontal (para SAB de 50, 100 y 160 kVA) y vertical (para SAB de 250, 400 y 630 kVA) se aprecia que del contactor de BT se deriva un circuito monofásico de 220 V destinado a energizar la célula fotoeléctrica de control del AP.

Fig. 3.3 Esquema eléctrico del módulo de AP horizontal para SAB de 50, 100 y 160 kVA. Pag. 7

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Fig. 3.4 Esquema eléctrico del módulo de AP vertical para SAB de 250, 400 y 630 kVA.

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3.4. ESQUEMA ELÉCTRICO DE LA SUBESTACIÓN AÉREA BIPOSTE (SAB) DE 400 Y 630 KVA, CON ALIMENTACIÓN AÉREA O SUBTERRÁNEA DESDE LATERAL El esquema eléctrico de la SAB de 400 y 630 kVA, con alimentación aérea o subterránea desde lateral, se indica en la Fig. 3.5. En el esquema eléctrico de la Fig. 3.5 se aprecia que las envolturas o carcazas metálicas no conductivas de los terminales de los cables subterráneos (unipolares o tripolares) de 10 kV, de los seccionadores unipolares simples tipo aéreo de 10 kV, de los fusibles seccionadores unipolares tipo aéreo de 10 kV (cut outs) y el tanque o cuba del transformador trifásico convencional de 10/0,23 kV, se conectan a un pozo de puesta a tierra de media tensión (10 kV). También se aprecia que desde los bornes de BT del transformador convencional se alimentan separadamente 2 tableros de distribución secundario (DS) y alumbrado público (AP), y la caja metálica de cada uno de los 2 tableros de DS y AP se conecta a un pozo de puesta a tierra de baja tensión (220 V), estando separado este pozo de BT del pozo de MT por 3m o más (de acuerdo a la Fig. 3.1). Asimismo, en el esquema eléctrico de la Fig. 3.5 se aprecia que cada tablero de distribución secundario (DS) y alumbrado público (AP) es uno solo y está formado por 2 módulos independientes (uno de DS y otro de AP). El módulo de DS tiene hasta 4 salidas de alimentadores en 220 V y el módulo de AP tiene 1 salida de alimentador en 220 V. Si consideramos los 2 tableros de DS y AP el número total de salidas de DS es de hasta 8 (4 por tablero) y el número total de salidas de AP es de 2 (1 por tablero). El módulo de DS de cada tablero tiene hasta 4 salidas de DS en 220 V que pueden ser aéreas o subterráneas y son protegidas contra cortocircuitos por fusibles limitadores de corriente de BT tipo NH, curva gL (protección de campo total para líneas y cables) alojados en fusible seccionador de potencia tripolar tipo vertical (de 400 ó 630 A). En la tabla 3.3 se indica el número de salidas de DS con fusible seccionador de potencia tripolar tipo vertical (de 400 ó 630 A), de cada módulo de DS para SAB de 400 y 630 kVA. Potencia nominal Número de salidas del Máxima sección del cable tipo de la SAB módulo de DS NYY por salida de DS 2 (de 630 A) 3 (de 400 A) 2(3-1x120 mm2) por salida de 400 4 (de 400 A) A 400 y 630 kVA 4 (2 de 400 A y 2 de 630 2(3-1x185 mm2) por salida de 630 A) A 4 (de 630 A) Tabla 3.3 Número de salidas verticales (de 400 o 630 A) del módulo de DS de cada uno de los 2 tableros de DS y AP para SAB de 400 y 630 kVA.

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Fig. 3.5 Esquema eléctrico de la subestación aérea biposte (SAB) de 400 y 630 kVA, con alimentación aérea o subterránea desde lateral.

En el esquema eléctrico de la Fig. 3.5 se aprecia un módulo de AP vertical para SAB de 400 ó 630 kVA que consta: de un fusible seccionador de potencia tripolar tipo horizontal de 100 A con fusibles limitadores de corriente de BT tipo NH tamaño 00 de hasta 100 A (para protección contra cortocircuitos del alimentador de salida de AP y del contactor de BT), de un contactor de BT (de 50 ó 63 A nominales para maniobras del alimentador de salida de AP por control fotoeléctrico) y de un medidor trifásico de energía eléctrica activa de 220 V, 15 (120 A), 60 Hz, clase 2 (para medición directa de la energía consumida por el alimentador de salida de AP). Ese módulo de AP vertical es de 50 ó 63 A nominales pero también se utiliza en la SAB de 400 ó 630 kVA el módulo de AP vertical de 80 A nominales para medición indirecta de la energía consumida por el alimentador de salida de AP, tal como se indica detalladamente en el anterior acápite 3.3. Pag. 10

