facultad de ingenierÍa de producciÓn y servicios ... - unsa
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UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN AGUSTÍN DE AREQUIPA
FACULTAD DE INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN Y SERVICIOS
ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
TRABAJO DE SUFICIENCIA PROFESIONAL TITULADO:
REALIZACIÓN DE ESTUDIO DE OPERATIVIDAD DEL SISTEMA ELÉCTRICO DEL PROYECTO DE REUBICACIÓN DE FACILIDADES SUR FASE I, FLUJO DE POTENCIA, CORTOCIRCUITO Y COORDINACIÓN DEL AISLAMIENTO PARA
UNA MINERA
PRESENTADO POR:
BACH. ANTHONY WILLY CHIRINOS APARICIO
PARA OPTAR POR EL TITULO PROFESIONAL DE:
INGENIERO ELECTRICISTA
AREQUIPA – PERÚ
2018
(Dedicatoria)
Dedico este trabajo de
investigación, a mis padres en especial a
mi madre quien con sus sabios concejos
supo orientarme durante mi etapa de
estudiante y a mi novia quien supo
apoyarme y alentarme a conseguir todos
mis objetivos.
(Pensamiento)
“La ciencia puede divertirnos y
fascinarnos, pero es la Ingeniería la que
cambia el mundo”.
Isaac Asimov
Resumen
El presente informe muestra los resultados de los estudios desarrollados para el nuevo Sistema
Eléctrico de Facilidades para el cual Sociedad Minera Cerro Verde S.A.A. ha desarrollado la
ingeniería de detalle. El proyecto se encuentra ubicado dentro de las instalaciones del cliente
al oeste de la nueva planta concentradora y obedece al crecimiento de los tajos Cerro Verde y
Santa Rosa según el LOM 2015 para el año 2018 afecta las actuales instalaciones de
mantenimiento y almacenes, por lo que se requiere reubicar dichas facilidades para no afectar
la continuidad de la operación de la minera por tal motivo el cliente requiere de un Estudio
que garantice la seguridad de su personal así como del equipamiento a implementarse en
estas nuevas instalaciones. Con los Estudios de Flujo de Potencia, Cortocircuito y Coordinación
de Aislamiento el presente informe corrobora el correcto diseño, así como la correcta
selección de los equipos a instalarse así mismo recomienda el cambio de equipamiento
sobrecargado que no cumple con las exigencias de la carga.
Palabras clave: Estudio de operatividad, Flujo de Potencia, Cortocircuito, Software.
Abstract
This report shows the results of the studies developed for the new Electricity Facility System
for which Sociedad Minera Cerro Verde S.A.A. He has developed detailed engineering. The
project is located within the client's facilities to the west of the new concentrator plant and is
due to the growth of the Cerro Verde and Santa Rosa pits according to the LOM 2015 for the
year 2018, which affects the current maintenance facilities and warehouses. it is necessary to
relocate said facilities so as not to affect the continuity of the operation of the mining
company, for this reason the client requires a study that guarantees the safety of its personnel
as well as the equipment to be implemented in these new facilities. With the Power Flow,
Short Circuit and Isolation Coordination Studies, this report corroborates the correct design, as
well as the correct selection of the equipment to be installed. It also recommends the change
of overloaded equipment that does not comply with the load requirements.
Keywords: Operability Study, Power Flow, Short Circuit, Software.
1
INDICE ÍNDICE DE ILUSTRACIONES ................................................................................................... 5
ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................................... 6
CURRICULUM VITAE ............................................................................................................ 9
INFORMACIÓN DE LA EMPRESA ......................................................................................... 15
CÁPITULO I: GENERALIDADES
1.1 Introducción .................................................................................................................... 17
1.1.1 Área del Proyecto ........................................................................................................ 17
1.1.2 Ubicación del proyecto............................................................................................ 18
1.2 Justificación e Importancia del Proyecto ........................................................................ 19
1.3 Definición del Problema .................................................................................................. 19
1.4 Objetivos ......................................................................................................................... 20
1.4.1 Objetivo General ..................................................................................................... 20
1.4.2 Objetivos Específicos ............................................................................................... 20
1.5 Alcances ........................................................................................................................... 20
1.6 Normativa aplicable ........................................................................................................ 21
CAPITULO II: MARCO TEÓRICO SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA
2.1 Introducción .................................................................................................................... 22
2.2 Conceptos básicos ........................................................................................................... 22
2.2.1 Sistema Eléctrico de Potencia ................................................................................. 22
2.2.2 Sistema Eléctrico de Distribución ............................................................................ 23
2.2.3 Topologías básicas de un sistema de Distribución .................................................. 24
2.3 Elementos de un sistema de Potencia ............................................................................ 26
2.3.1 Generador ............................................................................................................... 26
2.3.2 Transformador......................................................................................................... 26
2.3.3 Líneas de transmisión .............................................................................................. 27
2.3.4 Aparamenta Eléctrica .............................................................................................. 28
2.4 Análisis del Sistema Eléctrico Estado Estacionario .......................................................... 29
2.5 Solución del Flujo de Potencia – Método Newton Raphson ........................................... 30
2.6 Cortocircuito .................................................................................................................... 33
2.7 Componentes simétricas Redes de secuencia ................................................................ 34
2.8 Cortocircuito Permanente y temporal ............................................................................ 37
2.8.1 Cortocircuito Permanente ....................................................................................... 37
2.8.2 Cortocircuito Temporal ........................................................................................... 37
2.9 Tipos de Sobretensiones ................................................................................................. 38
2
2.10 Métodos de coordinación de aislamiento....................................................................... 42
2.11 Coordinación de aislamiento en instalaciones eléctricas ............................................... 44
CÁPITULO III: SOFTWARE ETAP 16.0
3.1 Características generales del software ETAP .................................................................. 47
3.1.1 Integración total de Datos ....................................................................................... 48
3.1.2 Simplicidad en la Entrada de Datos ......................................................................... 49
3.2 Características del ingreso de Topologías Eléctricas en ETAP ......................................... 49
3.3 Características del Análisis de Flujo de Carga ................................................................. 49
3.4 Características del Análisis de Cortocircuito ................................................................... 50
CÁPITULO IV: ESTUDIO DE FLUJO DE POTENCIA
4.1 Datos del Sistema Eléctrico ............................................................................................. 52
4.2 Metodología .................................................................................................................... 52
4.3 Criterios de diseño .......................................................................................................... 52
4.4 Descripción de la Topología del Sistema Eléctrico .......................................................... 53
4.4.1 Descripción de la Topología del Sistema Eléctrico .................................................. 53
4.4.2 Descripción de las cargas del Sistema Eléctrico ...................................................... 53
4.4.3 Descripción de los conductores .............................................................................. 54
4.4.4 Descripción de transformadores ............................................................................. 55
4.5 Escenarios ........................................................................................................................ 56
4.6 Resultados ....................................................................................................................... 59
4.6.1 Resultados del Escenario N°1: Mínima Demanda ................................................... 59
4.6.2 Resultados del Escenario N°2: Demanda Promedio................................................ 60
4.6.2.1 Resultados Demanda Promedio Fase II Conectada ............................................. 60
4.6.2.2 Resultados Demanda Promedio Fase II Desconectada ....................................... 62
4.6.3 Resultados del Escenario N°3: Máxima Demanda .................................................. 64
4.6.3.1 Resultados Máxima Demanda Fase II Conectada ............................................... 64
4.6.3.2 Resultados Máxima Demanda Fase II Desconectada .......................................... 66
4.6.4 Resultados del Escenario N°4: Demanda Promedio sin compensación .................. 67
4.6.4.1 Resultados Demanda Promedio sin compensación Fase II Conectada ............... 68
4.6.4.2 Resultados Demanda promedio sin compensación Fase II Desconectada ......... 70
4.6.5 Resultados del Escenario N°5: Contingencia sin compensación ............................. 71
4.6.5.1 Resultados Contingencia Fase II y Línea OH-100 Desconectada ......................... 71
4.6.5.2 Resultados Contingencia Línea OH-100 Desconectada ....................................... 73
4.7 Resultados de Cargabilidad de equipos .......................................................................... 74
4.7.1 Equipos Sobrecargados en Media Tensión ............................................................. 74
3
4.7.2 Equipos Sobrecargados en Baja Tensión ................................................................. 75
CÁPITULO V: ESTUDIO DE CORTO CIRCUITO
5.1 Metodología .................................................................................................................... 76
5.2 Criterios de diseño .......................................................................................................... 77
5.2.1 Norma ANSI ............................................................................................................. 77
5.3 Descripción de la Topología del Sistema Eléctrico .......................................................... 78
5.3.1 Topología de la Red Equivalente ............................................................................. 78
5.4 Escenarios ........................................................................................................................ 79
5.5 Resultados ....................................................................................................................... 80
5.5.1 Resultados del Escenario N°1: Máxima demanda 2018 .......................................... 80
5.5.1.1 Resultado del cortocircuito trifásico en barras ................................................... 80
5.5.1.2 Resultado del cortocircuito trifásico en interruptores de potencia .................... 82
5.5.1.3 Resultado del cortocircuito monofásico en barras ............................................. 83
5.5.2 Resultados del Escenario N°2: Máxima demanda 2026 .......................................... 84
5.5.2.1 Resultado del cortocircuito trifásico en barras ................................................... 84
5.5.2.2 Resultado del cortocircuito trifásico en interruptores de potencia .................... 85
5.5.2.3 Resultado del cortocircuito monofásico en barras ............................................. 87
CÁPITULO VI: ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO
6.1 Criterios de Diseño .......................................................................................................... 88
6.1.1 Consideraciones generales climatológicas y físicas del Sistema Eléctrico .............. 89
6.1.2 Parámetros de diseño de aislamiento y sobretensiones ........................................ 89
6.1.3 Consideraciones generales de diseño para la selección de pararrayos .................. 89
6.2 Bases del cálculo ............................................................................................................. 89
6.2.1 Condiciones medioambientales .............................................................................. 89
6.3 Calculo de niveles de Aislamiento para la tensión de 34.5kV ......................................... 90
6.3.1 Tensión Máxima ...................................................................................................... 90
6.3.2 Tensión Máxima corregida ...................................................................................... 90
6.3.3 Niveles básicos de aislamiento normalizados ......................................................... 91
6.3.4 Tensión critica disruptiva por sobretensión de impulso ......................................... 93
6.3.5 Tensión critica disruptiva por sobretensiones de frecuencia industrial ................. 93
6.3.6 Tensión disruptiva bajo lluvia a frecuencia de servicio ........................................... 94
6.3.7 Calculo de la longitud de fuga para aislamiento ..................................................... 94
6.3.8 Resumen de resultados de aislamiento en 34.5kV ................................................. 95
6.4 Calculo de niveles de Aislamiento para la tensión de 10kV ............................................ 96
6.4.1 Tensión Máxima ...................................................................................................... 96
4
6.4.2 Tensión Máxima Corregida ..................................................................................... 96
6.4.3 Niveles básicos de aislamiento normalizados ......................................................... 97
6.4.4 Tensión critica disruptiva por sobretensión de impulso ......................................... 98
6.4.5 Tensión critica disruptiva por sobretensión de frecuencia industrial ..................... 98
6.4.6 Tensión critica disruptiva bajo lluvia a frecuencia de servicio ................................ 98
6.4.7 Calculo de la longitud de fuga para aislamiento ..................................................... 99
6.4.8 Resumen de resultados de aislamiento en 10kV .................................................... 99
6.5 Calculo de pararrayos en 34.5kV ..................................................................................... 99
6.5.1 Determinación del MCOV y TOV ........................................................................... 100
6.5.2 Verificación del Equipo de Protección .................................................................. 100
6.5.2.1 Verificación de pararrayos Celda GIS en 34.5kV ............................................... 100
6.5.2.2 Pararrayos Línea eléctrica 34.5kV ..................................................................... 102
6.6 Calculo de Pararrayos en 10kV ...................................................................................... 103
6.6.1 Determinación del MCOV y TOV ........................................................................... 104
6.6.2 Selección del equipo de protección ...................................................................... 104
6.6.2.1 Pararrayos Celda GIS en 10kV ........................................................................... 104
6.6.2.2 Pararrayos Línea Eléctrica 10kV ........................................................................ 106
CONCLUSIONES: ........................................................................................................................ 108
RECOMENDACIONES: ............................................................................................................... 111
BIBLIOGRAFIA: .......................................................................................................................... 112
5
ÍNDICE DE ILUSTRACIONES
Figura N°1: Mapa Regional de Arequipa
Figura N°2: Área del Proyecto Reubicación de Facilidades Sur – Fase I
Figura N°3: Sistema Eléctrico de Potencia
Figura N°4: Topología Radial
Figura N°5: Topología en Anillo
Figura N°6: Generador Eléctrico
Figura N°7: Transformador de Potencia
Figura N°8: Líneas de Transmisión de Energía Eléctrica
Figura N°9: Principio del método de Newton-Raphson
Figura N°10: Descomposición de vectores (a, b, c) en (0, 1, 2)
Figura N°11: Diagrama fasorial (a, b, c) y (0, 1, 2)
Figura N°12: Flashover en el aislador
Figura N°13: Coordinación de aislamiento de en redes eléctricas de alta tensión
Figura N°14: Ejemplo de topologiao unilineal básico
6
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla N°1: Niveles de Tensión (Fuente 017A Niveles de Tensión Código Nacional de
Electricidad)
Tabla N°2: Tipos y formas de sobretensiones, formas de onda normalizadas y ensayos de
tensión, soportada normalizada
Tabla N°3: Parámetros de la Topología de la Red Equivalente
Tabla N°4: Principales características de cargas
TablaN°5: Posición de taps para la normal operación del sistema.
Tabla N°6: Escenarios para estudio de flujo de potencia año 2018.
Tabla N°7: Estado de niveles de tensión en barras escenario N°1
Tabla N°8: Estado de niveles de tensión en barras Escenario N°2 Fase II Conectada
Tabla N°9: Estado de niveles de tensión en barras Escenario N°2 Fase II Desconectada
Tabla N°10: Estado de niveles de tensión en barras Escenario N°3 Fase II Conectada
Tabla N°11: Estado de niveles de tensión en barras Escenario N°3 Fase II Desconectada
Tabla N°12: Estado de niveles de tensión en barras Escenario N°4 Fase II Conectada
Tabla N°13: Posición de los Taps para obtener resultados satisfactorios.
Tabla N°14: Estado de niveles de tensión en barras Escenario N°4 Fase II Desconectada
Tabla N°15: Estado de niveles de tensión en barras Escenario N°5 Fase II y Línea OH-100
Desconectada
Tabla N°16: Estado de niveles de tensión en barras Escenario N°5 Línea OH-100 Desconectada
Tabla N°17: Resultados de Cargabilidad, Perdidas y Alertas en media tensión.
Tabla N°18: Resultados de Cargabilidad, Perdidas y Alertas en baja tensión.
Tabla N°19: Criterios de evaluación
Tabla N°20: Parámetros de la Topología de la Red Equivalente.
Tabla N°21: Escenarios para estudio de corto circuito para el año 2018 y 2026.
7
Tabla N°22: Niveles de corto circuito trifásico en barras escenario N°1: máxima demanda 2018,
norma IEC.
Tabla N°23: Niveles de corto circuito trifásico en barras escenario N°1: máxima demanda 2018,
norma ANSI.
Tabla N°24: Niveles de corto circuito en interruptores escenario N°1: máxima demanda 2018.
Tabla N°25: Niveles de corto circuito monofásico en barras escenario N°1: máxima demanda
2018, norma IEC.
Tabla N°26: Niveles de corto circuito monofásico en barras escenario N°1: máxima demanda
2018, norma ANSI.
Tabla N°27: Niveles de corto circuito trifásico en barras escenario N°2: máxima demanda 2026,
Norma IEC.
Tabla N°28: Niveles de corto circuito trifásico en barras escenario N°2: máxima demanda 2026,
norma ANSI.
Tabla N°29: Niveles de corto circuito en interruptores escenario N°2: máxima demanda 2026.
Tabla N°30: Niveles de corto circuito monofásico en barras escenario N°2: máxima demanda
2026, Norma IEC
Tabla N°31: Niveles de corto circuito monofásico en barras escenario N°2: máxima demanda
2026, Norma ANSI.
Tabla N°32: Niveles de tensión estándar según STD IEEE 1313 .1 para clase 1, (15kV
<Um<242kV).
Tabla N°33: Niveles de tensión estándar según IEC 60071-1 Insulation Co-Ordination -
Definitions, principles and rules.
Tabla N°34: Distancia de fuga mínima a considerar según el tipo del medio físico de la
instalación.
Tabla N°35: Comparación de Resultado de aislamiento para tensión de 34.5 kV.
Tabla N°36: Niveles de tensión estándar según STD IEEE 1313 .1 para clase 1, (15kV
<Um<242kV).
Tabla N°37: Niveles de tensión estándar según IEC 60071-1 Insulation Co-Ordination -
Definitions, principles and rules.
8
Tabla N°38: Comparación de Resultado de aislamiento para tensión de 10 kV.
Tabla N°39: Catálogo de Marca PFISTERER.
Tabla N°40: Valores habituales de corriente nominal de descarga (In) basado en la tabla 6.14
de Coordinación de Aislamiento en redes eléctricas de alta tensión de Juan A. Martínez Velasco
Tabla N°41: Valores de forma de onda y magnitud de cresta de la corriente de descarga basado
en la tabla 6.7 de Coordinación de Aislamiento en redes eléctricas de alta tensión de Juan A.
Martínez Velasco.
Tabla N°42: Catálogo de Marca PFISTERER
Tabla N°43: Comparación de demanda de potencia de diseño y calculada
Tabla N°44: Posición de taps para la normal operación del sistema.