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3.5. ESQUEMA ELÉCTRICO DE LA SUBESTACIÓN AÉREA MONOPOSTE (SAM) DE 2X25 Y 3X25 KVA, CON ALIMENTACIÓN AÉREA DESDE LATERAL En la Fig. 3.6 se muestra el esquema eléctrico de la SAM de 2x25 kVA (formada por la conexión trifásica en delta abierto de 2 transformadores monofásicos de10/0,23 kV, 25 kVA y polaridad sustractiva), con alimentación aérea desde lateral. En la Fig. 3.7 se muestra el esquema eléctrico de la SAM de 3x25 kVA (formada por la conexión trifásica en delta-delta de 3 transformadores monofásicos de 10/0,23 kV, 25 kVA y polaridad sustractiva), con alimentación aérea desde lateral. En el esquema eléctrico de la Fig. 3.6 y 3.7 se aprecia que las bases metálicas no conductivas de los fusibles seccionadores unipolares tipo aéreo de 10 kV (cut outs) y el tanque o cuba de los transformadores monofásicos de 10/0,23 kV se conectan a un pozo de puesta a tierra de media tensión (10 kV). También se aprecia que desde los bornes de BT de los transformadores monofásicos se alimenta trifásicamente al tablero de distribución secundario (DS) y alumbrado público (AP), y la caja metálica del tablero de DS y AP se conecta a un pozo de puesta a tierra de baja tensión (220 V), estando separado este pozo de BT del pozo de MT por 3m (de acuerdo a la Fig. 3.1). Asimismo, en el esquema eléctrico de la Fig. 3.6 y 3.7 se aprecia que el tablero de DS y AP es uno solo y está formado por 2 módulos independientes (uno de DS y otro de AP). El módulo de DS tiene hasta 3 salidas de alimentadores en 220 V y el módulo de AP tiene 1 salida de alimentador en 220 V. El módulo de DS tiene hasta 3 salidas de DS en 220 V que pueden ser aéreas o subterráneas, y son protegidas contra cortocircuitos por fusibles limitadores de corriente de BT tipo NH, curva gL (protección de campo total para líneas y cables) alojados en fusible seccionador de potencia tripolar tipo horizontal (de 100 ó 250 A). En la tabla 3.4 se indica el número de salidas de DS con fusible seccionador de potencia tripolar tipo horizontal (de 100 ó 250 A), del módulo de DS para SAM de 2x25 y 3x25 kVA.

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Fig. 3.6 Esquema eléctrico de la SAM de 2x25 kVA (formada por la conexión trifásica en delta abierto de 2 transformadores monofásicos de10/0,23 kV, 25 kVA y polaridad sustractiva), con alimentación aérea desde lateral.

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Fig. 3.7 Esquema eléctrico de la SAM de 3x25 kVA (formada por la conexión trifásica en delta-delta de 3 transformadores monofásicos de 10/0,23 kV, 25 kVA y polaridad sustractiva), con alimentación aérea desde lateral. Potencia nominal Número de salidas del de la SAM módulo de DS 1 (de 250 A) 2 (1 de 250 A y 1 de 100 2x25 y 3x25 kVA A) 2 (de 100 A) 3 (de 100 A)

Máxima sección del cable tipo NYY por salida de DS 3-1x70 mm2 por salida de 100 A 3-1x120 mm2 por salida de 250 A

Tabla 3.4 Número de salidas horizontales (de 100 ó 250 A) del módulo de DS para SAM de 2x25 y 3x25 kVA.

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En la Tabla 3.5 se indica la corriente nominal y tamaño del fusible de BT tipo NH seleccionado por Edelnor y Luz del Sur para proteger desde la salida horizontal (de 100 ó 250 A) del módulo de DS para SAM de 2x25 y 3x25 kVA, al alimentador trifásico subterráneo de baja tensión tipo NYY destinado a cargas de distribución secundaria (DS) o electrobomba (EB). La selección del fusible de BT tipo NH está 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 tipo NYY de DS o EB. Sección (Corriente máx. admisible) del alimentador tipo NYY de DS o EB 3 – 1x6 mm 2 (55 A) 3 – 1x10 mm 2 (73 A) 3 – 1x16 mm 2 (94 A) 3 – 1x35 mm 2 (144 A) 3 – 1x70 mm 2 (208 A) 3 – 1x16 mm 2 (94 A) 3 – 1x35 mm 2 (144 A) 3 – 1x70 mm 2 (208 A) 3 – 1x120 mm 2 (283 A)

Corriente nominal (tamaño) del fusible de BT Tipo NH seleccionado 50 A (tamaño 00) 63 A (tamaño 00) 80 A (tamaño 00) 100 A (tamaño 00) 100 A (tamaño 00) 80 A (tamaño 1) 125 A (tamaño 1) 160 A (tamaño 1) 250 A (tamaño 1)***

Corriente nominal de la salida de la salida horizontal del módulo de DS 100 A

250 A

Tabla 3.5 Corriente nominal (tamaño) del fusible de BT tipo NH seleccionado para protección contra cortocircuitos del alimentador trifásico subterráneo de BT tipo NYY de DS o EB, desde salida horizontal del módulo de DS para SAM de 2x25 y 3x25 kVA.