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CURRICULUM VITAE
ANTHONY WILLY CHIRINOS APARICIO
Calle Misti Mz18 Lt16 Miguel Grau Paucarpata
Email: [email protected] Cel. Claro (RPC): 993780797
29 años. Cel. Movistar (RPM): #952929817
DNI : 45575893
Fecha de Nacimiento : 03 de Marzo de 1989
Lugar de Nacimiento : Arequipa
Estado Civil : Soltero
FORMACIÓN ACADÉMICA
2007 – 2013 Bachiller Ingeniería Eléctrica
Universidad Nacional de San Agustín
2010 Centro de Idiomas de la Universidad Nacional de San Agustín
Idioma: Inglés Nivel: Básico
CURSOS DE CAPACITACIÓN TÉCNICA - PROFESIONAL
2016 ENSYS
Equipo de Pruebas Cibano (27 y 28 de Mayo)
2015 ENSYS Equipo de Pruebas Primarias CPC 100, Modulo CP SB1 (8h)
2015 TECSUP
PEP Control de Sistemas Eléctricos
2014 Servicios Minería Inc. Sucursal Perú SMI
Safety Leadership Training (8h)
2013 GR Consulting
Diplomado en Seguridad y Medio Ambiente en Minería (336h)
10
Módulos:
Manejo de Materiales Peligrosos (HAZ MAT)
Seguridad en Minería
OHSAS 18001
Primeros Auxilios
ISO 14001
Tecnologías Limpias en Minería
2013 SENCICO – SERVICIO NACIONAL DE CAPACITACION PARA LA INDUSTRIA DE LA
CONSTRUCCION AUTOCAD Intermedio 2012 (40h) AUTOCAD Avanzado 2012 (40h)
2013 MEGGER Capacitación de Equipos Megger 2013 (8h)
2012 INSTITUCIÓN TÉCNICA DE ESTUDIOS AVANZADOS – INTEA
Cálculo y Rebobinado de Motores Eléctricos de Eléctricos (60 h)
Instalación y Mantenimiento de Transformadores en Subestaciones (50h)
2012 ABS INGENIEROS
Diseño de Redes Eléctricas de Distribución DIRED – CAD 2012 (4h)
Diseño de Líneas de Transmisión Aerea de Energía Eléctrica DLTCAD 2012 (12h)
UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN AGUSTIN
2008 Seminario de Instalaciones de GLP (20h)
EXPERIENCIA LABORAL
EMPRESA: CELICON INGENIEROS S.A.C.
CARGO: Ingeniero de Diseño Eléctrico
PERIODO: 16 Diciembre 2017 – Actualidad
TRABAJOS REALIZADOS:
- Elaboración de Estudios y Memorias de calculo para el Servicio de Estudio de
Operatividad del sistema Eléctrico Reubicación de Facilidades Mina para Sociedad
Minera Cerro Verde.
- Elaboración de Estudio de Flujo de Potencia, Corto Circuito, Coordinación de
Protecciones y Arcflash en C2 para Sociedad Minera Cerro Verde.
CARGO: Ingeniero de Diseño Eléctrico
PERIODO: 01 Octubre 2017 – 15 Diciembre 2017
TRABAJOS REALIZADOS:
11
- Elaboración de Ingeniería de Detalle y supervisión para la construcción de Tramo de
Línea OH-300 E9- E13 para Sociedad Minera Cerro Verde.
- Elaboración de Ingeniería de detalle de Línea Eléctrica en 34.5kV para Cerro Negro
CARGO: Supervisor de Construcción
PERIODO: 01 Julio 2017 – 30 Setiembre 2017
TRABAJOS REALIZADOS:
- Supervisión de la Actividades de Construcción de la Línea Eléctrica en 10kV de la
Reubicación de Facilidades en SMCV.
- Supervisión en el montaje de Salas Eléctricas: Principal, Taller de Llantas y Taller de
volquetes del Proyecto de Reubicación de Facilidades para SMCV.
CARGO: Ingeniero de Diseño Eléctrico
PERIODO: 01 Enero 2017 – 30 Junio 2017
TRABAJOS REALIZADOS:
- Desarrollo y Elaboración de Ingeniería de detalle para el Proyecto: “Ingeniería de
detalle reubicación de FO y LE Antena CV2-8” para SMCV.
- Elaboración de Costos y Presupuestos para concursos y licitaciones de los siguientes
clientes: Sociedad Minera Cerro Verde, ANTAPACCAY y SIEMENS.
- Revisión y desarrollo de Ingeniería para la construcción de Línea Eléctrica en 10kV ,
Elaboración de planos RED LINE y ASBUILT para el Proyecto de Reubicación de
Facilidades Mina Fase I para SMCV.
CARGO: Ingeniero de Diseño Eléctrico
PERIODO: 01 Octubre 2016 – 31 Diciembre 2016
TRABAJOS REALIZADOS:
- Elaboración de costos y presupuestos para concursos y licitaciones de los siguientes
clientes: Sociedad Minera Cerro Verde, SEAL, EGASA, ELECTROSUR, DINAMIA y
JHINZAO.
- Revisión de Ingeniería de detalle Proyecto “LT en 33kV Estación 51 – RB 01 Pablo”
Unidad Minera Pallancata.
CARGO: Supervisor de Campo
PERIODO: 25 Junio 2016 – 30 Setiembre 2016
TRABAJOS REALIZADOS:
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- Supervisión en el Montaje de Torres Autosoportadas en el Tramo 1C de la Línea
Eléctrica de Transmisión Mantaro-Montalvo en 500kV.
CARGO: Supervisor de Campo
PERIODO: 07 Marzo 2016 – 24 de Junio de 2016
TRABAJOS REALIZADOS:
- Supervisión y Construcción de Subestación en 25KVA para la alimentación del
campamento de Proyectos Concentradora, instalación de bandejas y tendido de
conductor autoportante para el proyecto “ALIMENTACION ELECTRICA PROYECTO
CAMPAMENTO RELAVES”
EMPRESA: RyH CORP S.A.C.
CARGO: Analista de Programación
PERIODO: 01 Febrero 2016 – 01 Marzo 2016
TRABAJOS REALIZADOS:
- Programación de cortes por mantenimiento, ampliación o reforzamiento del Sistema
Eléctrico de la concesionaria SEAL de las unidades de Distribución, Obras y Zonales.
- Elaboración de Informes.
EMPRESA: CELICON INGENIEROS S.A.C.
CARGO: Supervisor de Campo
PERIODO: Julio 2014 – 30 Enero 2016
TRABAJOS REALIZADOS:
- Supervisión y Construcción de Subestaciones Permanentes en 5 MVA, 500kVA y
250kVA para la nueva planta Concentradora de Cero Verde.
- Supervisión y Construcción de Subestaciones temporales en 2MVA para el Proyecto
“CONSTRUCTION POWER FOR THE CONCENTRATOR PLANT AND WWTP AREA”.
- Supervisión y Construcción de líneas en 34.5kV y en 4.16kV para la nueva planta
Concentradora de Cero Verde y el proyecto “CONSTRUCTION POWER FOR THE
CONCENTRATOR PLANT AND WWTP AREA”.
CARGO: Ingeniero de Proyectos
PERIODO: Diciembre 2013 – Junio 2014
TRABAJOS REALIZADOS:
13
- Elaboración y revisión de planos, memorias de cálculo, especificaciones técnicas y
planos AS BUILT del proyecto “CONSTRUCTION POWER FOR THE CONCENTRATOR
PLANT AND WWTP AREA”, la cual comprende diseño de subestaciones y línea en
4.16kV que suministrara de energía para la construcción de nueva planta
Concentradora Cerro Verde
CARGO: Asistente de Ingeniería
PERIODO: Abril 2013 –Noviembre 2014
TRABAJOS REALIZADOS:
- Elaboración de planos para el proyecto “CONSTRUCTION POWER FOR THE
CONCENTRATOR PLANT AND WWTP AREA”.
- Ejecución de pruebas a transformadores tales como: Tangente delta, Barrido de
Frecuencia, Resistencia de devanados, Resistencia de Aislamiento y Relación de
Transformación a transformadores de 2MVA, 500kVA y 750kVA, así como la
elaboración de sus respectivos informes.
- Ejecución de Pruebas a Conductores tales como: HIPOT y Resistencia de aislamiento así
también la elaboración de sus respectivos informes.
CARGO: Practicante Pre – Profesional
PERIODO: Febrero 2012 – Febrero 2013
TRABAJOS REALIZADOS:
- Elaboración de planos e Ingeniería de detalle del sistema de Utilización en 10kV para la
empresa ENVASA SAC.
- Elaboración de planos e Ingeniería de detalle para el Suministro de Energía de Maestro
Perú.
- Elaboración de planos y diseño de línea Charcani I – SE Alto Cayma.
- Propuesta y diseño de la modificación de las Subestaciones La Curva y Mejía de la
concesionaria SEAL.
- Dibujo y lectura de planos, realización de informes y metrados en EXCEL y diseño de
tableros eléctricos para pequeñas plantas industriales.
- Realización de tareas administrativas (fotocopiado, escaneado, preparación de
documentos, etc)
EMPRESA: M y F COMSUR.
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CARGO: Técnico
PERIODO: Febrero 2011 – Mayo 2011
TRABAJOS REALIZADOS:
- Apoyo en el levantamiento y toma de datos en el Servicio de Elaboración de estudio y
Análisis del sistema de alumbrado público de la concesión SEAL.
CONGRESOS, SEMINARIOS Y OTROS
UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN AGUSTIN
2013 I Congreso Internacional de Ingeniería Eléctrica y Energías Renovables
OSINERGMIN
2011 Segundo Foro Modernización del Servicio Público de Electricidad (Organizador)
2010 Primer Foro Regional de Electricidad (Asistente)
2009 Seminario Especializado a Cargo de Expositores de Osinergmin (Organizador)
Temas:
Supervisión del Servicio Público de Electricidad
Supervisión de Aspectos de seguridad en la Comercialización de
Combustibles en Grifos y Estaciones de Servicios
REFERENCIAS PERSONALES
Ing. Harry Carrasco Zuñiga
Ingeniero sénior eléctrico en Celicon ingenieros SAC.
Gerente General de Celicon Ingenieros SAC
Email: [email protected]
Celular: 959697052
Ing. Sandro Mantilla Lam.
Ingeniero sénior eléctrico en Celicon ingenieros SAC.
Gerente Técnico de Celicon Ingenieros SAC
Email: [email protected]
Celular: 989566353
DISPONIBILIDAD
Disponibilidad para laborar en régimen minero a más de 3500 metros de altura. Disponibilidad para viajar al interior o fuera del país.
15
INFORMACIÓN DE LA EMPRESA
INTRODUCCIÓN
CELICON INGENIEROS S.A.C. es una empresa de capitales arequipeños, con operaciones en el
sur del país, que ha logrado integrar en su staff de profesionales, la experiencia de un equipo
de dirección especializado junto al empuje y conocimientos técnicos de un grupo de ingenieros
jóvenes. Con sus 15 años de experiencia en el mercado eléctrico, se ha constituido como una
empresa sólida y de calidad del sector electromecánico y ramas afines.
MISIÓN
Nuestros servicios deberán considerar capacidad profesional en los sectores de: Construcción y
mantenimiento electromecánico, automatización, obras civiles complementarias, desarrollo de
proyectos y supervisión de obras electromecánicas.
Nuestros servicios se afianzan en la actual orientación de la ingeniería hacia el logro de la
calidad y competitividad; asimismo, buscar el liderazgo y permanencia como empresa
comprometida con el desarrollo sostenible del país.
VISIÓN
CELICON Ingenieros S.A.C. debe constituirse en una empresa líder brindando servicios
integrales en el sector de la ingeniería eléctrica y ramas afines, aplicando procedimientos de
calidad, seguridad, rentabilidad y criterios de responsabilidad social, contribuyendo de manera
sostenible, con el desarrollo del país.
OPERACIÓN
- Ingeniería
o Diseño de Ingeniería básica, de Detalle y Complementaria.
o Realización de Estudios: Flujo de potencia, Coordinación de Protección y
Aislamiento, Operatividad de Sistemas Eléctricos, Resistividad de Suelos.
- Proyectos EPC
o Líneas de Transmisión y Distribución de Energía.
16
o Proyectos integrales de Sistemas de Potencia y Líneas de Transmisión y
Distribución.
o Montaje de Salas Eléctricas
o Obras Civiles Complementarias
o Instalaciones Eléctricas Industriales y Mineras.
- Mantenimiento
o Inspección y Diagnostico
o Mantenimiento Preventivo
o Mantenimiento Correctivo
o Atención de emergencias.
- Pruebas
o Transformadores de Distribución y Potencia:
Tangente delta y capacitancia de devanados y bushings.
Resistencia de Aislamiento.
Relación de transformación, grupo de conexión y polaridad.
Resistencia de bobinados.
Prueba de corriente de excitación.
Análisis de la respuesta en frecuencia (SFRA).
Impedancia de cortocircuito.
o Transformadores de Instrumentación:
Tangente delta y capacitancia de devanados y bushings.
Resistencia de aislamiento.
Relación de transformación y polaridad.
Resistencia de bobinados.
Curva de Saturación.
Verificación de carga (Burden).
o Cables:
Resistencia de aislamiento Megado.
HIPOT AC VLF.
Hi-pot DC
o Sistemas de Puesta a Tierra:
Resistividad de Suelos.
Resistencia de SPT (SE, líneas,etc.).
17
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
1.1 Introducción
Sociedad Minera Cerro Verde S.A.A. (el cliente), es una subsidiaria de Freeport-McMoran,
que opera una mina de cobre a tajo abierto ubicada en el sur del Perú, distrito de
Uchumayo, provincia y región de Arequipa. Geográficamente, la mina Cerro Verde está
ubicada aproximadamente 1 000 km al sur de Lima y 30 km al sudoeste de Arequipa, en
los andes peruanos.
Sociedad Minera Cerro Verde S.A.A. está desarrollando la ingeniería de detalle del
proyecto “Reubicación de facilidades sur - fase I”. El proyecto se encuentra ubicado
dentro de las instalaciones del cliente entre las coordenadas 8 167 000 N, 223 000 E y 8
168 750 N, 222 750 E (PSAD 56), este proyecto se encuentra al oeste de la nueva planta
concentradora del cliente y obedece al crecimiento de los tajos Cerro Verde y Santa Rosa
según el LOM 2015 en el año 2018 afecta las actuales instalaciones de mantenimiento y
almacenes, por lo que se requiere reubicar dichas facilidades para no afectar la
continuidad de la operación de la minera motivo por el cual el cliente le otorga la Orden
de servicio ZV00000E6J a Celicon Ingenieros para el desarrollo y elaboración del “Estudio
de Operatividad del Sistema Eléctrico del Proyecto de Reubicación de Facilidades Mina”
1.1.1 Área del Proyecto
El proyecto comprende tres sectores principales, en los cuales se dispondrá de nuevas
facilidades a reubicar.
- El sector 01, ubicado al Noroeste del proyecto y contiguo a las instalaciones de la
nueva Planta Concentradora. Es existente, por lo que no se intervendrá.
- El sector 02, ubicado al Oeste de la nueva Planta Concentradora, está conformado
por tres plataformas. La de mayor tamaño ha sido destinada para los edificios de
18
Mantenimiento y será proyectada en el nivel 2770.70 msnm. Contigua a ella, en
una plataforma existente ubicada en el nivel 2764.70 msnm se ubicarán las
instalaciones complementarias para equipo liviano. La de menor área está
destinada para los Tanques de Almacenamiento de Agua, y se proyectará en el
nivel 2785.520 msnm.
- El sector 03, ubicado al Sur del sector de Mantenimiento, ha sido destinado para
los edificios Administrativos y se ubicará en el nivel 2713.40 msnm. En este sector
también se proyectará una plataforma intermedia en el nivel 2747.60 msnm, en el
que se ubicarán los contratistas; adicionalmente se proyectará una extensión a una
plataforma existente en el nivel 2737.120 msnm, para la colocación de los
almacenes cubiertos y descubiertos del proyecto.
1.1.2 Ubicación del proyecto
El proyecto de “Reubicación de facilidades sur - fase I” se desarrollará dentro de la
concesión de Sociedad Minera Cerro Verde, ubicado en el distrito de Uchumayo a 2700
msnm, provincia de Arequipa departamento de Arequipa, Perú.
Figura N°1: Mapa Regional de Arequipa
19
Figura N°2: Area de l Proyecto Reubicación de Facilidades Sur – Fase I
1.2 Justificación e Importancia del Proyecto
En la actualidad, la dependencia que tiene el mundo respecto de la electricidad es enorme,
de allí la importancia que tiene la electricidad para el hombre moderno. Forma parte de la
vida cotidiana de las personas de una manera sorprendente.
Para la industria como para el común de las personas la energía eléctrica es de suma
importancia ya que esta le permite realizar sus operaciones con normalidad, por lo cual en
este caso y para garantizar un suministro seguro, confiable, flexible y viable de Energía
Eléctrica se debe de realizar un Estudio de Operatividad al este nuevo sistema eléctrico
(Facilidades Sur) al Sistema de Cerro Verde para que este opere dentro de los estándares
nacionales e internacionales así como de los estándares propios de la minera
salvaguardando así la seguridad de las personas como el correcto funcionamiento de los
equipos a instalarse en estas nuevas instalaciones las cuales son necesarias para no afectar
la continuidad de la operación.
1.3 Definición del Problema
Para el desarrollo normal de las operaciones de Sociedad Minera Cerro Verde requiere de
instalaciones y talleres para brindar el mantenimiento preventivo y correctivo a unidades
livianas como camionetas, grúas, etc., así como de equipo pesado, requiere del mismo
modo de un Taller eléctrico e Instrumentación, Taller de Soldadura, Taller de Llantas,
PTARD (Planta de Tratamiento de Aguas Residuales) y de un Área designada para
20
empresas Contratistas, las cuales requerirán el suministro seguro, confiable, flexible y
continuo de Energía Eléctrica para su correcto funcionamiento.
1.4 Objetivos
1.4.1 Objetivo General
Desarrollar el estudio de Operatividad del sistema de Facilidades para garantizar su
buen funcionamiento dentro del Sistema de Potencia de Sociedad Minera Cerro Verde.
1.4.2 Objetivos Específicos
- Determinar las condiciones más adecuadas de operación verificando las tensiones en
las distintas barras de la red, flujos de potencia activa y reactiva en todas las líneas,
perdidas en los transformadores, factor de potencia, etc. y evaluar las sobrecargas o
desbalances en el sistema eléctrico, para atender las necesidades de suministro
eléctrico de las nuevas cargas asociadas al proyecto Reubicación de Facilidades y el
impacto en el sistema eléctrico existente del cual se deriva.
- Determinar los niveles de cortocircuito en los diferentes nodos o barras del sistema
de distribución del Proyecto Reubicación de Facilidades y el impacto en el sistema
eléctrico existente del cual se deriva, asimismo se evaluará todos los modos de
operación del Sistema Eléctrico con la finalidad de revisar las capacidades
interruptivas de los equipos de desconexión y así como especificar las capacidades de
ruptura al cierre y desconexión de los nuevos equipos eléctricos.
- Verificar las condiciones actuales y definir las características aislantes de los
materiales utilizados, además, los parámetros para selección de los pararrayos en
sistema de utilización en MT 34.5kV y 10kV.
- Verificación del Equipamiento comprado por el cliente, de acuerdo a valores
obtenidos en estudios realizados.
1.5 Alcances
- Elaboración e Ingreso de la Topología del Sistema Eléctrico del Proyecto de
Reubicación de Facilidades.
- Desarrollo del Estudio de Coordinación de Aislamiento para los niveles de Tensión de
34.5 y 10 kV.
21
- Desarrollo del Estudio de Flujo de Potencia el cual deberá considerar desde las barras
principales en 34.5 kV (celda C2-5220-GS-101 de la sala eléctrica de la subestación San
Luis C2-5220-ER-065).
- Desarrollo del Estudio de Cortocircuito, determinar los niveles de corriente de
cortocircuito trifásico y monofásico desde la barra principal en 34.5 kV (celda C2-5220-
GS-101 de la sala eléctrica de la subestación San Luis C2-5220-ER-065) y las diferentes
barras del Proyecto Reubicación de Facilidades.
1.6 Normativa aplicable
- Código Nacional de Electricidad Suministros 2011.
- NTCSE 1997-10-09.- D. S. Nº 020-97-EM. Norma Técnica de Calidad de los Servicios
Eléctricos.
- DGE 2002-02-11.- R.M. N° 091-2002-EM/VME Terminología en electricidad.
- IEEE Std 141 - 1993 Recommended Practice for Electric Power Distribution for
Industrial Plants.
- IEEE Std 399 - 1997 Recommended Practice for Industrial and commercial Power
Systems Analysis.
- IEC 60439-1: Low-voltage switchgear and controlgear assemblies – Part 1. Edition
4.1 2004.
- IEEE Std 1313.1-1-1996 (R2002) Standard for insulation.
- IEC 60071-2 Insulation coordination.
- IEC 60099-5.
- IEC (60909 2001 y 609 1988).
- NFPA 70 National Electric Code (NEC) 2011 Edition.
- ANSI (C37.010 1999 y C37.010 1979).
22
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA
2.1 Introducción
A partir del descubrimiento de la energía eléctrica y su posible utilización comercial por
parte del hombre, esta ha jugado un papel importante en el desarrollo de la humanidad.
El desarrollo de grandes fuentes de energía para ejecutar trabajos útiles ha sido la clave
del dilatado progreso industrial y parte primordial en la mejora de la calidad de vida del
hombre, en la sociedad moderna.
Pero el proceso de hacer llegar la energía eléctrica desde las fuentes hasta los
consumidores, requieren de estructuras cada vez más complejas, denominadas Sistemas
de Potencia; Las cuales poseen asociadas una serie de fenómenos en condiciones
operativas normales y anormales, que son motivo del apasionado estudio de los
ingenieros electricistas [1].
2.2 Conceptos básicos
2.2.1 Sistema Eléctrico de Potencia
Un sistema eléctrico de potencia es el conjunto de Subsistemas eléctricos que
tiene como función efectuar procesos enfocándose en la generación,
23
transmisión y distribución de la energía en condiciones para su consumo
posterior, con parámetros de calidad de energía aceptables. Existiendo una
variedad enorme de sistemas eléctricos ya que pueden abarcar países,
ciudades, y en este caso grandes industrias como lo es una minera y todo
aquello que requiera de energía eléctrica para funcionar [2].
Figura N°3: Sistema Eléctrico de Potencia
2.2.2 Sistema Eléctrico de Distribución
Se define un sistema de distribución de energía eléctrica al conjunto de
equipos eléctricos, mecánicos e instalaciones (transformadores, interruptores,
cables, seccionadores, etc.), encargados de suministrar la energía desde una
subestación de potencia hasta el usuario final, en Perú se tienen los siguientes
niveles de tensión normalizados [3]:
Baja Tensión:
380/220 V
440/220 V
Alta Tensión:
60 kV
138 kV
220 kV
Media Tensión:
20.0 kV (*)
22.9 kV
33.0 kV
22.9/13.2 kV
33/19 kV
Muy Alta Tensión:
500 kV
Tabla N°1: Niveles de Tensión (Fuente 017A Niveles de Tensión Código
Nacional de Electricidad)
24
(*) Tensión nominal en media tensión considerada en la NTP-IEC 60038: “Tensiones
normalizadas IEC”.
De acuerdo al Std 141-1993, Recommended Practice for Electric Power
Distribution for Industrial Plants (Practica Recomendada para la Distribución
Eléctrica en Plantas Industriales) del IEEE, el diseño y operación de un sistema
de distribución de energía eléctrica debe considerar los siguientes puntos [4]:
- Grado de confiabilidad.
- Densidad de carga.
- Seguridad tanto para los usuarios como para los operadores del
sistema.
- Continuidad en el servicio.
- Simplicidad del sistema.
- Regulación de voltaje.
- Flexibilidad.
- Protección automática a los circuitos para condiciones de
funcionamiento anormales.
- Mantenimiento
Los sistemas de distribución aéreos son los más utilizados en Perú debido a
su bajo costo y facilidad de instalación; sin embargo, al ser instalados a la
intemperie están expuestos a que sean manipulados por personas no
calificadas para su operación y a descargas atmosféricas que afectan la
continuidad del servicio. Los sistemas de distribución subterránea tienen un
costo mucho mayor y su instalación es más compleja en comparación con los
sistemas aéreos; sin embargo, al no estar instalados a la intemperie
solamente el personal calificado tiene acceso para su operación y
mantenimiento, teniendo como resultado una mayor seguridad y
continuidad en el servicio. Así mismo, la capacidad instalada en las
subestaciones de los sistemas subterráneos es mucho mayor en comparación
con los sistemas aéreos que está limitada por los transformadores de
distribución tipo poste. Otro aspecto importante es que los sistemas
subterráneos ofrecen cuidar el aspecto estético, al contrario de los lugares
donde no son instalados [2].
2.2.3 Topologías básicas de un sistema de Distribución
25
Existen solo dos topologías fundamentales de redes de distribución:
Radial.
Anillo.
a. Radial:
Es la más sencilla de todas las topologías de distribución y por lo tanto
la más económica, es usada extensivamente para alimentar zonas
donde se tiene una densidad de carga baja o mediana. Recibe el
nombre de radial ya que los alimentadores primarios salen de forma
radial de las subestaciones de distribución hacia los transformadores
de distribución los cuales proveen de servicio a los usuarios mediante
los alimentadores secundarios. Sin embargo, su continuidad se
encuentra limitada a una sola fuente, ya que el servicio se verá
interrumpido en cuanto falle alguno de sus elementos en serie.
Figura N°4: Topología Radial
b. Anillo:
En esta topología normalmente la energía es suministrada
continuamente mediante una o dos fuentes de alimentación,
permitiendo que al momento de una falla en algún alimentador
primario el servicio se restablezca rápidamente.
Otra ventaja importante es que, al momento de una falla, se puede
aislar el tramo afectado para repararlo sin dejar la continuidad del
servicio en el resto del anillo [2].
26
Figura N°5: Topología en Anillo
2.3 Elementos de un sistema de Potencia
2.3.1 Generador
Un generador eléctrico es todo dispositivo capaz de mantener una diferencia
de potencial eléctrico entre dos de sus puntos, llamados polos, terminales o
bornes. Los generadores eléctricos son máquinas destinadas a transformar la
energía mecánica en eléctrica. Esta transformación se consigue por la acción
de un campo magnético sobre los conductores eléctricos dispuestos sobre una
armadura. Si mecánicamente se produce un movimiento relativo entre los
conductores y el campo, se generará una fuerza electromotriz (F.E.M.) [5].
Figura N°6: Generador Eléctrico
2.3.2 Transformador
Los transformadores son los enlaces entre los generadores del sistema de
potencia y las Líneas de transmisión y entre líneas de diferentes niveles de
voltaje. La norma IEEE C57.12.80 define el transformador de potencia como un
27
transformador que transfiere energía eléctrica en cualquier parte del circuito
entre la fuente de generación y los circuitos primarios de distribución, y el
transformador de distribución lo define como un transformador que transfiere
energía eléctrica de un circuito primario de distribución, a un circuito
secundario de distribución o al circuito de servicio de un usuario.
Por ende, es un dispositivo que permite modificar potencia eléctrica de
corriente alterna con un determinado valor de tensión y corriente en otra
potencia de casi el mismo valor, pero, generalmente con distintos valores de
tensión y corriente. Es también una máquina estática de bajas pérdidas y tiene
un uso muy extendido en los sistemas eléctricos de transmisión y distribución
de energía eléctrica.
Figura N°7: Transformador de Potencia
2.3.3 Líneas de transmisión
Son el conjunto elementos destinados a transportar grandes cantidades de
energía conectando los centros de producción de energía eléctrica con los de
centros de consumo de la misma, las cuales y según el nivel de tensión se
dividen en:
- Líneas de Transmisión de Potencia
- Líneas de Distribución primaria
- Líneas de Distribución secundaria
28
Figura N°8: Líneas de Transmisión de Energía Eléctrica
2.3.4 Aparamenta Eléctrica
Se designa como aparamenta eléctrica al conjunto de aparatos
electromecánicos que se utilizan para la conexión y desconexión de circuitos
eléctricos de Alta, Media y Baja Tensión. Las funciones principales de la
aparamenta consisten en:
- Maniobra
o Dejar sin servicio cargas (para su mantenimiento).
o Conmutar cargas y alimentación a redes.
- Protección
o Reducir o evitar los efectos de las sobreintensidades
(sobrecargas y cortocircuitos) y sobretensiones en situaciones
anómalas.
a. Seccionador
Aparato mecánico de conexión cuya función principal es la de seguridad,
haciendo visible la apertura de circuitos sin servicio. En posición abierto
asegura una distancia de seccionamiento que satisface las condiciones
especificadas en las normas.
Es un aparato que no está diseñado para establecer o interrumpir (cortar)
corrientes, por lo tanto, su apertura o cierre se efectúa siempre cuando
por el circuito no circula corriente. Efectúa por tanto sólo maniobra y en
las condiciones señaladas.
b. Interruptor-Seccionador
29
Aparato mecánico de conexión capaz de establecer, mantener e
interrumpir corrientes en condiciones normales del circuito. Puede
establecer, pero no cortar intensidades de cortocircuito (c.c.), no posee
poder de corte.
En la posición de abierto cumple las especificaciones del seccionador. Su
misión principal es de maniobra. Para la protección de circuitos debe ir
asociado con otros elementos fusibles, relés directos o indirectos.
c. Interruptor Automático
Interruptor capaz de establecer, mantener e interrumpir la intensidad de la
corriente de servicio, o de interrumpir automáticamente o establecer, en
condiciones determinadas, intensidades de corriente elevadas, tales como
las corrientes de cortocircuito (c.c.).
Su función principal es la de protección de las instalaciones frente a
sobrecargas y cortocircuitos (sobreintensidades). Posee poder de corte.
d. Fusible
Elemento de protección que mediante la fusión de uno de sus
componentes permite la desconexión de los circuitos cuando están
recorridos por una intensidad superior a la normal (intensidad de
sobrecarga o cortocircuito).
Deberá ir siempre acompañado de un elemento de conexión, por ello se
utilizan aparatos combinados a base de un aparato de conexión
(normalmente interruptor-seccionador) y fusibles, formando un solo
aparato; comercialmente existen diversas denominaciones, la más
común “Ruptofusibles”. Posee poder de corte.
2.4 Análisis del Sistema Eléctrico Estado Estacionario
En esta etapa se realiza el análisis de la operación del sistema en condiciones normales de
operación, para los bloques horarios de demanda máxima, media y mínima esperadas en
el corto - mediano plazo dependiendo del horizonte de análisis que se defina.
30
A partir de flujos de carga que reflejan las condiciones operativas extremas que pueden
tener lugar en el sistema, se busca identificar problemas en la red tales como sobrecargas
en transformadores o líneas, bajos o altos perfiles de tensión en la zona de influencia del
proyecto que puedan influenciar en las protecciones.
Posteriormente, se simulan contingencias, con lo cual es posible identificar los eventos con
efectos severos para el sistema debiendo garantizar la correcta actuación del esquema de
protección.
2.5 Solución del Flujo de Potencia – Método Newton Raphson
La solución de un sistema de potencia para una condición especificada de carga y
generación permite conocer el vector de variables de estado. En cada una de las barras de
un SEP se debe conocer cuatro variables: magnitud y ángulo del voltaje de barra, potencias
activa y reactiva. Dado que se dispone de dos ecuaciones asociadas a la potencia activa y
reactiva, se deben calcular las otras dos variables. Esta solución representa una fotografía
de una condición de estado estable del sistema [6].
La no linealidad del sistema de ecuaciones está dada por dos factores: la relación de la
potencia con el cuadrado de los voltajes y la presencia de funciones trigonométricas en los
ángulos de los voltajes de barra, como se muestra en el desarrollo de las ecuaciones de
errores de potencia.
En este trabajo se aprovecha el cálculo de los términos de los sumatorios constitutivos de
las ecuaciones de potencias netas activa y reactiva de barra para evaluar todos los
términos de la matriz Jacobiana (por simplificación se le llamará Jacobiano) del método de
Newton-Raphson.
Las ecuaciones de potencia son funciones no lineales de las magnitudes y ángulos de los
voltajes de barra. Si se especifican las potencias de generación y carga en todas las barras,
el vector solución contiene las magnitudes y ángulos de los voltajes llamadas variables de
estado.
31
Dado que el balance de potencia en un sistema eléctrico no puede ser conocido de
antemano, debido a la presencia de pérdidas en la red, la potencia en una de las barras no
puede ser especificada. Esta barra es conocida como de compensación o referencia (barra
Vθ), para la que se debe definir la magnitud y el ángulo de su voltaje. En otras barras es
conveniente especificar tanto la potencia activa como la magnitud del voltaje debido a su
capacidad de regulación de voltaje. A estas barras se las conoce como de generación o
voltaje controlado (barra PV). El resto de barras se las conoce como de carga (barras PQ).
Una barra Vθ o PV puede ser aquella que tenga una gran capacidad de generación o un
nodo de interconexión a un sistema de potencia del cual tome o entregue potencia activa
y a la cual puede estar conectada una carga, que posea capacidad de mantener un voltaje
especificado a sus terminales [6].
Las potencias calculadas en una barra se obtienen a partir de las ecuaciones de potencia
compleja 𝑆𝐵 , (Ec. 1) y (Ec. 2), y corriente de barra 𝐼𝐵 , (Ec. 3) y (Ec. 4), en términos de la
matriz admitancia de barra 𝑌𝐵 y el vector de voltajes de barra 𝑉𝐵.
𝑆𝐵 = 𝑉𝐵 ∗ 𝐼𝐵∗ (Ec. 1)
𝑆𝑖 = 𝑃𝑖 + 𝑗𝑄𝑖 (Ec. 2)
𝐼𝐵 = 𝑌𝐵 ∗ 𝑉𝐵 (Ec. 3)
𝐼𝑖 = ∑ (𝐺𝑖𝑗 + 𝑗𝐵𝑖𝑗𝑠𝑒𝑛𝛳𝑖𝑗). (𝑐𝑜𝑠𝛳𝑖𝑗 + 𝑗𝑠𝑒𝑛𝛳𝑖𝑗)𝑉𝑗 𝑛𝑗=1 (Ec. 4)
De donde se deducen las ecuaciones de potencia activa y reactiva en cada barra, (Ec. 5) y
(Ec. 6):
𝑃𝑖 = 𝑉𝑖 ∑ (𝐺𝑖𝑗𝑐𝑜𝑠𝛳𝑖𝑗 + 𝐵𝑖𝑗𝑠𝑒𝑛𝛳𝑖𝑗)𝑉𝑗 𝑛𝑗=1 (Ec. 5)
𝑄𝑖 = 𝑉𝑖 ∑ (𝐺𝑖𝑗𝑠𝑒𝑛𝛳𝑖𝑗 − 𝐵𝑖𝑗𝑐𝑜𝑠𝛳𝑖𝑗)𝑉𝑗 𝑛𝑗=1 (Ec. 6)
Las diferencias entre potencias especificadas y aquellas calculadas en función de las
variables de estado proveen las ecuaciones necesarias y suficientes para resolver el
sistema de ecuaciones algebraicas no lineales. Las ecuaciones de errores de potencia
agrupadas en potencia aparente se expresan como se indica en (Ec. 7), con la potencia
especificada dada por (Ec. 8):
∆𝑆 = 𝑆𝑒𝑠𝑝𝑒𝑐𝑖𝑓𝑖𝑐𝑎𝑑𝑜 − 𝑆𝑐𝑎𝑙𝑐𝑢𝑙𝑎𝑑𝑜 (𝑘−1) (Ec. 7)
𝑆𝑒𝑠𝑝𝑒𝑐𝑖𝑓𝑖𝑐𝑎𝑑𝑜 = 𝑆𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 − 𝑆𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 (Ec. 8)
32
La formulación del método se basa en la expansión de una función no lineal en Series de
Taylor, truncándola en la primera derivada, razón por la que se convierte en un proceso
iterativo. El proceso de convergencia se puede apreciar en la Figura N°9, donde la tangente
en el punto inicial X(0) encuentra el primer estimado X(1), después de añadirle la
corrección ∆X [6].