*** De acuerdo a la Tabla 3.6, por razones de coordinación de la protección, en la SAM de 2x25 kVA debe ser 160 A (tamaño 1). En el esquema eléctrico de la SAM de 2x25 kVA (Fig. 3.6) y de la SAM de 3x25 kVA (Fig. 3.7) se aprecia el módulo de AP para SAM, que consta: de un fusible seccionador de potencia tripolar tipo horizontal de 100 A con fusibles limitadores de corriente de BT tipo NH tamaño 00 de hasta 80 A (para protección contra cortocircuitos del alimentador de salida de AP y del contactor de BT), de un contactor de BT (de 50 ó 63 A nominales para maniobras del alimentador de salida de AP por control fotoeléctrico) y de un medidor trifásico de energía eléctrica activa de 220 V, 15 (120) A, 60 Hz, clase 2 (para medición directa de la energía consumida por el alimentador de salida de AP). El módulo de AP para SAM es de 50 ó 63 A nominales (de acuerdo a la corriente nominal del contactor de BT), pudiendo sobrecargarse hasta en 20% sobre su corriente nominal para medición directa de la corriente simultánea de demanda máxima que fluye por el alimentador de salida de AP. En el esquema eléctrico de la SAM de 2x25 kVA (Fig. 3.6) y de la SAM de 3x25 kVA (Fig. 3.7) se aprecia que del contactor de BT se deriva un circuito monofásico de 220 V destinado a energizar la célula fotoeléctrica de control del AP.

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3.6. SELECCIÓN DE LA CORRIENTE NOMINAL DE LOS FUSIBLES DE EXPULSIÓN DE MEDIA TENSIÓN TIPO K-ANSI, PARA PROTECCIÓN CONTRA CORTOCIRCUITOS DE LOS TRANSFORMADORES DE LAS SUBESTACIONES AÉREAS 3.6.1.

PROCEDIMIENTO DE SELECCIÓN a. La curva característica tiempo total de apertura versus corriente (del fusible de expulsión de MT tipo K-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 y CEI 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 K-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 de expulsión de MT tipo K-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 K-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 K-ANSI cuyas curvas características cumplan con lo especificado en a y b, se debe escoger 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 fusibles limitadores de corriente de BT tipo NH que protegen desde las salidas horizontales (de 100 ó 250 A) o verticales (de 400 ó 630 A) del tablero de DS y AP, a los alimentadores de baja tensión.

3.6.2.

COORDINACIÓN DE LA PROTECCIÓN EN LAS SUBESTACIONES AÉREAS DE 10/0,22 KV En la Tabla 3.6 se indican los resultados de la coordinación de la protección en las subestaciones aéreas de 10/0,22 kV, considerando el procedimiento de selección de la corriente nominal de los fusibles tipo K-ANSI (indicado en el acápite 3.6.1.).

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Corriente Potencia Potencia nominal nominal nominal del del transformador banco trifásico del fusible trifásico de 10/0,23 de 10/0,23 kV expulsión kV de la SAP MT tipo de la SAM ANSI 630 kVA --65 K 400 kVA --65 K 250 kVA --30 K 160 kVA --20 K 15 K 100 kVA ----75 (3x25) kVA 10 K 50 kVA 43 (2x25) kVA 6 K

(A) de de K-

Corriente nominal (tamaño) del máximo fusible de BT tipo NH del tablero de DS y AP 630 A (tamaño 3) 500 A (tamaño 3) 400 A (tamaño 3 ó 2) 250 A (tamaño 2 ó 1) 250 A (tamaño 2 ó 1) 250 A (tamaño 2 ó 1) 160 A (tamaño 2 ó 1)

Tabla 3.6 Coordinación de la protección en las subestaciones aéreas de 10/0,22 kV. 3.6.3.

EJEMPLO DE APLICACIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE SELECCIÓN DE LA CORRIENTE NOMINAL DE LOS FUSIBLES TIPO K-ANSI, PARA PROTECCIÓN CONTRA CORTOCIRCUITOS DEL TRANSFORMADOR TRIFÁSICO DE 22,9/0,23 KV DE LA SAP DE 250 KVA En la Fig. 3.8 se aprecia las curvas características tiempo inicial de fusión versus corriente, de los fusibles de expulsión de MT de las siguientes corrientes nominales: 6K, 10K, 15K, 20K, 30K, 65K, 80K, 100K, 140K y 200K. En la Fig. 3.9 se aprecia las curvas características tiempo total de apertura versus corriente, de los fusibles de expulsión de MT de las siguientes corrientes nominales: 6K, 10K, 15K, 20K, 30K, 65K, 80K, 100K, 140K y 200K.