Figura N°9: Principio del método de Newton-Raphson
El sistema de ecuaciones en forma matricial compacta está dado por (Ec. 9); donde para
una iteración k, ∆S corresponde al vector de errores de potencias de barra, J es la matriz
de sus derivadas parciales respecto a las variables de estado desconocidas, denominada
Jacobiano del sistema, y ∆X es el vector de correcciones de variables de estado (Ec. 10).
∆𝑆 = [ 𝐽]∆𝑋 (Ec. 9)
∆𝑋 = 𝑋𝑘 − 𝑋𝑘−1 (Ec. 10)
En el caso de las barras PV, la potencia reactiva no se especifica y por lo tanto no se puede
escribir la ecuación de error de potencia reactiva respectiva, con la correspondiente
reducción de la dimensión del Jacobiano.
Una formulación muy utilizada, denominada métodos desacoplados, aprovecha las
relaciones fuertes entre potencia activa y ángulo, así como entre potencia reactiva y
voltaje. En tal virtud, el Jacobiano se puede reducir a dos submatrices de la mitad del
tamaño del inicial, con un aumento en el tiempo de ejecución. Esta reducción calcula
separadamente las correcciones de ángulo y voltaje con sendos subjacobianos 𝜕𝑃
𝜕𝜃 y
𝜕𝑄
𝜕𝑉, que
33
sin embargo llegan a la misma solución debido a que están vinculadas a través de las
ecuaciones de errores de potencia de barra.
Utilizando los tres principios de desacoplamiento de sistemas eléctricos: relaciones X/R
grandes, magnitudes de voltaje cercanos a 1.00 p.u. y diferencias angulares entre barras
consecutivas pequeñas, los elementos de los subjacobianos se transforman en matrices
constantes, con lo cual requieren ser calculadas una sola vez a partir de las partes
imaginarias de la matriz 𝑌𝐵.
El efecto es que la pendiente constante lleva al cálculo de los nuevos estimados de las
variables de estado en un número mayor de iteraciones; sin embargo, el tiempo de
ejecución es bastante menor que con el método formal [6].
2.6 Cortocircuito
El cortocircuito es una conexión de poca impedancia entre dos puntos en los cuales existe
una diferencia de potencial, dando lugar a una corriente de intensidad muy elevada. La
magnitud de la corriente que fluirá a través de un cortocircuito depende principalmente de
dos factores [7]:
- Las características y el número de fuentes que alimentan al cortocircuito.
- La oposición o resistencia que presente el propio circuito de distribución.
Las fuentes principales de corrientes de cortocircuito son los generadores existentes en el
sistema de potencia local y la generación remota de la red que le suministra energía
eléctrica (red pública), sin embargo, los motores sincrónicos y de inducción que antes de la
falla representaban una carga para el sistema, en condiciones de cortocircuito, se
comportan como generadores durante un tiempo relativamente corto.
La oposición que presenta el propio circuito de distribución al flujo de la corriente de
cortocircuito se denomina “impedancia” en términos eléctricos y depende de la
configuración del sistema eléctrico, y se calcula a partir de la impedancia de cada uno de
los componentes del sistema. Otro de los factores que influyen sobre la magnitud de la
corriente de cortocircuito son el momento, tipo y ubicación de la falla.
Entre las causas más frecuentes de cortocircuitos a nivel de instalaciones comerciales e
industriales podemos mencionar las debidas a la ruptura, debilitamiento del aislamiento
de conductores y/o equipos y los producidos por agentes ambientales.
34
Los efectos de las corrientes de cortocircuitos son muy variados, pero los más importantes
son el debido al efecto Joule (calentamiento de los equipos eléctricos debido a la gran
circulación de corriente), esfuerzos electromecánicos en las máquinas eléctricas y
destrucción física del lugar de la falla cuando se producen grandes arcos eléctricos.
De los efectos de las fallas por cortocircuito, el más notorio es la interrupción del
suministro eléctrico debido a la necesaria apertura del circuito eléctrico por parte de los
dispositivos de protección para despejar la falla y evitar mayores daños en el sistema.
Aun cuando se diseñe muy cuidadosamente un sistema de potencia, este estará siempre
expuesto al daño que puedan causar flujos de corriente en condiciones de cortocircuito
tales como sobrecalentamientos y arcos eléctricos destructivos. Para asegurar que los
equipos de protección puedan aislar fallas rápidamente y minimizar el daño de cada uno
de los componentes del sistema de potencia y el riesgo del personal, el estudio de
corrientes de cortocircuito debe ser incluido en el diseño de los sistemas de potencia y
también cuando se hagan modificaciones a los sistemas existentes [7].
2.7 Componentes simétricas Redes de secuencia
La herramienta matemática utilizada en el estudio de circuitos eléctricos polifásicos es el
método de las componentes simétricas. El análisis en componentes simétricas es una
poderosa herramienta que realiza el cálculo de las fallas asimétricas de una manera tan
sencilla como en el caso de las fallas trifásicas (equilibradas).
De acuerdo al teorema de Fortescue, tres fasores desbalanceados de un sistema trifásico
se
pueden descomponer en tres sistemas balanceados de fasores. Los conjuntos balanceados
son [8]:
- Componentes de secuencia positiva: Compuesta de tres fasores de igual magnitud
desplazados uno de otro 120o y que tienen la misma secuencia de fase que los
fasores originales.
35
- Componentes de secuencia negativa: Compuesta de tres fasores de igual
magnitud desplazados uno de otro 120o y que tienen secuencia de fase opuesta a
la de los fasores originales.
- Componentes de secuencia cero: Compuesta de tres fasores iguales en magnitud
y con desplazamiento de fase cero uno de otro
Figura N°10: Descomposición de vectores (a, b, c) en (0, 1, 2)
Descripción matemática de las componentes (a, b, c)
𝑉𝑎 = 𝑉𝑎(0) + 𝑉𝑎
(1) + 𝑉𝑎(2)
𝑉𝑏 = 𝑉𝑏(0) + 𝑉𝑏
(1) + 𝑉𝑏(2)
𝑉𝑐 = 𝑉𝑐(0) + 𝑉𝑐
(1) + 𝑉𝑐(2)
El diagrama fasorial que interpreta las ecuaciones anteriores es:
Figura N°11: Diagrama fasorial (a, b, c) y (0, 1, 2)
36
En el modelo matemático anterior, las componentes 𝑉𝑏 y 𝑉𝑐 se expresan en función de 𝑉𝑎,
de la siguiente manera. Siendo el operador 𝑎 = 1√120°
𝑉𝑎(0) = 𝑉𝑏
(0) = 𝑉𝑐(0)
𝑉𝑏(1) = 𝑎2𝑉𝑎
(1)
𝑉𝑐(1) = 𝑎𝑉𝑎
(1)
𝑉𝑏(2) = 𝑎𝑉𝑎
(2)
𝑉𝑐(2) = 𝑎2𝑉𝑎
(2)
Al reemplazar las ecuaciones, el modelo se expresa así:
Despejando del modelo anterior las componentes (a, b, c) en función de las componentes
(0,1,2) se tiene:
La matriz (A) es definida así:
El inverso de la matriz (A) es:
Los voltajes en componentes simétricas (0, 1, 2) son expresados en función de los voltajes
en componentes (a, b, c) de la siguiente manera:
37
De las ecuaciones anteriores se puede observar que 𝑉𝑎(0) =
1
3(𝑉𝑎 + 𝑉𝑏 + 𝑉𝑐). Para el caso
de sistemas con operación balanceada se cumple que: (𝑉𝑎 + 𝑉𝑏 + 𝑉𝑐) = 0 por lo tanto no
existe componente se secuencia cero [8].
2.8 Cortocircuito Permanente y temporal
2.8.1 Cortocircuito Permanente
Los cortocircuitos permanentes, como el propio nombre lo indica son del tipo
irreversible espontáneamente, necesitando se separe la red para restablecer el
sistema. Después de la apertura del disyuntor, el equipo de mantenimiento
deberá trasladarse hasta el punto de falla y, solamente después de la
reparación, el sistema será restablecido [7].
2.8.2 Cortocircuito Temporal
Los cortocircuitos temporales, son aquellos que ocurren sin ocasionar defecto
a la red. Después de la actuación de la protección el sistema puede ser
restablecido sin problemas. Siempre en el punto del defecto temporal tiene la
presencia del arco eléctrico (flashover).
Los cortocircuitos temporales son originados por varias causas, tales como:
- Sobretensión de la red, con la consiguiente pérdida de aislamiento del
aislador, propiciando el arco eléctrico (flashover).
- Contaminación del aislador por el polvo y polución.
- Humedad.
- Lluvia.
- Salinidad.
- Cercanía a árboles.
- Pájaros.
- Viento.
- Nieve.
La principal falla temporal en la red eléctrica tiene origen en las descargas
atmosféricas que provoca la disrupción del arco (flashover) en el aislador,
como se muestra en la figura [7].
38
Figura N°12: Flashover en el aislador
2.9 Tipos de Sobretensiones
El cálculo o estimación de las sobretensiones a las que puede ser sometido cualquier
equipo es de vital importancia en el diseño de redes eléctricas, ya que son estas
solicitaciones las que servirán para escoger el nivel de aislamiento y las protecciones de los
equipos.
El cálculo o estimación de las sobretensiones a las que puede ser sometido cualquier
equipo es de vital importancia en el diseño de redes eléctricas, ya que son estas
solicitaciones las que servirán para escoger el nivel de aislamiento y las protecciones de los
equipos. Un estudio completo de sobretensiones debe tener como objetivos:
- Tensiones continuas (frecuencia industrial), originadas por la operación del
sistema en condiciones normales.
- Sobretensiones temporales, son de larga duración (desde varios milisegundos a
varios segundos), y de frecuencia igual o próxima a la frecuencia de operación,
pueden originarse por fallas, maniobras tales como rechazo de carga, condiciones
de resonancia, no linealidades (ferrorresonancias) o por la combinación de éstas.
- Sobretensiones de frente lento, son generalmente originadas por maniobras,
tienen una corta duración (pocos milisegundos) y se presentan con una gama de
frecuencias que varía entre 2 y 20 kHz, pueden originarse por fallas o por
descargas atmosféricas directas sobre
39
- los conductores de las líneas aéreas.
- Sobretensiones de frente rápido, son generalmente causadas por el rayo, son de
duración muy corta y de amplitud muy superior a la tensión pico nominal, pueden
originarse por maniobras, descargas atmosféricas o fallas.
- Sobretensiones de frente muy rápido, se originan generalmente con fallas y
maniobras en subestaciones de SF6, su duración es de pocos microsegundos, y su
frecuencia es generalmente superior a 1 MHz.
- Sobretensiones combinadas, pueden tener algún origen de los mencionados
anteriormente. Ocurren entre las fases del sistema (fase-fase) o en la misma fase
entre partes separadas del sistema (longitudinal).
La Figura N°12 muestra una relación entre el tipo de sobretensiones, la duración y el orden
de magnitud que puede alcanzar el valor pico.
Figura N°13: Coordinación de aislamiento de en redes eléctricas de alta tensión
Aunque las causas de las sobretensiones son muchas, así como los parámetros y variables
que intervienen en cada categoría, es posible distinguir unos pocos parámetros cuya
influencia será decisiva en la mayoría de los casos:
a. Valor pico: además de la tensión nominal de la red, que siempre será una referencia,
el valor máximo de una sobretensión dependerá de ciertos factores, según sea la causa
u origen:
- En sobretensiones temporales y de frente lento originadas por una falla o
maniobra influirán el instante en el que se inicia el proceso transitorio, la carga
atrapada en el lado del consumo en caso de maniobra, el amortiguamiento
que introducen los distintos equipos de la red, y en algunos casos (maniobras
de líneas y cables en vacío) los coeficientes de reflexión.
40
- En sobretensiones de frente rápido o muy rápido originadas por una
maniobra, además de las causas mencionadas anteriormente, habrá que
añadir las impedancias características de los componentes que intervienen en
el proceso transitorio.
- En sobretensiones de frente rápido o muy rápido provocadas por una descarga
atmosférica influirán las impedancias características de líneas, cables y otros
equipos, los coeficientes de reflexión en puntos cercanos al punto de impacto,
y el instante de impacto de la descarga.
b. Frecuencia de las oscilaciones: las frecuencias que aparecerán en sobretensiones
oscilatorias serán debidas a la frecuencia de las fuentes que alimentan la red, las
frecuencias naturales que pueden originarse entre los distintos equipos, o la longitud
de líneas, cables o conductos para los cuales el modelo matemático incluya una
representación con parámetros distribuidos. La frecuencia natural de un circuito es el
resultado de intercambio de energía entre el campo eléctrico y el campo magnético, y
depende de los valores de sus parámetros no disipativos (L y C):
𝑓 =1
2𝜋√𝐿∗𝐶 (Ec. 11)
En el caso de una línea o cable, la frecuencia de las oscilaciones originadas por
reflexiones de ondas entre sus extremos vendrá dada por la siguiente expresión:
𝑓 =1
4𝜏 (Ec. 12)
Siendo τ el tiempo de propagación en la línea, cable o conducto. Si la sobretensión es
unidireccional (no oscilatoria) y originada por un rayo, el tiempo de pico dependerá
fundamentalmente del tiempo de pico de la descarga atmosférica, y será del orden de
microsegundos.
c. Duración: La duración de una sobretensión dependerá fundamentalmente de dos
factores, la causa y el amortiguamiento que introducen los equipos de la red
La norma IEC 60071-1 establece la clasificación de sobretensiones de acuerdo con una
forma de onda y una duración normalizadas. Se puede comprobar que están divididas
en dos grupos:
41
- Sobretensión de baja frecuencia: es de larga duración y se origina con una
frecuencia igual o próxima a la de operación. Este tipo de sobretensiones se
subdivide a su vez en:
o Tensión permanente a frecuencia industrial: tensión a frecuencia de
operación de la red, con un valor eficaz constante, y aplicada
permanentemente.
o Sobretensión temporal: sobretensión de frecuencia industrial y
duración relativamente larga. Una sobretensión de este tipo puede ser
amortiguada o débilmente amortiguada. Dependiendo de la causa, su
frecuencia puede ser distinta o igual a la frecuencia de operación de la
red.
- Sobretensión transitoria: es de corta duración (algunos milisegundos),
oscilatoria o unidireccional, y generalmente muy amortiguada. Una
sobretensión transitoria puede estar seguida por una sobretensión temporal;
en tal caso ambas sobretensiones se analizan como sucesos separados. Las
sobretensiones transitorias se dividen a su vez en:
o Sobretensiones de frente lento: generalmente oscilatoria, con un
tiempo de subida hasta el valor pico, Tp, comprendido entre 20 y 5000
μs, y con un tiempo de cola, T2, igual o inferior a 20 ms
o Sobretensión de frente rápido: Generalmente unidireccional, con un
tiempo de subida hasta el valor pico, T1, comprendido entre 0.1 y 20
μs, y con un tiempo de cola, T2, igual o inferior a 300 μs.
o Sobretensión de frente muy rápido: generalmente oscilatoria, con un
tiempo de subida hasta el valor de pico, Tf, inferior a 0.1 μs, una
duración total inferior a 3 ms, y con oscilaciones superpuestas de
frecuencias comprendidas entre 30 kHz y 100 MHz
La Tabla N°2 presenta un resumen de las características más importantes de cada tipo
de sobretensión.
42
Tabla N°2: Tipos y formas de sobretensiones, formas de onda normalizadas y ensayos de
tensión, soportada normalizada
2.10 Métodos de coordinación de aislamiento
Se pueden distinguir dos métodos de coordinación de aislamiento, determinista y
estadístico. La aplicación de uno u otro método dependerá de la información
43
disponible sobre el sistema o instalación a estudiar y de la información que es posible
estimar sobre las tensiones representativas.
Las sobretensiones que se originan en una red eléctrica de alta tensión,
fundamentalmente las causadas por maniobras y por descargas atmosféricas, tienen
carácter estadístico, y se suelen caracterizar, mediante una función de densidad
probabilidad.
También el comportamiento del aislamiento bajo condiciones normalizadas tiene
carácter aleatorio y se puede caracterizar mediante una distribución estadística normal
o gaussiana, aunque en este caso es normal que se utilice la función de distribución
acumulada, es decir la probabilidad de que el aislamiento falle cuando el valor de
cresta de la onda de tensión normalizada que se aplica supera un determinado valor.
Se suele emplear esta forma de caracterizar el aislamiento cuando éste es
autorregenerable, mientras que para aislamiento no autorregenerable se suele
suponer un único valor frontera, que separa la zona de falla de la zona de
supervivencia.
El método de coordinación estadístico se puede aplicar cuando es posible obtener la
función de densidad de probabilidad de las sobretensiones representativas, que serán
empleadas en la selección del aislamiento. A partir de la distribución estadística de las
sobretensiones y de la función de probabilidad de falla del aislamiento, es posible
obtener el riesgo o frecuencia de falla de un equipo frente a un determinado tipo de
esfuerzo dieléctrico.
Esto permite seleccionar y dimensionar el aislamiento de forma que la frecuencia de
falla se halle dentro de los límites aceptables.
El método determinista, también conocido como convencional, se aplica cuando no es
posible conocer la distribución estadística de las sobretensiones. Con este método, la
selección del aislamiento se puede realizar de forma que este soporte la máxima
sobretensión representativa que se puede originar. En la práctica, se suele distinguir
entre aislamiento autorregenerable y aislamiento no autorregenerable. En el primer
caso, aislamiento autorregenerable, se suele utilizar como parámetro de diseño el
44
valor U10, es decir el valor de la tensión soportada con una probabilidad de falla del 10
por 100.
2.11 Coordinación de aislamiento en instalaciones eléctricas
El primer paso a realizar es la determinación de la tensión nominal en los
equipos o en la instalación a diseñar, teniendo en cuenta los niveles de protección
proporcionados por los dispositivos de protección instalados y el valor máximo de la
tensión de operación:
- Para instalaciones de la gama I se analizan las sobretensiones temporales y las
de origen atmosférico
- Para instalaciones de la gama II se analizan las sobretensiones de frente lento y
las de origen atmosférico
Se selecciona el nivel básico de aislamiento, es decir, el nivel de aislamiento asignado
cuyas tensiones soportadas normalizadas están asociadas a la tensión de operación
más elevada según la clasificación de la IEC.
Los objetivos de un estudio de coordinación de aislamiento serán distintos
dependiendo del equipo a estudiar, del tipo de aislamiento a seleccionar y de las
sobretensiones que influirán en esta selección. A continuación, se detallan los
objetivos, el tipo de cálculos que se ha de realizar y las sobretensiones que será
necesario estimar en la coordinación de aislamiento de líneas aéreas de transporte y
de subestaciones [9].
a. Líneas aéreas: la coordinación de aislamiento de una línea de transporte puede
tener los siguientes objetivos:
- Diseñar el blindaje (número y ubicación de los cables de guarda) adecuado
frente a descargas atmosféricas, que minimice el número de flameos por
falla de blindaje
- Diseñar una puesta a tierra efectiva que minimice la tasa de flameo
inverso.
- Seleccionar las dimensiones de las cadenas de aisladores para soportar las
sobretensiones que se puedan originar por maniobras y por descargas
atmosféricas.
45
- Dimensionar las distancias en el aire entre conductores, entre conductores
y tierra, y entre conductores y apoyos.
- Decidir si será necesario instalar pararrayos, y en caso afirmativo
determinar su ubicación y sus valores nominales.
El diseño de los cables de guarda y de la puesta a tierra vendrá impuesto por las
sobretensiones causadas por el rayo, mientras que el nivel de aislamiento a
seleccionar dependerá de las sobretensiones por maniobra y las causadas por el
rayo. El nivel de contaminación puede ser decisivo en la selección de aisladores.
Finalmente, la instalación de pararrayos dependerá de las sobretensiones por
maniobra y por descargas atmosféricas, así como de la puesta a tierra que se
pueda conseguir, según el tipo de terreno en el que se instala la línea. La selección
de los valores nominales de los pararrayos dependerá de la máxima tensión
permanente a frecuencia industrial y de las sobretensiones temporales que se
puedan originar en la línea.
El flameo de una línea aérea puede ser originada por sobretensiones de maniobra
o de origen atmosférico. Como criterios de diseño se han de fijar el número de
flameos causados por el rayo por km y año, y el número medio de operaciones de
maniobra que se han de realizar para obtener un flameo.
b. Subestaciones: el estudio de coordinación de una subestación puede ser más
complejo debido al número y al tipo de componentes que es necesario considerar.
En general, los objetivos del estudio, para subestaciones de cualquier gama,
pueden ser los siguientes:
- Seleccionar el nivel de aislamiento normalizado para todos los equipos de
la subestación
- Diseñar los cables de guarda (tipo, número, localización) que han de
proteger los equipos frente a descargas atmosféricas.
- Determinar las distancias en el aire, básicamente distancias entre fase y
tierra, y entre fases.
- Decidir si será necesario instalar pararrayos, y en caso afirmativo
determinar su ubicación y sus valores nominales.
- Decidir si será necesario instalar otros dispositivos de protección.
46
Como en las líneas aéreas, el diseño del blindaje vendrá impuesto por las
sobretensiones causadas por el rayo, mientras que el nivel de aislamiento a
seleccionar dependerá de las sobretensiones por maniobra y las causadas por el
rayo. Igualmente será necesario tener en cuenta el nivel de contaminación en la
selección de aisladores. Tanto el número como la ubicación de los pararrayos
vendrán impuestos por las sobretensiones originadas por descargas atmosféricas,
mientras que la selección de sus valores nominales dependerá de la máxima
tensión permanente a frecuencia industrial y de las sobretensiones temporales
que se puedan originar en la subestación.
Las averías de los equipos de una subestación pueden ser provocadas, como en el
caso de las líneas aéreas, por sobretensiones de maniobra y de origen atmosférico,
aunque en una subestación también pueden ser debidas a ciertas sobretensiones
temporales, como las originadas por una ferrorresonancia. El efecto de una avería
en una subestación puede ser mucho más importante que en una línea aérea.
Como criterio de diseño se suele utilizar el Tiempo Medio entre Fallas (que
corresponde a las siglas en inglés MTBF, Mean Time Between Failures). El valor del
MTBF dependerá de la tecnología empleada: para subestaciones blindadas de SF6
(también conocidas como GIS, Gas Insulated Substations) se suele escoger un
MTBF comprendido entre 300 y 1.000 años, mientras que en subestaciones con
aislamiento externo el valor del MTBF estará entre 100 y 400 años [9].
47
CAPÍTULO III
SOFTWARE ETAP 16.0
3.1 Características generales del software ETAP
ETAP es una herramienta de análisis y control para el diseño, simulación y operación de
sistemas de potencia eléctricos de generación, distribución y escenarios industriales.
Es una herramienta integrada que ha sido diseñada y desarrollada por ingenieros para
ingenieros que se desempeñen en las diversas disciplinas de los sistemas de potencia.
ETAP está equipado con un completo sistema de análisis para diferentes y variados
módulos tales como:
- Redes AC – DC.
- Redes de tierra.
- Análisis y coordinación de protecciones.
- Estudio de cortocircuito.
- Estudio de cortocircuito DC.
- Estudio de flujo de carga.
- Estudio de flujo de carga DC.
- Estudio de flujo de carga óptimo.
- Estudio de flujo de carga desbalanceada.
- Estudio de riesgo de arco eléctrico (Arc Flash).
- Estabilidad transiente.
- Estudio de partida de motores.
- Análisis de aceleración de motores.
- Análisis de armónicos.
- Análisis de puesta en marcha de generadores, entre otros
ETAP ha sido diseñado para satisfacer las diferentes disciplinas de los sistemas eléctricos
en una gran gama de escenarios industriales, integrando en un solo programa una
variedad amplia de posibilidades, por tal motivo, ETAP requiere de un manejo previo y
conocimiento mínimo en los temas relacionados al manejo de software. Sin embargo,
ETAP en sí, no requiere de un entrenamiento previo para su manejo básico.
48
Cabe señalar que, si el usuario crea y diseña un sistema de prueba en un determinado
idioma, y lo guarda para su posterior uso, podría encontrar problemas al ejecutar la
simulación en un idioma diferente al idioma en el que fue creado.
ETAP permite la creación y edición de manera muy sencilla de topologías de prueba
unilineales como el que se muestra en la Figura N°14. Por mencionar algunos como:
sistemas de canalización subterránea, visualización en 3 dimensiones de sistemas de
conductores, selectividad y coordinación en tiempo real de protecciones, información
geográfica de sistemas esquemáticos y visualización tridimensional de sistemas de puesta
a tierra.
Figura N°14: Ejemplo de topología unilineal básico
ETAP emula el funcionamiento de los sistemas reales de manera muy cercana como, por
ejemplo: al abrir y cerrar un interruptor, al cambiar los parámetros de funcionamiento de
un motor o colocar un elemento del circuito fuera de servicio. Estas acciones, ETAP las
identifica de distinta manera y los efectos concretos que ocurrirían son emulados
efectivamente, tal como ocurriría en la vida real.
3.1.1 Integración total de Datos
Una de las mayores ventajas que posee ETAP, radica en que incorpora
parámetros en una sola base de datos, es decir, si se simula una línea, esta no
49
solo poseerá parámetros eléctricos, sino también, parámetros mecánicos y de
enrutamiento, que el programa incorpora en una única base de datos que se
puede utilizar para nuevos proyectos sin la necesidad de crear una nueva base
de datos según sea la topología a crear.
3.1.2 Simplicidad en la Entrada de Datos
ETAP incorpora y mantiene una detallada base de datos para cada dispositivo o
elemento a ingresar. La base de datos puede, además, acelerar el proceso de
ingreso de datos al incorporar editores de parámetros que deben ser
configurados de manera lógica para efectuar diferentes tipos de análisis o
diseños.
Los diagramas unilineales en ETAP son compatibles con una gran gama de
posibilidades para configurar esquemas de diversa complejidad, tales como:
orientación, tamaño o símbolo según la normativa ANSI o IEC. Esta
particularidad hace que ETAP permita al usuario desenvolverse de manera
sencilla, sin mayores complicaciones en la confección de un diagrama unilineal
que incorpore diferentes elementos.
3.2 Características del ingreso de Topologías Eléctricas en ETAP
El Software ETAP presenta las siguientes características:
- Funcionamiento en realidad virtual.
- Integración total de datos (eléctricos, mecánicos, lógicos y atributos físicos).
- Sistemas en anillos y radiales.
- Número ilimitado de subsistemas aislados.
- No hay limitación en los sistemas de conexión.
- Conexiones de carga múltiple.
- Múltiples niveles de anidamiento de los subsistemas.
- Avanzadas técnicas de solución de matrices dispersas.
- Base de datos de transición que reduce el riesgo de pérdida de información en un
corte de energía.
- Topologías 3ø y 1ø incluyendo paneles y sub-paneles.
3.3 Características del Análisis de Flujo de Carga
- Newton-Raphson desacoplado rápido y Gauss Seidel acelerado.
50
- Nuevo método de doble precisión de Newton-Raphson de inyección de corrientes.
- Técnicas de solución avanzadas para la convergencia rápida.
- Nueva vista de alerta para señalar violaciones en límites y márgenes.
- Alarma de sobrecarga para barras, transformadores y cables.
- Factores de diversidad individuales y múltiples para barras.
- Factores de demanda individuales para las condiciones de operación continua o
intermitente.
- Desplazamiento de fase de transformadores.
- Compensación de carga reactiva.
- Ajuste automático de la configuración de transformadores de corriente y
reguladores de tap.
- Ajuste de excitación de generadores.
3.4 Características del Análisis de Cortocircuito
- Cumplimiento completo de la normativa ANSI/IEEE serie C37.
- Cumplimiento completo de la normativa IEC 60056, 60282, 61363, 60781, 60909,
60947.
- Normativa IEEE 141 y 399, UL489.
- Nuevo módulo de análisis de “Arc Flash” NFPA 70E 2000, para determinación de la
energía incidente y barrera de protección de arco ANSI e IEC.
- Amplia información de fabricantes de fusibles e interruptores de baja y alta
tensión.
- Nueva vista de alerta para informar de violaciones en límites críticos y marginales.
- Fallas trifásicas, línea-línea, línea a tierra y línea-línea-tierra.
- Fallas desde ½ ciclo a 30 ciclos incluyendo 2, 3, 5 y 8 interruptores de ciclo.
- Interruptor del circuito de generación según estándar IEEE C37.013.
- Función de interrupción con retardo de tiempo
- El usuario puede definir el factor “c” para el análisis según estándar IEC.
- Simulación completa de puesta a tierra de motores transformadores y
generadores.
- Comprobación de conexión y desconexión de los dispositivos de protección de
sobre corriente.
- Ajuste de cables según temperatura.
- Fallas en barras seleccionadas por el usuario.
51
- Selección del usuario de reportes de fallas por niveles.
- Opción de incluir alimentadores y relés de sobrecarga.
- Opción de incluir tensiones de pre-falla (valores fijos o cargar resultados de flujo).
- Opción de incluir diferentes métodos X/R y factores “c”.
- Posibilidad de considerar las contribuciones de los motores basados en las
categorías de carga.
52
CAPÍTULO IV
ESTUDIO DE FLUJO DE POTENCIA
4.1 Datos del Sistema Eléctrico
El Sistema Eléctrico del Proyecto de Reubicación de Facilidades se alimentará de la
Estructura E17 de la Línea Eléctrica OH-100 de la cual se derivara para la alimentación de la
Subestación principal de Facilidades, el cliente nos entregó los parámetros de la Red
Equivalente de este punto de alimentación.
4.2 Metodología
Las simulaciones de flujo de potencia permiten observar el comportamiento del sistema en
estado estacionario determinándose los niveles de tensiones en las barras, la distribución
de los flujos de potencia activa y reactiva en las líneas y transformadores de potencia.
A continuación, y en el ítem 4.3 se detalla los criterios de evaluación de los resultados que
se han tomado en el desarrollo del presente estudio.
4.3 Criterios de diseño
Para evaluar los resultados obtenidos de las simulaciones de Flujo de Potencia, se aplican
los criterios de operación establecidos por la NTCSE (1997-10-11) aprobada por el D. S. Nº
020-97-EM en octubre del mismo año.
Tolerancia de variación de tensión en barras de suministro:
- Operación normal : +/- 5 % del 𝑉𝑛
- Operación en contingencia : +5% y -10% del 𝑉𝑛
Carga límite en líneas y transformadores:
Operación normal:
- Líneas : Hasta el 100 % de su Potencia nominal (MVA).
- Transformadores : Hasta el 100 % de su Potencia nominal (MVA).
Operación en contingencia:
53
- Líneas : Hasta el 120 % de su Potencia nominal (MVA).
- Transformadores : Hasta el 120 % de su Potencia nominal (MVA).
4.4 Descripción de la Topología del Sistema Eléctrico
El estudio del Sistema Eléctrico para el Proyecto Reubicación de Facilidades fue diseñado
en el software ETAP 16.0 basado en los diagramas unifilares emitidos por el cliente, esta
topología fue conectada a una red equivalente creada con las corrientes de corto circuito
(Icc) y relación X/R trifásica y monofásica para los diferentes escenarios de mínima,
promedia y máxima demanda correspondiente a la barra principal de la celda C2-5220-GS-
101 ubicada en la sala eléctrica de la subestación San Luis C2-5220-ER-065).
4.4.1 Descripción de la Topología del Sistema Eléctrico
La red equivalente que representa la barra principal de la celda C2-5220-GS-
101 en los escenarios de máxima, normal y mínima demanda tiene los
siguientes parámetros para su ingreso al software:
PARAMETROS DE LA TOPOLOGIA DE LA RED EQUIVALENTE 2016
Condición Trifásica Monofásica
Icc X/R Icc X/R
Máxima
Demanda 33.427 kA 15.377 0.3 kA 15.377
Demanda
Normal 33.427 kA 15.377 0.3 kA 15.377
Mínima
Demanda 28.73 kA 12.79 0.3 kA 12.79
Tabla N°3: Parámetros de Topología de la Red Equivalente
4.4.2 Descripción de las cargas del Sistema Eléctrico
Las principales cargas que conforman el Topología del sistema Electrico son
máquinas de soldar, motores eléctricos (Extractores, bombas hidráulicas,
compresores, ventiladores, grúas, portones eléctricos), heater (Secadores de
aire, calentadores de aceite), Inversores (UPS, cargadores de baterías),
tableros de iluminación y tomacorrientes, etc. Los parámetros más
importantes para el ingreso de cargas al software de estas cargas son:
54
T
a
b
l
a
N
°
4
:
P
r
i
n
c
i
p
ales características de cargas
Del cuadro anterior se aprecia que las cargas se han clasificado según su
operación en el tiempo:
- Carga continua: Cargas que están directamente en un Switchgear o
barra que se encuentre operativa todo el tiempo, se le aplicará un
factor del 100%.
- Carga intermitente: Cargas con tiempos variables de operación, se le
aplicará un factor del 30%.
- Carga en stand-by: Cargas conectadas a una barra operativa pero no
en operación se le aplicará un factor del 10%.
Adicionalmente todas las cargas para diseño se han considerado con un 80%
de factor de carga.
4.4.3 Descripción de los conductores
PRINCIPALES CARACTERISTICAS DE CARGAS
Descripción V %FP EFF Operación Tipo de
carga
Máquinas de soldar 480 V 90 100 Intermitente Estatic Load
Extractores 480 V Variado Variado Continuo Machine
Ind.
bombas hidráulicas 480 V Variado Variado Continuo Machine
Ind.
compresores 480 V Variado Variado Continuo Machine
Ind.
grúas 480 V Variado Variado Intermitente Machine
Ind.
portones eléctricos 480 V Variado Variado Intermitente Machine
Ind.
Heater (Calentador) 480 V 100 100 Continuo Estatic Load
Cargador de baterías 480 V 90 100 Continuo Estatic Load
Inversores UPS 480 V 90 100 Continuo Estatic Load
Tableros de
iluminación 480 V 90 100 Continuo
Estatic Load
Tableros de 220 VAC 480 V 85 100 Continuo Lumped
Load
55
Los conductores eléctricos existentes en el proyecto son aislados y desnudos
en el caso cables secos y líneas aéreas respectivamente. Estos conductores
fueron ingresados al software con sus características principales tales como
longitud, calibre, material conductor, tipo de aislamiento, nivel de tensión,
configuración de conductor, etc. Toda la información ingresada para para la
simulación está de acuerdo al listado de conductores de cada Sub-Estación y
los planos unifilares emitidos por el cliente.
4.4.4 Descripción de transformadores
Los transformadores de potencia fueron ingresados considerando las
características más importantes tales como: nivel de tensión en el primario y
secundario, potencia aparente, tipo de refrigeración, medio aislante,
impedancia de corto circuito, grupo de conexión, conexión del neutro, norma
de fabricación, entre otros. Todos estos parámetros fueron obtenidos de las
hojas de datos para cada Sub-Estación emitido por el cliente.
Adicionalmente se considera la modificación de los taps del transformador
para la operación normal del sistema eléctrico, esta modificación se realizó
porque los resultados iniciales con taps en posición central “3” tuvieron
perfiles de tensión fuera de los límites permitidos por la NTCSE. Es decir, para
la correcta operación del sistema se modificaron la posición de los taps como
se describe en la siguiente tabla:
POSICION DE LOS TAPS
UBICACIÓN ID
TRANSFORMADOR TAP Zcc
S.E. PRINCIPAL DE FACILIDADES
C2-5710-XF-2011 4 9.97%
S.E. AREA PTARD C2-5790-XF-2101 3 4.83%
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES
C2-5710-XF-2021 4 4.79%
S.E. TALLER DE GRUAS Y EQUIPO LIV.
C2-5750-XF-2071 3 6.25%
S.E. TALLER DE SOLDADURA C2-5740-XF-2051 4 6.25%
S.E. LAVADERO DE EQUIPO MINERO
C2-5770-XF-2091 4 7.68%
S.E. TALLER ELECTRICO E INSTRUM.