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Fig. 3.8 Curvas características tiempo inicial de fusión versus corriente, de los fusibles de expulsión de MT de las siguientes corrientes nominales: 6K, 10K, 15K, 20K, 30K, 65K, 80K, 100K, 140K y 200K.

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Fig. 3.9 Curvas características tiempo total de apertura versus corriente, de los fusibles de expulsión de MT de las siguientes corrientes nominales: 6K, 10K, 15K, 20K, 30K, 65K, 80K, 100K, 140K y 200K. La corriente nominal primaria (en 22,9 kV) del transformador trifásico de 22,9/0,23 kV y 250 kVA es Inp = (250 kVA) / (1,73 x 22,9 kV) = 6,31 A. De acuerdo al inciso a del acápite 3.6.1 la máxima corriente de cortocircuito admisible por el transformador es 25 x Inp = 25 x 6,31 = 158 A durante 2 segundos. Pag. 18

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En la Tabla 3.7 se indica el tiempo total de apertura de los fusibles de expulsión de MT tipo K-ANSI cuando la corriente es 158 A (25 x Inp). El tiempo total de apertura se ha obtenido de las curvas características mostradas en la Fig. 3.9. Como en la Tabla 3.7 se observa que el tiempo total de apertura de los fusibles de 200K, 140K, 100K, 80K y 65K no es menos de 2 segundos cuando la corriente es 158 A, entonces son descartadas estas corrientes nominales para protección contra cortocircuitos del transformador. Corriente nominal (A) del fusible de expulsión de MT tipo K-ANSI 200K 140K 100K 80K 65K 30K 20K 15K 10K 6K

Tiempo total de apertura del fusible tipo K-ANSI cuando la corriente es 158 A Mas de 1 000 segundos Mas de 1 000 segundos Mas de 1 000 segundos Mas de 1 000 segundos 30 segundos 1,1 segundos 0,5 segundos 0,3 segundos 0,1 segundos 0,05 segundos

Tabla 3.7 Tiempo total de apertura de los fusibles de expulsión de MT tipo K-ANSI cuando la corriente es 158 A (25 veces la corriente nominal primaria del transformador trifásico de 22,9/0,23 kV y 250 kVA). De acuerdo al inciso b del acápite 3.6.1 la máxima corriente de inserción del transformador es 12 x Inp = 12 x 6,31 = 76 A durante 0,1 segundos. En la Tabla 3.8 se indica el tiempo inicial de fusión de los fusibles de 30K, 20K, 15K, 10K y 6K (considerados como técnicamente aceptables para protección contra cortocircuitos por lo señalado en la Tabla 3.7) cuando la corriente es 76 A (12 x Inp). El tiempo inicial de fusión se ha obtenido de las curvas características mostradas en la Fig. 3.8. Como en la Tabla 3.8 se observa que el tiempo inicial de fusión del fusible de 6K no es más de 0,1 segundos cuando la corriente es 76 A, entonces es descartada esta corriente nominal porque el fusible se funde cuando transporta la máxima corriente de inserción del transformador. Corriente nominal (A) del Tiempo inicial de fusión del fusible fusible de expulsión de MT tipo K-ANSI cuando la corriente es tipo K-ANSI 76 A 30K 10 segundos 20K 2 segundos 15K 1,1 segundos 10K 0,3 segundos 6K 0,09 segundos Tabla 3.8 Tiempo inicial de fusión de los fusibles de expulsión de MT tipo K ANSI cuando la corriente es 76 A (12 veces la corriente nominal primaria del transformador trifásico de 22,9/0,23 kV y 250 kVA). Pag. 19

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Las corrientes nominales de fusibles tipo K-ANSI cuyas curvas características cumplen con lo especificado en a y b del acápite 3.6.1 son: 30K, 20K, 15K y 10K (de acuerdo a los resultados indicados en las Tablas 3.7 y 3.8). De acuerdo al inciso c del acápite 3.6.1 se debe escoger la corriente nominal de 30K para protección contra cortocircuitos del transformador, porque es la mayor de todas las corrientes nominales que exceden la corriente nominal primaria (en 22,9 kV) del transformador (6,31 A). De esta manera se coordina mejor la protección con las curvas características de los fusibles limitadores de corriente de BT tipo NH que protegen desde las salidas horizontales (de 100 ó 250 A) o verticales (de 400 ó 630 A) del tablero de DS y AP, a los alimentadores de baja tensión. 3.7. SELECCIÓN DEL PARARRAYOS DE MT, TIPO EXTERIOR, 10 KA, CLASE 1, SEGÚN NORMAS IEC 99-4, PARA PROTECCIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE LAS SUBESTACIONES AÉREAS CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS En los esquemas eléctricos de las subestaciones aéreas biposte y monoposte señalados anteriormente, en los acápites 3.2, 3.4 y 3.5, no se indican los pararrayos de MT, tipo exterior, 10 kA, clase 1, según normas IEC 99-4, destinados a proteger cada fase de los transformadores trifásicos (o bancos trifásicos formados por unidades monofásicas) de las subestaciones aéreas contra descargas atmosféricas. Esto es así porque en zonas urbanas y urbano-marginales de ciudades como Lima no hay descargas atmosféricas, sin embargo, en zonas rurales y zonas descampadas de ciudades donde haya descargas atmosféricas, sí es necesario el equipamiento de las subestaciones aéreas con pararrayos de MT, tipo exterior, 10 kA, clase 1, según normas IEC 99-4. 3.7.1.