C2-5760-XF-2081 4 6.24%
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA
C2-5710-XF-2031 4 4.78%
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-XF-2041 4 7.80%
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5740-XF-2061 4 7.80%
56
TablaN°5: Posición de taps para la normal operación del sistema.
4.5 Escenarios
Los escenarios seleccionados están alineados al criterio de diseño CEL-CAP15021-1703524-
DC-001 aprobado en revisión 0. A continuación se describen los escenarios utilizados en la
topología del sistema eléctrico de facilidades para la emisión de resultados de flujo de
carga.
- Escenario N°1 Operación de Mínima Demanda: Contiene 1 caso de estudio que
describe el comportamiento de fase I y fase II operando con una red equivalente en
mínima demanda.
- Escenario N°2 Operación de Demanda Promedio: Contiene 2 casos de estudio que
permiten ver el comportamiento del sistema ante una operación normal cuando
operan: Fase I - fase II y Fase I - Fase II (desconectada).
- Escenario N°3 Operación de Máxima Demanda: Contiene 2 casos de estudio que
describe el comportamiento de Fase I y Fase II operando y en segunda instancia la
operación de la fase I y fase II (desconectada) pero con las cargas y red equivalente en
máxima demanda.
- Escenario N°4 Régimen de operación sin compensación reactiva: contiene 2 casos de
estudio que describe el comportamiento de Fase I y Fase II sin compensación reactiva
y en segunda instancia la operación de la Fase I y Fase II desconectada sin
compensación reactiva.
- Escenario N°5 Régimen de operación en Contingencias: contiene 2 casos de estudio
que describe el comportamiento de fase I y Fase II relacionada a sobretensión.
- En la siguiente tabla se detalla de forma ordenada cada escenario y sus casos de
estudio (configuraciones) considerando el cierre y apertura de interruptores para
cumplir con los objetivos del estudio.
ESCENARIOS PARA ESTUDIO DE FLUJO DE POTENCIA AÑO 2018
Escenarios
Condición
de Red
Equivalente
Condición
de Cargas
Fase I
Circuitos
de
Fase II
Banco
Capacitor
Línea
aérea
Relaves
Diagrama de Bloques
57
ESCENARIOS PARA ESTUDIO DE FLUJO DE POTENCIA AÑO 2018
Escenarios
Condición
de Red
Equivalente
Condición
de Cargas
Fase I
Circuitos
de
Fase II
Banco
Capacitor
Línea
aérea
Relaves
Diagrama de Bloques
Escenario N°1
MINIMA
DEMANDA
(VER
RESULTADOS EN
ITEM 7.1)
Mínima
Demanda
Close
Demanda
Promedia
Close
Máxima
Demanda
Close
Close
Demanda
Promedia
Escenario N°2
DEMANDA
PROMEDIA
(VER
RESULTADOS EN
ITEM 7.2)
Máxima
Demanda
Close
Demanda
Promedia
Close
Máxima
Demanda
Close
Close
Demanda
Promedia
Máxima
Demanda
Close
Demanda
Promedia
Open Close
Close
Demanda
Promedia
Escenario N°3
MAXIMA
DEMANDA
(VER
RESULTADOS EN
ITEM 7.3)
Máxima
Demanda
Close
Máxima
Demanda
Close
Máxima
Demanda
Close
Close
Demanda
Promedia
Máxima
Demanda
Close
Máxima
Demanda
Open Close
Close
Demanda
Promedia
58
ESCENARIOS PARA ESTUDIO DE FLUJO DE POTENCIA AÑO 2018
Escenarios
Condición
de Red
Equivalente
Condición
de Cargas
Fase I
Circuitos
de
Fase II
Banco
Capacitor
Línea
aérea
Relaves
Diagrama de Bloques
Escenario N°4
DEMANDA
PROMEDIA
SIN
COMPENSACION
(VER
RESULTADOS EN
ITEM 7.4)
Máxima
Demanda
Close
Demanda
Promedia
Close
Máxima
Demanda
Open
Close
Demanda
Promedia
Máxima
Demanda
Close
Demanda
Promedia
Open Open
Close
Demanda
Promedia
Escenario N°5
CONTINGENCIAS
(VER
RESULTADOS EN
ITEM 7.5)
Máxima
Demanda
Close
Máxima
Demanda
Open Open Open
Máxima
Demanda
Close
Máxima
Demanda
Close
Máxima
Demanda
Open Open
Tabla N°6: Escenarios para estudio de flujo de potencia año 2018.
59
4.6 Resultados
4.6.1 Resultados del Escenario N°1: Mínima Demanda
En la Tabla N°7 se muestran los resultados de las tensiones en las barras
principales de los equipos eléctricos de media y baja tensión para el escenario
1, donde se puede observar que dichas barras se encuentran en los límites
permitidos por las normas técnicas de Calidad de Servicio Eléctrico (NTCSE) y
mencionados en los criterios de diseño. Por ello se observa que todas las
barras del sistema de distribución se encuentran dentro de los valores
aceptables ya que la mayor caída de tensión es de 98.19% en la barra de
0.48kV, C2-5750-MC-2071, “S.E. TALLER DE GRUAS Y EQUIPO LIVIANOS”
ESTADO DE NIVELES DE TENSION EN BARRAS
UBICACIÓN ID de Barra Tensión
(%Vpu)
Corriente
(A)
Potencia
Activa
(kW)
Potencia
Reactiva
(kVAR)
Factor
de
Potencia
(%FP)
BARRAS EN S.E. DE 34.5 KV
S.E. SAN LUIS C2-5220-SG-001 100.00 134.30 7339.00 3101.00 92.23
S.E. PRINCIPAL DE FACILIDADES C2-5710-SG-
2011 99.51 83.70 4722.00 1577.00 94.85
BARRAS EN S.E. DE 10 KV
S.E. PRINCIPAL DE FACILIDADES C2-5710-SG-
2012 100.60 281.60 4704.00 1390.00 95.90
S.E. AREA PTARD C2-5790-DS-
2101 100.40 7.40 111.30 63.80 86.67
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES C2-5710-DS-
2021 99.39 16.40 244.50 141.90 86.41
S.E. TALLER DE GRUAS Y EQUIPO LIV. C2-5750-DS-
2071 99.18 18.00 267.90 152.80 86.86
S.E. TALLER DE SOLDADURA C2-5740-DS-
2051 99.14 39.50 581.90 347.50 85.85
S.E. LAVADERO DE EQUIPO MINERO C2-5770-DS-
2091 98.94 42.40 633.30 357.70 87.07
S.E. TALLER ELECTRICO E INSTRUM. C2-5760-DS-
2081 98.93 58.80 1005.00 76.70 99.71
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA C2-5710-DS-
2031 99.63 18.50 270.40 168.90 84.81
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-DS-
2041 99.59 30.70 440.70 294.90 83.11
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5710-DS-
2061 99.37 68.80 1004.00 626.40 84.85
BARRAS PRINCIPALES EN 0.48 KV
60
ESTADO DE NIVELES DE TENSION EN BARRAS
UBICACIÓN ID de Barra Tensión
(%Vpu)
Corriente
(A)
Potencia
Activa
(kW)
Potencia
Reactiva
(kVAR)
Factor
de
Potencia
(%FP)
S.E. AREA PTARD C2-5790-MC-
2101 99.82 153.70 111.00 62.70 87.07
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES C2-5710-DP-
2021 100.60 333.50 243.00 136.80 87.13
S.E. TALLER DE GRUAS Y EQUIPO LIV. C2-5750-MC-
2071 98.19 374.10 266.90 148.40 87.40
S.E. TALLER DE SOLDADURA C2-5740-MC-
2051 99.74 801.80 577.70 327.80 86.97
S.E. LAVADERO DE EQUIPO MINERO C2-5770-MC-
2091 99.65 862.10 628.90 338.50 88.06
S.E. TALLER ELECTRICO E INSTRUM. C2-5760-MC-
2081 100.40 1195.00 996.80 33.70 99.94
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA C2-5710-MC-
2031 100.60 375.30 268.40 162.50 85.54
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-SG-
2042 101.40 624.50 440.10 289.40 83.56
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5740-SG-
2062 100.40 1397.00 1001.00 598.50 85.83
BARRAS MAS ALEJADAS EN 0.23 KV
S.E. AREA PTARD C2-5790-DP-
2101 101.40 151.90 49.90 30.90 85.00
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES C2-5710-UP-
2022 100.00 34.50 11.70 7.25 85.00
S.E. LAVADERO DE EQUIPO
MINERO
C2-5770-LP-
2092 95.74 90.80 29.40 18.20 85.00
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA C2-5710-DP-
2033 96.00 223.10 92.50 44.90 85.00
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-LP-
2043 98.98 98.90 33.20 20.60 85.00
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5780-LP-
2061 96.78 98.90 32.40 20.10 85.00
Tabla N°7: Estado de niveles de tensión en barras escenario N°1
4.6.2 Resultados del Escenario N°2: Demanda Promedio
4.6.2.1 Resultados Demanda Promedio Fase II Conectada
En la Tabla N°8 se muestran los resultados de las tensiones en las barras de los
equipos eléctricos de media y baja tensión para el escenario 2 demanda
promedio (Fase II Conectada), donde se puede observar que dichas barras se
encuentran en los límites permitidos por las normas técnicas de Calidad de
61
Servicio Eléctrico (NTCSE) y mencionados en los criterios de diseño. Por ello se
observa que todas las barras del sistema de distribución se encuentran dentro
de los valores aceptables obteniendo en la barra de mayor caída de tensión un
valor de 98.16% en la barra de 0.48kV, C2-5750-MC-2071, “S.E. TALLER DE
GRUAS Y EQUIPO LIVIANOS”
En el escenario de demanda promedio se ha considerado el cálculo del banco
de compensación reactiva, el cual se instalará en dos barras, las cuales son:
- Barra C2-5710-SG-2012 – Banco de Compensación Reactiva de 1.0
MVAR
- Barra C2-5760-MC-2081 – Banco de Compensación Reactiva 500 KVAR
ESTADO DE NIVELES DE TENSION EN BARRAS
UBICACIÓN ID de Barra Tensión
(%Vpu)
Corriente
(A)
Potencia
Activa
(kW)
Potencia
Reactiva
(kVAR)
Factor
de
Potencia
(%FP)
BARRAS EN S.E. DE 34.5 KV
S.E. SAN LUIS C2-5220-SG-001 100.00 134.70 7421.00 3121.00 92.18
S.E. PRINCIPAL DE FACILIDADES C2-5710-SG-
2011 99.51 84.20 4743.00 1597.00 94.77
BARRAS EN S.E. DE 10 KV
S.E. PRINCIPAL DE FACILIDADES C2-5710-SG-
2012 100.60 283.10 4725.00 1408.00 95.83
S.E. AREA PTARD C2-5790-DS-
2101 100.40 7.40 111.30 63.80 86.77
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES C2-5710-DS-
2021 99.35 16.40 244.40 141.80 86.49
S.E. TALLER DE GRUAS Y EQUIPO LIV. C2-5750-DS-
2071 99.14 18.00 267.90 152.80 86.86
S.E. TALLER DE SOLDADURA C2-5740-DS-
2051 99.10 39.50 581.80 347.50 85.85
S.E. LAVADERO DE EQUIPO MINERO C2-5770-DS-
2091 98.90 44.00 656.80 370.80 87.08
S.E. TALLER ELECTRICO E INSTRUM. C2-5760-DS-
2081 98.89 58.80 1005.00 77.00 99.71
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA C2-5710-DS-
2031 99.61 18.50 270.40 168.90 84.81
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-DS-
2041 99.57 30.70 440.70 294.90 83.11
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5710-DS-
2061 99.35 68.80 1002.00 629.50 84.68
BARRAS PRINCIPALES EN 0.48 KV
62
ESTADO DE NIVELES DE TENSION EN BARRAS
UBICACIÓN ID de Barra Tensión
(%Vpu)
Corriente
(A)
Potencia
Activa
(kW)
Potencia
Reactiva
(kVAR)
Factor
de
Potencia
(%FP)
S.E. AREA PTARD C2-5790-MC-
2101 99.79 153.70 111.00 62.70 87.07
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES C2-5710-DP-
2021 100.50 333.60 242.90 136.80 87.13
S.E. TALLER DE GRUAS Y EQUIPO LIV. C2-5750-MC-
2071 98.16 374.10 266.80 148.40 87.40
S.E. TALLER DE SOLDADURA C2-5740-MC-
2051 99.60 801.90 577.50 327.70 86.97
S.E. LAVADERO DE EQUIPO MINERO C2-5770-MC-
2091 99.54 894.40 652.10 350.10 88.10
S.E. TALLER ELECTRICO E INSTRUM. C2-5760-MC-
2081 100.30 1195.00 996.50 34.10 99.94
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA C2-5710-MC-
2031 100.60 375.30 268.40 162.50 85.54
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-SG-
2042 101.40 624.60 440.10 289.30 83.56
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5740-SG-
2062 100.40 1397.00 998.70 601.60 85.66
BARRAS MAS ALEJADAS EN 0.23 KV
S.E. AREA PTARD C2-5790-DP-
2101 101.40 151.90 49.90 30.90 85.00
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES C2-5710-UP-
2022 100.00 34.50 11.70 7.25 85.00
S.E. LAVADERO DE EQUIPO MINERO C2-5770-LP-
2092 95.63 90.80 29.40 18.20 85.00
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA C2-5710-DP-
2033 95.98 223.10 72.50 44.90 85.00
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-LP-
2043 98.96 99.00 33.20 20.60 85.00
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5780-LP-
2061 96.75 98.90 32.40 20.10 85.00
Tabla N°8: Estado de niveles de tensión en barras Escenario N°2 Fase II Conectada
4.6.2.2 Resultados Demanda Promedio Fase II Desconectada
En la Tabla N°9 se muestran los resultados de las tensiones en las barras de los
equipos eléctricos de media y baja tensión para el escenario 2 demanda
promedio (Fase II desconectada), donde se puede observar que dichas barras
se encuentran en los límites permitidos por las normas técnicas de Calidad de
Servicio Eléctrico (NTCSE) y mencionados en los criterios de diseño. Por ello se
63
observa que todas las barras del sistema de distribución se encuentran dentro
de los valores aceptables obteniendo en la barra de mayor caída de tensión un
valor de 100.3% en la barra de 10kV, C2-5710-DS-2061, “S.E. TALLER DE
VOLQUETES”
En el escenario de demanda promedio se ha considerado el cálculo del banco
de compensación reactiva, el cual se instalará en la Barra C2-5710-SG-2012 con
capacidad de 1.0 MVAR.
ESTADO DE NIVELES DE TENSION EN BARRAS
UBICACIÓN ID de Barra Tensión
(%Vpu)
Corriente
(A)
Potencia
Activa
(kW)
Potencia
Reactiva
(kVAR)
Factor
de
Potencia
(%FP)
BARRAS EN S.E. DE 34.5 KV
S.E. SAN LUIS C2-5220-SG-001 100.00 96.00 5316.00 2165.00 92.62
S.E. PRINCIPAL DE FACILIDADES C2-5710-SG-
2011 99.66 45.80 2645.00 670.90 96.93
BARRAS EN S.E. DE 10 KV
S.E. PRINCIPAL DE FACILIDADES C2-5710-SG-
2012 101.50 154.20 2640.00 614.90 97.39
S.E. AREA PTARD C2-5790-DS-
2101 101.50 7.30 112.00 64.10 86.79
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES C2-5710-DS-
2021 101.20 16.30 247.20 143.20 86.54
S.E. LAVADERO DE EQUIPO MINERO C2-5770-DS-
2091 101.00 28.10 429.10 238.60 87.40
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA C2-5710-DS-
2031 100.60 18.40 272.00 169.70 84.84
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-DS-
2041 100.50 30.60 443.30 296.20 83.15
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5710-DS-
2061 100.30 68.50 1011.00 629.50 84.89
BARRAS PRINCIPALES EN 0.48 KV
S.E. AREA PTARD C2-5790-MC-
2101 100.90 152.90 111.70 63.00 87.08
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES C2-5710-DP-
2021 102.40 331.20 245.70 138.20 87.16
S.E. LAVADERO DE EQUIPO MINERO C2-5770-MC-
2091 102.40 569.90 427.20 230.20 88.03
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA C2-5710-MC-
2031 101.60 373.80 270.00 163.40 85.56
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-SG-
2042 102.40 621.90 442.70 290.70 83.59
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5740-SG-
2062 101.40 1392.00 1008.00 601.80 85.86
64
ESTADO DE NIVELES DE TENSION EN BARRAS
UBICACIÓN ID de Barra Tensión
(%Vpu)
Corriente
(A)
Potencia
Activa
(kW)
Potencia
Reactiva
(kVAR)
Factor
de
Potencia
(%FP)
BARRAS MAS ALEJADAS EN 0.23 KV
S.E. AREA PTARD C2-5790-DP-
2101 102.50 150.90 50.10 31.10 85.00
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES C2-5710-UP-
2022 100.00 34.50 11.70 7.25 85.00
S.E. LAVADERO DE EQUIPO MINERO C2-5770-LP-
2092 98.59 89.20 29.80 18.40 85.00
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA C2-5710-DP-
2033 97.02 221.60 72.80 45.10 85.00
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-LP-
2043 99.98 98.30 33.30 20.60 85.00
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5780-LP-
2061 97.79 98.20 32.50 20.20 85.00
Tabla N°9: Estado de niveles de tensión en barras Escenario N°2 Fase II Desconectada
4.6.3 Resultados del Escenario N°3: Máxima Demanda
4.6.3.1 Resultados Máxima Demanda Fase II Conectada
En la Tabla N°10 se muestran los resultados de las tensiones en las barras de
los equipos eléctricos de media y baja tensión para el escenario 3 máxima
demanda (Fase II - Conectada), donde se puede observar que dichas barras se
encuentran en los límites permitidos por las normas técnicas de Calidad de
Servicio Eléctrico (NTCSE) y mencionados en los criterios de diseño. Por ello se
observa que todas las barras del sistema de distribución se encuentran dentro
de los valores aceptables obteniendo en la barra de mayor caída de tensión un
valor de 97.14% en la barra de 0.48kV, C2-5750-MC-2071, “S.E. TALLER DE
GRUAS Y EQUIPO LIVIANOS”.