NIVELES DE AISLAMIENTO DE PARARRAYOS Y EQUIPOS ELÉCTRICOS DE MEDIA TENSIÓN En la Tabla 3.9 se indican los niveles de aislamiento establecidos por las normas IEC para pararrayos y equipos eléctricos de media tensión, de acuerdo a la práctica fuera de norteamérica, si están previstos para ubicarse en alturas de hasta 1 000 metros sobre el nivel del mar. Para ubicaciones por encima de 1 000 metros y hasta 3 000 metros sobre el nivel del mar, de acuerdo a las normas IEC se debe incrementar los niveles de aislamiento en 1,25% por cada 100 metros que la altitud de la ubicación exceda a los 1 000 metros (en nuestro país podemos aplicar este incremento para alturas de hasta 4 000 metros sobre el nivel del mar).

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Tensión nominal Tensión nominal Tensión a frecuencia (máx.) del de aislamiento, industrial durante 1 sistema, en kV en kV minuto, en kV 3 (3,6) 6 (7,2) 10 (12) 15 (17,5) 20 (24) 30 (36)

3,6 7,2 12 17,5 24 36

16 22 28 38 50 70

Tensión de impulso plena (BIL), en kV pico 45 60 75 95 125 170

Tabla 3.9 Niveles de aislamiento establecidos por las normas IEC para pararrayos y equipos eléctricos de media tensión, de acuerdo a la práctica fuera de norteamérica, si están previstos para ubicarse en alturas de hasta 1 000 metros sobre el nivel del mar. 3.7.2.

SELECCIÓN DEL PARARRAYOS DE ACUERDO A LA MÁXIMA SOBRETENSIÓN TEMPORAL A TIERRA DE LAS FASES SANAS ANTE FALLAS MONOFÁSICAS A TIERRA De acuerdo a normas IEC la tensión máxima del sistema es 120% la tensión nominal y si el sistema es trifásico, esta tensión máxima representa la máxima sobretensión entre fases del sistema (msf). La máxima sobretensión temporal a tierra (mst) de las fases sanas ante fallas monofásicas a tierra, en el sistema trifásico, se calcula mediante la siguiente expresión: mst = (msf / 1,73) x factor. Donde factor depende del tipo de conexionado a malla de tierra del neutro del sistema trifásico. En la Tabla 3.10 se indican los valores de factor para sistemas con neutro: directamente aterrizado, no efectivamente aterrizado, aterrizado por impedancia y flotante. Tipo de conexionado a malla de tierra Sistema con neutro directamente aterrizado Sistema con neutro no efectivamente aterrizado Sistema con neutro aterrizado por impedancia Sistema con neutro flotante (levantado o aislado de tierra)

Factor 1,35 (máximo) 1,40 1,70 1,80

Tabla 3.10 Factores para el cálculo de la máxima sobretensión temporal a tierra (mst) de las fases sanas ante fallas monofásicas a tierra, en el sistema trifásico. Los pararrayos de las fases sanas ante fallas monofásicas a tierra están expuestos a soportar la máxima sobretensión temporal a tierra (mst) durante el tiempo máximo de despeje de la falla. Los pararrayos de las fases sanas cuando están correctamente seleccionados, tienen sus curvas características de tensión de operación versus tiempo por encima del punto crítico definido por la mst y el tiempo máximo de despeje de la falla.

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Fig. 3.10 Especificaciones técnicas y curva característica de tensión de operación vs. Tiempo de pararrayos HDA-12. Ejemplo de aplicación En la Fig. 3.10 se indican las especificaciones técnicas y la curva característica de tensión de operación versus tiempo de los pararrayos HDA -12 de 15 kV, tipo exterior, 10 kA, clase 1, según normas IEC 99-4. Se desea verificar si están correctamente seleccionados para proteger transformadores de las subestaciones aéreas trifásicas de 10/0,22 kV contra descargas atmosféricas. Solución: Como el sistema trifásico es de 10 kV nominales, entonces la tensión máxima del sistema trifásico es 12 kV (120% de la tensión nominal), y ésta es la máxima sobretensión entre fases del sistema (msf). Como el sistema de 10 kV tiene neutro flotante (aislado de tierra), en la Tabla 3.10 se obtiene el factor = 1,80 para el cálculo de la máxima sobretensión temporal a tierra (mst) de las fases sanas ante fallas monofásicas a tierra, en el sistema trifásico. Luego, el valor de mst = (msf / 1,73) x factor = (12 / 1,73) x 1,80 = 12,48 kV. Pag. 22

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El tiempo máximo de despeje de la falla monofásica a tierra en el sistema de 10 kV con neutro flotante se considera teóricamente como infinito si es que obviamos la operación de los relés de protección de falla a tierra incorporados en los interruptores de recierre automático (reclosers) de MT instalados en los alimentadores laterales aéreos. En la Fig. 3.10 se aprecia que la curva característica de los pararrayos HDA –12 es prácticamente asintótica a partir de los 1 000 segundos en adelante (hasta los 100 000 segundos), en el valor de 13,2 kV, que puede considerarse como la tensión de operación permanente e independiente de la duración de la falla monofásica a tierra. Como en la curva característica del pararrayos se observa que su tensión de operación (13,2 kV) está por encima del punto de mst (12,48 kV) para el tiempo infinito de despeje de la falla, llegamos a la conclusión que los pararrayos HDA –12 están correctamente seleccionados. 3.7.3.

SELECCIÓN DEL PARARRAYOS DE ACUERDO AL MARGEN DE PROTECCIÓN El margen de protección (MP) que ofrece el pararrayos al equipo protegido, está definido en porcentaje (%) por la siguiente fórmula, de acuerdo a normas IEC 99-4: MP = (BIL – TENSIÓN RESIDUAL) / TENSIÓN RESIDUAL x 100 De acuerdo a normas IEC 99-4 se considera que el margen de protección mínimo debe ser 20%, por lo tanto, verificaremos si los pararrayos HDA –12 cumplen con este requisito de protección a los transformadores de las subestaciones aéreas de 10/0,22 kV. Para calcular el MP debemos añadir a la tensión residual del pararrayos, la tensión total inducida en los conductores que unen, en paralelo, el pararrayos con el equipo protegido. Según el fabricante de pararrayos de media tensión Raychem, la tensión inducida por metro en los conductores que unen el pararrayos con el equipo protegido es de 3 kV pico / metro. Ejemplo de aplicación Verificar si los pararrayos HDA –12 cumplen con el margen de protección (MP) mínimo a los transformadores de las subestaciones aéreas de 10/0,22 kV. Solución: En la Tabla 3.9 se observa que la tensión de impulso plena (BIL) establecida por las normas IEC para pararrayos y equipos eléctricos de media tensión es 75 kV pico cuando la tensión nominal del sistema es 10 kV y la altitud no excede los 1 000 metros.

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De acuerdo a lo anterior, el aislamiento interior de los transformadores de 10/0,23 kV está diseñado para soportar un BIL de 75 kV pico independientemente de la altitud de instalación, la cual sólo afecta al BIL de los aisladores pasatapas (aislamiento externo) cuando excede los 1 000 metros. En las especificaciones técnicas mostradas en la Fig. 3.10 se observa que cuando la descarga atmosférica es de 10 kA (para regiones muy tormentosas) la tensión residual del pararrayos HDA –12 es 40 kV pico. Para calcular el MP debemos añadir a la tensión residual del pararrayos (40 kV pico), la tensión total inducida en los 2 metros de longitud de los conductores que unen, en paralelo, el pararrayos con el transformador protegido. Si la tensión inducida por metro en los conductores que unen el pararrayos con el equipo protegido es de 3 kV pico / metro, entonces en este caso la tensión total inducida en los 2 metros es de 6 kV pico. Luego, la tensión residual total es de 46 kV pico (40 kV pico = tensión residual del pararrayos + 6 kV pico = tensión total inducida en los conductores). El margen de protección (MP) se calcula como: MP = (BIL – TENSIÓN RESIDUAL) / TENSIÓN RESIDUAL x 100 MP = (75 – 46) / 46 x 100 = 63 % Como el MP calculado (63%) excede el 20% que como mínimo se acepta según las normas IEC 99-4, llegamos a la conclusión que el pararrayos HDA –12 está correctamente seleccionado para proteger los transformadores de las subestaciones aéreas de 10/0,22 kV contra descargas atmosféricas. 3.7.4.