Para las Sub-tensiones de las barras en 0.23kV (C2-5770-LP-2092, C2-5710-DP-
2033, y C2-5780-LP-2061) Se deberá de sincerar las cargas de la Fase II en la
siguiente etapa del proyecto, es decir, realizar una nueva revisión del estudio
de flujo de potencia en la implementación de la fase II, se deberá tomar en
cuenta que los perfiles de tensión de la máxima demanda es una condición
pico del sistema eléctrico, que no influye en la operación del sistema eléctrico.
ESTADO DE NIVELES DE TENSION EN BARRAS
65
UBICACIÓN ID de Barra Tensión
(%Vpu)
Corriente
(A)
Potencia
Activa
(kW)
Potencia
Reactiva
(kVAR)
Factor
de
Potencia
(%FP)
BARRAS EN S.E. DE 34.5 KV
S.E. SAN LUIS C2-5220-SG-001 100.00 153.40 8209.00 4072.00 89.58
S.E. PRINCIPAL DE FACILIDADES C2-5710-SG-
2011 99.40 102.30 5527.00 2530.00 90.93
BARRAS EN S.E. DE 10 KV
S.E. PRINCIPAL DE FACILIDADES C2-5710-SG-
2012 99.68 344.30 5501.00 2251.00 92.55
S.E. AREA PTARD C2-5790-DS-
2101 99.54 7.40 110.80 63.50 86.76
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES C2-5710-DS-
2021 98.37 16.50 242.90 141.10 86.47
S.E. TALLER DE GRUAS Y EQUIPO LIV. C2-5750-DS-
2071 98.14 18.00 266.30 152.10 86.84
S.E. TALLER DE SOLDADURA C2-5740-DS-
2051 98.09 39.70 578.30 346.00 85.81
S.E. LAVADERO DE EQUIPO MINERO C2-5770-DS-
2091 97.85 55.80 814.80 481.60 86.09
S.E. TALLER ELECTRICO E INSTRUM. C2-5760-DS-
2081 97.84 59.20 999.00 85.90 99.63
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA C2-5710-DS-
2031 98.23 18.60 268.10 167.80 84.76
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-DS-
2041 98.15 50.30 669.90 532.20 78.30
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5710-DS-
2061 97.79 103.30 1393.00 1058.00 79.63
BARRAS PRINCIPALES EN 0.48 KV
S.E. AREA PTARD C2-5790-MC-
2101 98.91 154.30 110.50 62.40 87.07
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES C2-5710-DP-
2021 99.51 335.00 241.40 136.10 87.11
S.E. TALLER DE GRUAS Y EQUIPO LIV. C2-5750-MC-
2071 97.14 375.80 265.20 147.20 87.38
S.E. TALLER DE SOLDADURA C2-5740-MC-
2051 98.55 805.80 574.10 326.00 86.95
S.E. LAVADERO DE EQUIPO MINERO C2-5770-MC-
2091 97.90 1134.00 807.20 448.40 87.42
S.E. TALLER ELECTRICO E INSTRUM. C2-5760-MC-
2081 99.21 1202.00 990.50 42.40 99.91
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA C2-5710-MC-
2031 99.12 377.60 266.10 161.40 85.51
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-SG-
2042 99.41 1022.00 668.10 517.20 79.07
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5740-SG- 97.81 2097.00 1385.00 995.10 81.22
66
ESTADO DE NIVELES DE TENSION EN BARRAS
UBICACIÓN ID de Barra Tensión
(%Vpu)
Corriente
(A)
Potencia
Activa
(kW)
Potencia
Reactiva
(kVAR)
Factor
de
Potencia
(%FP)
2062
BARRAS MAS ALEJADAS EN 0.23 KV
S.E. AREA PTARD C2-5790-DP-
2101 100.50 152.80 49.70 30.80 85.00
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES C2-5710-UP-
2022 100.00 34.50 11.70 7.25 85.00
S.E. LAVADERO DE EQUIPO MINERO C2-5770-LP-
2092 93.95 91.90 29.20 18.10 85.00
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA C2-5710-DP-
2033 94.51 225.30 72.10 44.70 85.00
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-LP-
2043 96.91 100.20 32.90 20.40 85.00
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5780-LP-
2061 94.10 100.60 32.10 19.90 85.00
Tabla N°10: Estado de niveles de tensión en barras Escenario N°3 Fase II
Conectada
4.6.3.2 Resultados Máxima Demanda Fase II Desconectada
En la Tabla N°11 Se muestran los resultados de las tensiones en las barras de
los equipos eléctricos de media y baja tensión para el escenario 3 máxima
demanda (Fase I - desconectada), donde se puede observar que dichas barras
se encuentran en los límites permitidos por las normas técnicas de Calidad de
Servicio Eléctrico (NTCSE) y mencionados en los criterios de diseño. Por ello se
observa que todas las barras del sistema de distribución se encuentran dentro
de los valores aceptables obteniendo en la barra de mayor caída de tensión un
valor de 98.84% en la barra de C2-5710-DS-2061 “S.E. TALLER DE VOLQUETES”.
ESTADO DE NIVELES DE TENSION EN BARRAS
UBICACIÓN ID de Barra Tensión
(%Vpu)
Corriente
(A)
Potencia
Activa
(kW)
Potencia
Reactiva
(kVAR)
Factor
de
Potencia
(%FP)
BARRAS EN S.E. DE 34.5 KV
S.E. SAN LUIS C2-5220-SG-001 100.00 114.10 6097.00 3047.00 89.45
S.E. PRINCIPAL DE FACILIDADES C2-5710-SG-
2011 99.55 63.10 3425.00 1540.00 91.20
BARRAS EN S.E. DE 10 KV
S.E. PRINCIPAL DE FACILIDADES C2-5710-SG-
2012 100.70 212.30 3414.00 1434.00 92.20
67
ESTADO DE NIVELES DE TENSION EN BARRAS
UBICACIÓN ID de Barra Tensión
(%Vpu)
Corriente
(A)
Potencia
Activa
(kW)
Potencia
Reactiva
(kVAR)
Factor
de
Potencia
(%FP)
S.E. AREA PTARD C2-5790-DS-
2101 100.60 7.40 111.50 63.80 86.78
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES C2-5710-DS-
2021 100.20 16.40 245.80 142.50 86.52
S.E. LAVADERO DE EQUIPO MINERO C2-5770-DS-
2091 100.10 39.30 587.60 345.60 86.19
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA C2-5710-DS-
2031 99.27 18.50 269.80 168.60 84.80
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-DS-
2041 99.19 49.90 672.30 533.10 78.36
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5710-DS-
2061 98.84 102.10 1392.00 1056.00 79.67
BARRAS PRINCIPALES EN 0.48 KV
S.E. AREA PTARD C2-5790-MC-
2101 100.00 153.50 111.20 62.80 87.08
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES C2-5710-DP-
2021 101.40 332.40 244.30 137.50 87.14
S.E. LAVADERO DE EQUIPO MINERO C2-5770-MC-
2091 100.90 799.00 583.90 329.10 87.11
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA C2-5710-MC-
2031 100.20 375.90 267.80 162.20 85.53
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-SG-
2042 100.50 1015.00 670.60 518.40 79.11
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5740-SG-
2062 98.91 2073.00 1385.00 994.60 81.22
BARRAS MAS ALEJADAS EN 0.23 KV
S.E. AREA PTARD C2-5790-DP-
2101 101.60 151.70 49.90 30.90 85.00
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES C2-5710-UP-
2022 100.00 34.50 11.70 7.25 85.00
S.E. LAVADERO DE EQUIPO MINERO C2-5770-LP-
2092 97.02 90.00 29.60 18.30 85.00
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA C2-5710-DP-
2033 95.61 223.60 72.40 44.90 85.00
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-LP-
2043 98.01 99.50 33.00 20.50 85.00
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5780-LP-
2061 95.23 99.90 32.20 20.00 85.00
Tabla N°11: Estado de niveles de tensión en barras Escenario N°3 Fase II
Desconectada
4.6.4 Resultados del Escenario N°4: Demanda Promedio sin compensación
68
4.6.4.1 Resultados Demanda Promedio sin compensación Fase II Conectada
ESTADO DE NIVELES DE TENSION EN BARRAS
UBICACIÓN ID de Barra Tensión
(%Vpu)
Corriente
(A)
Potencia
Activa
(kW)
Potencia
Reactiva
(kVAR)
Factor
de
Potencia
(%FP)
BARRAS EN S.E. DE 34.5 KV
S.E. SAN LUIS C2-5220-SG-001 100.00 146.80 7394.00 4714.00 84.32
S.E. PRINCIPAL DE FACILIDADES C2-5710-SG-
2011 99.36 95.80 4715.00 3178.00 82.92
BARRAS EN S.E. DE 10 KV
S.E. PRINCIPAL DE FACILIDADES C2-5710-SG-
2012 99.17 322.10 4692.00 2934.00 84.78
S.E. AREA PTARD C2-5790-DS-
2101 99.02 7.40 110.50 63.30 86.75
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES C2-5710-DS-
2021 97.64 16.80 245.70 142.50 86.51
S.E. TALLER DE GRUAS Y EQUIPO LIV. C2-5750-DS-
2071 97.36 18.10 265.10 151.50 86.82
S.E. TALLER DE SOLDADURA C2-5740-DS-
2051 97.31 39.80 575.80 344.90 85.79
S.E. LAVADERO DE EQUIPO MINERO C2-5770-DS-
2091 96.99 45.10 660.00 372.40 87.09
S.E. TALLER ELECTRICO E INSTRUM. C2-5760-DS-
2081 96.96 68.20 985.60 584.70 86.00
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA C2-5710-DS-
2031 98.23 18.80 271.20 170.30 84.68
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-DS-
2041 98.18 30.90 437.00 293.10 83.05
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5710-DS-
2061 97.96 69.10 992.20 624.90 84.62
BARRAS PRINCIPALES EN 0.48 KV
S.E. AREA PTARD C2-5790-MC-
2101 98.38 154.70 110.20 62.30 87.06
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES C2-5710-DP-
2021 101.40 332.40 244.20 137.50 87.14
S.E. TALLER DE GRUAS Y EQUIPO LIV. C2-5750-MC-
2071 96.37 377.20 264.00 147.00 87.36
S.E. TALLER DE SOLDADURA C2-5740-MC-
2051 97.74 808.90 571.50 324.80 86.94
S.E. LAVADERO DE EQUIPO MINERO C2-5770-MC-
2091 100.20 892.80 655.30 351.80 88.10
S.E. TALLER ELECTRICO E INSTRUM. C2-5760-MC-
2081 96.11 1386.00 974.10 526.90 87.96
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA C2-5710-MC-
2031 101.80 372.50 269.20 164.00 85.40
69
ESTADO DE NIVELES DE TENSION EN BARRAS
UBICACIÓN ID de Barra Tensión
(%Vpu)
Corriente
(A)
Potencia
Activa
(kW)
Potencia
Reactiva
(kVAR)
Factor
de
Potencia
(%FP)
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-SG-
2042 99.99 628.50 436.30 287.40 83.51
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5740-SG-
2062 98.96 1404.00 988.90 596.70 85.62
BARRAS MAS ALEJADAS EN 0.23 KV
S.E. AREA PTARD C2-5790-DP-
2101 99.90 153.30 49.60 30.70 85.00
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES C2-5710-UP-
2022 96.31 33.90 11.70 7.25 100.00
S.E. LAVADERO DE EQUIPO MINERO C2-5770-LP-
2092 96.31 90.40 29.50 18.30 85.00
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA C2-5710-DP-
2033 97.25 221.30 72.90 45.20 85.00
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-LP-
2043 97.50 99.90 33.00 20.40 85.00
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5780-LP-
2061 95.28 99.80 32.20 20.00 85.00
Tabla N°12: Estado de niveles de tensión en barras Escenario N°4 Fase II
Conectada
Este escenario muestra los resultados de demanda promedio sin
compensación reactiva considerando la fase II conectada y realizando una
segunda modificación de los taps exclusivamente para este escenario ya que
inicialmente no se tenían resultados satisfactorios. En resumen, para los
resultados de tensión dentro de los límites permitidos por las normas técnicas
de Calidad de Servicio Eléctrico (NTCSE) se tuvieron que modificar los taps de
la siguiente manera:
POSICION DE LOS TAPS
UBICACIÓN ID
TRANSFORMADOR TAP
S.E. PRINCIPAL DE FACILIDADES C2-5710-XF-2011 4
S.E. AREA PTARD C2-5790-XF-2101 3
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES C2-5710-XF-2021 5
S.E. TALLER DE GRUAS Y EQUIPO
LIV. C2-5750-XF-2071 3
S.E. TALLER DE SOLDADURA C2-5740-XF-2051 4
S.E. LAVADERO DE EQUIPO
MINERO C2-5770-XF-2091 5
70
POSICION DE LOS TAPS
UBICACIÓN ID
TRANSFORMADOR TAP
S.E. TALLER ELECTRICO E
INSTRUM. C2-5760-XF-2081 4
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA C2-5710-XF-2031 5
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-XF-2041 4
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5740-XF-2061 4
Tabla N°13: Posición de los Taps para obtener resultados satisfactorios.
4.6.4.2 Resultados Demanda promedio sin compensación Fase II Desconectada
En este escenario en donde opera fase I con fase II desconectada manteniendo
los Taps como lo indicado en las condiciones iniciales (Ver tabla 5.4), no se
presentan complicaciones que puedan afectar la normal operación del sistema,
sin embargo, resalta el bajo factor de potencia.
ESTADO DE NIVELES DE TENSION EN BARRAS
UBICACIÓN ID de Barra Tensión
(%Vpu)
Corriente
(A)
Potencia
Activa
(kW)
Potencia
Reactiva
(kVAR)
Factor
de
Potencia
(%FP)
BARRAS EN S.E. DE 34.5 KV
S.E. SAN LUIS C2-5220-SG-001 100.00 103.80 5301.00 3215.00 85.50
S.E. PRINCIPAL DE FACILIDADES C2-5710-SG-
2011 99.56 52.80 2631.00 1716.00 83.75
BARRAS EN S.E. DE 10 KV
S.E. PRINCIPAL DE FACILIDADES C2-5710-SG-
2012 100.60 177.60 2623.00 1642.00 84.76
S.E. AREA PTARD C2-5790-DS-
2101 100.60 7.40 111.40 63.80 86.78
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES C2-5710-DS-
2021 100.30 16.40 245.80 142.50 86.52
S.E. LAVADERO DE EQUIPO
MINERO
C2-5770-DS-
2091 100.10 28.20 427.40 237.70 87.39
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA C2-5710-DS-
2031 99.68 18.50 270.50 169.00 84.81
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-DS-
2041 99.64 30.70 440.90 295.00 83.11
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5710-DS-
2061 99.41 68.80 1003.00 629.70 84.68
BARRAS PRINCIPALES EN 0.48 KV
S.E. AREA PTARD C2-5790-MC-
2101 99.94 153.60 111.10 62.70 87.08
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES C2-5710-DP-
2021 101.50 332.30 244.30 137.50 87.14
71
ESTADO DE NIVELES DE TENSION EN BARRAS
UBICACIÓN ID de Barra Tensión
(%Vpu)
Corriente
(A)
Potencia
Activa
(kW)
Potencia
Reactiva
(kVAR)
Factor
de
Potencia
(%FP)
S.E. LAVADERO DE EQUIPO
MINERO
C2-5770-MC-
2091 101.50 572.90 425.50 229.20 88.04
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA C2-5710-MC-
2031 100.60 375.20 268.50 162.60 85.54
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-SG-
2042 101.50 624.40 440.20 289.40 83.56
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5740-SG-
2062 100.50 1397.00 999.20 601.80 85.66
BARRAS MAS ALEJADAS EN 0.23 KV
S.E. AREA PTARD C2-5790-DP-
2101 101.60 151.80 49.90 30.90 85.00
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES C2-5710-UP-
2022 100.00 34.50 11.70 7.25 85.00
S.E. LAVADERO DE EQUIPO
MINERO
C2-5770-LP-
2092 97.62 89.70 29.60 18.40 85.00
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA C2-5710-DP-
2033 96.05 223.00 72.50 45.00 85.00
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-LP-
2043 99.03 98.90 32.20 20.60 85.00
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5780-LP-
2061 96.82 98.80 32.40 20.10 85.00
Tabla N°14: Estado de niveles de tensión en barras Escenario N°4 Fase II
Desconectada
4.6.5 Resultados del Escenario N°5: Contingencia sin compensación
4.6.5.1 Resultados Contingencia Fase II y Línea OH-100 Desconectada
En este escenario en donde solo se considera la conexión de los circuitos de la
fase I no se aprecian sobretensiones mayores al +5%.