SELECCIÓN DEL PARARRAYOS DE ACUERDO AL BIL (BASIC INSULATION LEVEL) DE SU CONTENEDOR (DE PORCELANA O POLÍMERO) El nivel básico de aislamiento (BIL) de los contenedores (de porcelana o polímero) de los pararrayos para protección de los transformadores de las subestaciones aéreas de 10/0,22 kV ubicadas a altitudes de hasta 1000 metros, debe ser 75 kV pico como mínimo, de acuerdo a la Tabla 3.9 indicada en el acápite 3.7.1. Si por ejemplo,la altitud donde estén ubicadas las subestaciones aéreas de 10/0,22 kV es de 3 000 metros, entonces el BIL de los contenedores (de porcelana o polímero) de los pararrayos ubicados a esa altitud debe ser 75 x (1 + 1,25 x 20 / 100) = 94 kV pico como mínimo, de acuerdo al factor de corrección por altitud indicado en el acápite 3.7.1. Si por ejemplo,la altitud donde estén ubicadas las subestaciones aéreas de 10/0,22 kV es de 4 000 metros, entonces el BIL de los contenedores (de porcelana o polímero) de los pararrayos ubicados a esa altitud debe ser 75 x (1 + 1,25 x 30 / 100) = 103 kV pico como mínimo, de acuerdo al factor de corrección por altitud indicado en el acápite 3.7.1.

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En las especificaciones técnicas mostradas en la Fig. 3.10 se observa que el BIL del contenedor (de polímero) del pararrayos HDA –12 es 136 kV pico, el cual es técnicamente aceptable porque excede al mínimo BIL solicitado por normas IEC para instalaciones de subestaciones aéreas de 10/0,22 kV ubicadas a altitudes de hasta 4 000 metros. 3.7.5.

SELECCIÓN DEL PARARRAYOS DE ACUERDO A LA DISTANCIA DE FUGA DE SU CONTENEDOR (DE PORCELANA O POLÍMERO) En la Tabla 3.11 se indica la distancia de fuga por unidad de tensión de fase a tierra (en mm/kV) recomendada por las normas IEC 71-2 en función al nivel de contaminación ambiental.

Nivel de contaminación ambiental No significativa Suave o moderada Pesada Muy pesada

Distancia de fuga / tensión de fase a tierra (mm/kV) 20 a 25 30 a 35 40 a 50 mayor a 60

Tabla 3.11 Distancia de fuga / tensión de fase a tierra (en mm/kV) recomendada por las normas IEC 71-2 en función al nivel de contaminación ambiental. De acuerdo al ejemplo de aplicación del acápite 3.7.2., la máxima sobretensión temporal a tierra (mst) de las fases sanas ante fallas monofásicas a tierra en el sistema trifásico de 10 kV nominales y con el neutro aislado de tierra, es 12,48 kV de fase a tierra. Si los pararrayos de las subestaciones aéreas de 10/0,22 kV van a instalarse donde el nivel de contaminación ambiental es suave o moderado, entonces, de acuerdo a la Tabla 3.11, al contenedor (de porcelana o polímero) del pararrayos le corresponde una distancia de fuga / tensión de fase a tierra de 35 mm/kV. Luego, la distancia de fuga mínima del contenedor (de porcelana o polímero) del pararrayos debe ser mst x 35 = 12,48 x 35 = 437 mm. Comparando esta distancia de fuga mínima (437 mm) con la distancia de fuga del contenedor (de polímero) del pararrayos HDA –12 (495 mm), llegamos a la conclusión que este modelo de pararrayos es técnicamente aceptable para instalarse en subestaciones aéreas de 10/0,22 kV donde el nivel de contaminación ambiental es suave o moderado.

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4. RESUMEN •

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La subestación de distribución tipo aérea puede ser de 2 tipos: monoposte (de 2x25 y 3x25 kVA) y biposte (de 50, 100, 160, 250, 400 y 630 kVA). La subestación aérea biposte (SAB) se instala en alimentadores laterales y recibe alimentación aérea o subterránea, en cambio la subestación aérea monoposte (SAM) también se instala en alimentadores laterales pero sólo recibe alimentación aérea. En sectores residenciales (de 1ra., 2da. y 3ra. categoría), pueblos jóvenes, residencialescomerciales y comerciales debe aplicarse la SAB, preferentemente de 100 ó 160 kVA, que son las potencias nominales recomendadas por los estudios sobre el dimensionamiento óptimo de subestaciones aéreas en zonas residenciales. También es posible la aplicación de las SABs de 250, 400 ó 630 kVA para cargas concentradas, especialmente en zonas industriales y comerciales. No obstante lo anterior, es posible la utilización de las SAMs de 2x25 ó 3x25 kVA en pueblos jóvenes y centros poblados donde los alimentadores laterales sean aéreos y con bajas densidades de carga y que se permita el acceso vehicular para el montaje y mantenimiento de las SAMs. Como los fusibles seccionadores unipolares de media tensión de las subestaciones aéreas soportan normalmente 7,1 kA eficaces simétricos de cortocircuito, de no estar protegidos los alimentadores laterales desde el PDL con fusibles limitadores de corriente, estaría limitada la utilización de las subestaciones aéreas a zonas donde el nivel de cortocircuito trifásico franco proyectado a mediano plazo, no exceda 123 MVA (7,1 kA en 10 kV). El módulo de AP para SABs de 50, 100 y 160 kVA es horizontal y puede ser de 50, 63 u 80 A nominales (de acuerdo a la corriente nominal del contactor de BT para control mediante célula fotoeléctrica del único alimentador de salida de AP), pudiendo sobrecargarse hasta en 20% sobre su corriente nominal. El módulo de AP para SABs de 250, 400 y 630 kVA es vertical y puede ser de 50, 63 u 80 A nominales (de acuerdo a la corriente nominal del contactor de BT para control mediante célula fotoeléctrica del único alimentador de salida de AP), pudiendo sobrecargarse hasta en 20% sobre su corriente nominal. El módulo de AP para SAMs de 2x25 y 3x25 kVA puede ser de 50 ó 63 A nominales (de acuerdo a la corriente nominal del contactor de BT para control mediante célula fotoeléctrica del único alimentador de salida de AP), pudiendo sobrecargarse hasta en 20% sobre su corriente nominal. Los fusibles de expulsión de media tensión tipo K-ANSI para protección contra cortocircuitos de los transformadores de las subestaciones aéreas, se alojan en los fusibles seccionadores unipolares de media tensión tipo aéreo (cut outs). La máxima corriente de inserción del transformador (considerada como 12 veces su corriente nominal primaria) durante 0,1 segundos, no debe originar que se inicie la fusión del fusible tipo K-ANSI. El tiempo de apertura total del fusible tipo K-ANSI debe ocurrir antes de 2 segundos cuando fluya la máxima corriente de cortocircuito admisible por el transformador (considerada como 25 veces su corriente nominal primaria). De todas las corrientes nominales de los fusibles tipo K-ANSI cuyas curvas características de tiempo versus corriente cumplan con los 2 requisitos señalados anteriormente (para la máxima corriente de inserción del transformador y la máxima corriente de cortocircuito admisible por el transformador), se debe escoger para protección del transformador la mayor de todas las corrientes nominales que excedan la corriente nominal primaria del transformador. Los pararrayos de media tensión, tipo exterior, 10 kA, clase 1, según normas IEC 99-4, para protección de los transformadores de las subestaciones aéreas contra descargas atmosféricas, se deben seleccionar de acuerdo: a la máxima sobretensión temporal a tierra de las fases sanas ante fallas monofásicas a tierra, al margen de protección, al

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nivel básico de aislamiento (BIL) de su contenedor (de porcelana o polímero), y a la distancia de fuga de su contenedor (de porcelana o polímero). 5. PREGUNTAS DE AUTOCOMPROBACIÓN 1. ¿Cuál es la potencia nominal trifásica de una SAM compuesta por 2 transformadores monofásicos de 37,5 kVA conectados en delta abierto? 2. Si el transformador trifásico de una SAB de 10/0,22 kV es 315 kVA, ¿cuál es su máxima corriente primaria de inserción (en amperios) durante 0,1 segundos? 3. Si el transformador trifásico de una SAB de 10/0,22 kV es 315 kVA, ¿cuál es su máxima corriente primaria de cortocircuito admisible (en amperios) durante 2 segundos? 4. Si la máxima corriente de inserción es inversamente proporcional a la impedancia del transformador y si la impedancia del transformador fuera 5% en lugar de 4%, se pide calcular la máxima corriente de inserción como múltiplo de la corriente nominal primaria del transformador. 5. Si la máxima corriente de cortocircuito admisible es inversamente proporcional a la impedancia del transformador, y si la impedancia del transformador fuera 5% en lugar de 4%, se pide calcular la máxima corriente de cortocircuito admisible como múltiplo de la corriente nominal primaria del transformador. 6. Indicar si el fusible de 10K soporta la máxima corriente de inserción del transformador de la P2 sin iniciar su fusión. 7. Indicar si el fusible de 65K protege al transformador de la P3 contra la máxima corriente de cortocircuito admisible durante 2 segundos. 8. Si el transformador trifásico de una SAB de 22,9/0,22 kV es 400 kVA e impedancia = 5%, indique si el fusible de 10K soporta la máxima corriente de inserción del transformador sin iniciar su fusión. 9. Si el transformador trifásico de una SAB de 22,9/0,22 kV es 400 kVA e impedancia = 5%, indique si el fusible de 65K lo protege contra la máxima corriente de cortocircuito admisible durante 2 segundos. 10. Si los pararrayos y equipos eléctricos destinados a sistemas de 10 kV nominales deben tener un BIL mínimo de 75 kV pico cuando la altitud no excede 1 000 metros, calcule la máxima altitud (mayor a 1,000 metros) de sistemas de 10 kV nominales en los cuales se acepta técnicamente la utilización de pararrayos y equipos eléctricos con BIL exterior (de su contenedor de porcelana o polímero) de 95 kV pico.

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