ESTADO DE NIVELES DE TENSION EN BARRAS
UBICACIÓN ID de Barra Tensión
(%Vpu)
Corriente
(A)
Potencia
Activa
(kW)
Potencia
Reactiva
(kVAR)
Factor
de
Potencia
(%FP)
BARRAS EN S.E. DE 34.5 KV
S.E. SAN LUIS C2-5220-SG-001 100.00 71.80 3422.00 2588.00 79.76
S.E. PRINCIPAL DE FACILIDADES C2-5710-SG-
2011 99.66 71.90 3417.00 2582.00 79.78
72
ESTADO DE NIVELES DE TENSION EN BARRAS
UBICACIÓN ID de Barra Tensión
(%Vpu)
Corriente
(A)
Potencia
Activa
(kW)
Potencia
Reactiva
(kVAR)
Factor
de
Potencia
(%FP)
BARRAS EN S.E. DE 10 KV
S.E. PRINCIPAL DE FACILIDADES C2-5710-SG-
2012 100.00 241.90 3404.00 2444.00 81.22
S.E. AREA PTARD C2-5790-DS-
2101 99.96 7.40 111.00 63.60 86.77
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES C2-5710-DS-
2021 95.55 16.40 244.70 142.00 86.50
S.E. LAVADERO DE EQUIPO
MINERO
C2-5770-DS-
2091 99.36 39.50 586.30 345.10 86.18
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA C2-5710-DS-
2031 98.57 18.60 268.70 168.10 84.77
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-DS-
2041 98.48 50.20 670.70 532.50 78.32
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5710-DS-
2061 98.13 102.50 1387.00 1054.00 79.62
BARRAS PRINCIPALES EN 0.48 KV
S.E. AREA PTARD C2-5790-MC-
2101 99.32 154.00 110.70 62.50 87.07
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES C2-5710-DP-
2021 100.70 333.30 243.20 137.00 87.13
S.E. LAVADERO DE EQUIPO
MINERO
C2-5770-MC-
2091 100.20 802.90 582.50 328.40 87.11
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA C2-5710-MC-
2031 99.47 377.10 266.70 161.70 85.51
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-SG-
2042 99.76 1020.00 668.90 517.60 79.09
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5740-SG-
2062 98.18 2082.00 1380.00 992.10 81.19
BARRAS MAS ALEJADAS EN 0.23 KV
S.E. AREA PTARD C2-5790-DP-
2101 100.90 152.40 49.80 30.90 85.00
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES C2-5710-UP-
2022 100.00 34.50 11.70 7.25 85.00
S.E. LAVADERO DE EQUIPO
MINERO
C2-5770-LP-
2092 96.28 90.50 29.50 18.30 85.00
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA C2-5710-DP-
2033 94.87 224.80 72.20 44.70 85.00
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-LP-
2043 97.27 100.00 32.90 20.40 85.00
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5780-LP-
2061 94.48 100.40 32.10 19.90 85.00
73
Tabla N°15: Estado de niveles de tensión en barras Escenario N°5 Fase II y
Línea OH-100 Desconectada
4.6.5.2 Resultados Contingencia Línea OH-100 Desconectada
En este escenario no se ha detectado eventos que puedan perjudicar la
estabilidad del sistema, todas las barras se encuentran en los límites
permitidos para el caso de contingencias (+5% y -10% del 𝑉𝑛).
ESTADO DE NIVELES DE TENSION EN BARRAS
UBICACIÓN ID de Barra Tensión
(%Vpu)
Corriente
(A)
Potencia
Activa
(kW)
Potencia
Reactiva
(kVAR)
Factor
de
Potencia
(%FP)
BARRAS EN S.E. DE 34.5 KV
S.E. SAN LUIS C2-5220-SG-001 100.00 115.00 5497.00 4126.00 79.98
S.E. PRINCIPAL DE FACILIDADES C2-5710-SG-
2011 99.45 115.20 5485.00 4093.00 80.14
BARRAS EN S.E. DE 10 KV
S.E. PRINCIPAL DE FACILIDADES C2-5710-SG-
2012 98.53 387.40 5451.00 3740.00 82.46
S.E. AREA PTARD C2-5790-DS-
2101 98.37 7.40 110.10 63.10 86.74
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES C2-5710-DS-
2021 96.90 16.60 240.80 140.10 86.43
S.E. TALLER DE GRUAS Y EQUIPO
LIV.
C2-5750-DS-
2071 96.60 18.20 263.90 151.00 86.80
S.E. TALLER DE SOLDADURA C2-5740-DS-
2051 96.54 40.00 573.20 343.80 85.76
S.E. LAVADERO DE EQUIPO
MINERO
C2-5770-DS-
2091 96.18 56.50 809.30 479.40 86.04
S.E. TALLER ELECTRICO E INSTRUM. C2-5760-DS-
2081 96.15 68.50 981.30 583.30 85.96
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA C2-5710-DS-
2031 97.07 18.70 266.30 167.00 84.72
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-DS-
2041 96.99 50.80 667.30 531.20 78.24
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5710-DS-
2061 96.64 103.50 1377.00 1050.00 79.51
BARRAS PRINCIPALES EN 0.48 KV
S.E. AREA PTARD C2-5790-MC-
2101 97.73 155.20 109.80 62.00 87.05
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES C2-5710-DP-
2021 97.99 337.20 239.20 135.00 87.09
S.E. TALLER DE GRUAS Y EQUIPO C2-5750-MC- 95.60 378.60 262.80 146.50 87.35
74
ESTADO DE NIVELES DE TENSION EN BARRAS
UBICACIÓN ID de Barra Tensión
(%Vpu)
Corriente
(A)
Potencia
Activa
(kW)
Potencia
Reactiva
(kVAR)
Factor
de
Potencia
(%FP)
LIV. 2071
S.E. TALLER DE SOLDADURA C2-5740-MC-
2051 96.94 812.00 568.90 323.50 86.93
S.E. LAVADERO DE EQUIPO
MINERO
C2-5770-MC-
2091 96.17 1147.00 801.60 445.40 87.41
S.E. TALLER ELECTRICO E INSTRUM. C2-5760-MC-
2081 95.26 1392.00 969.80 524.90 87.94
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA C2-5710-MC-
2031 97.93 379.70 264.20 160.40 85.48
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-SG-
2042 98.21 1030.00 665.50 515.90 79.03
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5740-SG-
2062 96.62 2101.00 1369.00 987.00 81.12
BARRAS MAS ALEJADAS EN 0.23 KV
S.E. AREA PTARD C2-5790-DP-
2101 99.20 154.00 49.50 30.70 85.00
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES C2-5710-UP-
2022 100.00 34.50 11.70 7.25 85.00
S.E. LAVADERO DE EQUIPO
MINERO
C2-5770-LP-
2092 92.17 93.00 29.00 18.00 85.00
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA C2-5710-DP-
2033 93.27 227.20 71.80 44.50 85.00
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-LP-
2043 95.70 101.00 32.70 20.30 85.00
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5780-LP-
2061 92.88 101.50 31.90 19.80 85.00
Tabla N°16: Estado de niveles de tensión en barras Escenario N°5 Línea OH-100
Desconectada
4.7 Resultados de Cargabilidad de equipos
4.7.1 Equipos Sobrecargados en Media Tensión
Los equipos que están expuestos a la sobrecarga eléctrica serian todos los
elementos intermediarios entre la fuente principal y las cargas que realizan
trabajo. Estos equipos intermediarios serian principalmente, líneas de
transmisión, transformadores, barras, conductores aislados, etc. En el
75
siguiente cuadro se detalla la potencia, corriente y el porcentaje de
cargabilidad a la cual están expuestos los principales equipos intermediarios
empleados en media tensión para el escenario más crítico (Escenario N°3:
Máxima demanda).
CARGABILIDAD, PERDIDAS Y ALERTAS DE EQUIPOS DE MEDIA TENSION
ID
Potencia
Activa
(kW)
Potencia
Reactiva
(kVAR)
Potencia
Aparente
(kVA)
Corriente
(A)
Capacidad
(A)
Cargabilidad
(%)
Perdidas
(kW)
LINEA OH-100 (E1 -
E5) 8214.00 3938.00
9109.21 152.40 785.30
19.41% 24.40
LINEA 'E' (E1 - E2) 3059.00 1316.00 3330.07 192.60 614.40 31.35% 25.00
LINEA 'P' (P1 - P2) 2331.00 1767.00 2925.04 169.20 614.40 27.54% 16.30
C2-5710-XF-2011 5510.00 2166.00 5920.44 342.00 721.70 47.39% 20.61
C2-5790-XF-2101 110.60 62.50 127.04 154.20 866.00 17.81% 0.30
C2-5710-XF-2021 242.00 136.40 277.79 334.50 866.00 38.63% 1.41
C2-5750-XF-2071 266.30 148.30 304.81 375.30 1804.00 20.80% 0.57
C2-5740-XF-2051 576.90 328.10 663.67 804.40 1804.00 44.59% 2.60
C2-5770-XF-2091 827.00 430.30 932.25 1136.00 2165.00 52.47% 5.22
C2-5760-XF-2081 995.10 41.50 995.96 1200.00 1804.00 66.52% 5.78
C2-5710-XF-2031 268.30 161.30 313.05 378.10 866.00 43.66% 1.80
C2-5740-XF-2041 670.60 517.30 846.94 1021.00 3608.00 28.30% 1.75
C2-5740-XF-2061 1364.00 960.80 1668.42 2040.00 3608.00 56.54% 6.99
Tabla N°17: Resultados de Cargabilidad, Perdidas y Alertas en media tensión.
Como se aprecia en la tabla de resultados de sobrecarga para el escenario más
crítico, no se detectó elementos que peligren la continuidad del servicio.
4.7.2 Equipos Sobrecargados en Baja Tensión
Para el caso de los equipos sobre cargados en baja tensión, solo se emiten
resultados de los que fueron detectados en la simulación debido a la gran
cantidad de circuitos. Los resultados se detallan en el siguiente cuadro:
CARGABILIDAD, PERDIDAS Y ALERTAS DE EQUIPOS DE BAJA TENSION
ID
Potencia
Activa
(kW)
Potencia
Reactiva
(kVAR)
Potencia
Aparente
(kVA)
Corriente
(A)
Capacidad
(A)
Cargabilidad
(%)
Perdidas
(kW)
76
C25710UP2022-P 13.20 0.01 13.20 36.10 32.70 107.34% 0.20
C25770LX2091-P 28.80 18.10 34.00 41.90 32.70 125.69% 0.30
C2-5710-LX-2041 39.40 24.30 46.30 122.50 113.00 103.78% 0.70
Tabla N°18: Resultados de Cargabilidad, Perdidas y Alertas en baja tensión.
Según la simulación en el escenario N°3 de máxima demanda, se ha detectado
que por los conductores C25710UP2022-P y C25770LX2091-P circula una
corriente superior a la ampacidad de estos. Se recomienda la selección del
calibre inmediato superior para ambos casos.
En este mismo escenario el transformador C2-5710-LX-2041 de 45kVA se
encuentra sobrecargado en 103.78% respecto a su potencia aparente, se
recomienda seleccionar un transformador de 75kVA.
CAPÍTULO V
ESTUDIO DE CORTO CIRCUITO
5.1 Metodología
77
El propósito del presente análisis de corto circuito es determinar el comportamiento del
sistema eléctrico en estudio ante la eventualidad de que ocurra alguna falla en las barras y
líneas que conforman dicho sistema, con la finalidad de determinar los ajustes de los
diferentes dispositivos de protección instalados en el sistema. Para detectar las máximas
corrientes de falla en operación normal, se ha definido dos escenarios los cuales estarán
escritos en el numeral 5.4.
5.2 Criterios de diseño
Las barras en baja tensión ingresadas en el software ETAP 16.0 son controladas por
interruptores de la marca EATON fabricadas con la norma American National Standard
Institute, bajo este criterio se evaluarán los resultados obtenidos de corto circuito
aplicando la norma ANSI. En el caso de los interruptores de media tensión, estos fueron
sincerados con la información vendor en donde se indicaba como referencia la norma
International Electrotechnical Commission, por lo anterior, en este caso se empleará la
norma IEC.
5.2.1 Norma ANSI
En los cálculos de corto circuito ANSI / IEEE, se considera tres redes de
impedancia diferentes para calcular las corrientes de corto circuito
momentáneas, interrupción, estado estacionario, y los esfuerzos
correspondientes para diversos dispositivos de protección. Estas redes son: red
de ½ ciclo (red subtransitoria), red de 1.5-4 ciclos (red transitoria) y red de 30
ciclos (red de estado estacionario).
Las verificaciones de las capacidades de los dispositivos fabricados bajo estas
normativas se evaluarán siguiendo el criterio de la siguiente tabla:
CRITERIOS DE EVALUACION
1/2 Ciclo
(Sub-transitoria)
1-1/2 Ciclo
(Transitoria)
30 Ciclos
(Permanente)
Interruptores Media Tensión Capacidad Capacidad NA
Interruptores Baja Tensión Capacidad NA NA
Fusibles Capacidad NA NA
Barras Capacidad NA NA
Tabla N°19: Criterios de evaluación
En el reporte de Capacidad de los Breakers se deberá mostrar la comparación
de la Capacidad de corte Momentánea calculada en la Barra con la Capacidad
del Dispositivo.
78
5.3 Descripción de la Topología del Sistema Eléctrico
El estudio del Sistema Eléctrico para el Proyecto Reubicación de Facilidades fue diseñado
en el software ETAP basado en los diagramas unifilares emitidos por el cliente, esta
Topología del Sistema Eléctrico de Facilidades fue conectado a una red equivalente
calculada con las corrientes de corto circuito (Icc) y relación X/R trifásica y monofásica para
los diferentes escenarios de mínima, promedia y máxima demanda correspondiente a la
barra principal de la celda C2-5220-GS-101 ubicada en la sala eléctrica de la subestación
San Luis (C2-5220-ER-065).
La corriente máxima de corto circuito considera lo siguiente:
- Todos los motores y maquinas en operación contribuyen a la falla.
- El sistema es configurado para la operación de máxima demanda que es la
condición con mayor corriente de corto circuito.
- La pre-falla de tensión es ajustada al 100%.
Estadísticamente las fallas monofásicas a tierra son el tipo de falla con más probabilidad de
ocurrencia en un sistema, mientras que las fallas trifásicas son por lo general el tipo de
fallas que poseen los valores de corriente de corto circuito más elevados, de acuerdo con
esto, el análisis se centrará a los tipos de fallas trifásicas y monofásicas a tierra las cuales
determinarán las corrientes de falla máxima.
5.3.1 Topología de la Red Equivalente
Para el análisis consideramos un primer escenario con la configuración actual y
los valores de corriente de corto circuito correspondientes al año 2018 al cual
denominaremos Escenario de Máxima demanda 2018, mientras que ante
posibles incrementos en el futuro de la potencia de corto circuito y a fin de
verificar la capacidad de soporte de los equipos consideraremos un Escenario
de Máxima Demanda 2026, el cual considerará los valores de corriente de
corto circuito correspondientes al año 2026 en el lado de 34.5 kV.
La red equivalente que representa la barra principal C2-5220-GS-101 tiene los
siguientes parámetros:
PARAMETROS DE LA TOPOLOGIA DE LA RED EQUIVALENTE
Condición Trifásica Monofásica
Icc X/R Icc X/R
79
Máxima Demanda 2018 33.427 kA 15.377 0.3 kA 15.377
Máxima Demanda 2026 36.40 kA 18.03 0.3 kA 18.03
Tabla N°20: Parámetros de la topología de la Red Equivalente.
5.4 Escenarios
Para determinar las corrientes de corto circuito máxima se considera cuando el sistema
eléctrico contribuye mayor corriente en caso de falla, estos escenarios son los de máxima
demanda.
A continuación, se describen los escenarios utilizados en la topología del Sistema Eléctrico
para la emisión de resultados de corto circuito.
- Escenario N°1: Operación de Máxima Demanda 2018 con la fase I en operación.
- Escenario N°2: Operación de Máxima Demanda 2026 con la fase I y fase II en
operación.
En la siguiente tabla se detalla de forma ordenada cada escenario y sus casos de
configuración considerando el cierre y apertura de interruptores para cumplir con los
escenarios descritos previamente.
ESCENARIOS PARA ESTUDIO DE CORTO CIRCUITO AÑO 2018 Y 2026
Escenarios
Condición
de Red
Equivalente
Condición
de Cargas
Fase I
Circuitos
de
Fase II
Banco
Capacitor
Línea
aérea
Relaves
Diagrama de Bloques
Escenario N°1
MAXIMA
DEMANDA
2018
Máxima
Demanda
Close
Máxima
Demanda
Open Close Close
80
ESCENARIOS PARA ESTUDIO DE CORTO CIRCUITO AÑO 2018 Y 2026
Escenarios
Condición
de Red
Equivalente
Condición
de Cargas
Fase I
Circuitos
de
Fase II
Banco
Capacitor
Línea
aérea
Relaves
Diagrama de Bloques
Escenario N°2
MAXIMA
DEMANDA
2026
Máxima
Demanda
Close
Máxima
Demanda
Close Close Close
Tabla N°21: Escenarios para estudio de corto circuito para el año 2018 y 2026.
5.5 Resultados
5.5.1 Resultados del Escenario N°1: Máxima demanda 2018
5.5.1.1 Resultado del cortocircuito trifásico en barras
Los siguientes resultados corresponden a los niveles de corto circuito de las
barras en los niveles de tensión de 34.5kV, 10kV, 0.48kV y 0.23kV
considerando el escenario N°1 de máxima demanda 2018, se utilizarán los
métodos de IEC (34.5 kV, 10 kV) y ANSI (0.48 kV, 0.23 kV) en el caso de media y
baja tensión respectivamente (Esto debido a la norma de fabricación de los
interruptores que controlan estas barras).
En la Tabla N°22 y N°23 se muestra las barras del sistema eléctrico con los
valores de capacidad de corto circuito de las barras y los resultados de corto
circuito de la falla trifásica después de la simulación.
NIVELES DE CORTO CIRCUITO TRIFASICO EN BARRAS ESCENARIO N°1: MAXIMA DEMANDA 2018, NORMA IEC
Nivel de Corto Circuito Capacidad de la barra
UBICACIÓN ID de Barra
Ik''
Symm.
KA rms
Ik
Symm.
KA rms
Asim.
kA rms
Asim.
kA Pico
Sim. kA
rms
Asim.
kA rms
Asim
kA Pico
BARRAS EN S.E. DE 34.5 KV (NORMA IEC)
S.E. PRINCIPAL DE
FACILIDADES C2-5710-SG-2011 12.63 11.89 12.49 27.73 40 41.13 100
BARRAS EN S.E. DE 10 KV (NORMA IEC)
S.E. PRINCIPAL DE
FACILIDADES C2-5710-SG-2012 10.49 9.09 9.87 24.42 31.5 32.39 80
S.E. LAVADERO DE EQUIPO
MINERO C2-5770-DS-2091 4.13 3.7 4 8.7 25 27.08 65
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-DS-2041 5.79 4.68 5.45 12.13 25 27.08 65
81
NIVELES DE CORTO CIRCUITO TRIFASICO EN BARRAS ESCENARIO N°1: MAXIMA DEMANDA 2018, NORMA IEC
Nivel de Corto Circuito Capacidad de la barra
UBICACIÓN ID de Barra
Ik''
Symm.
KA rms
Ik
Symm.
KA rms
Asim.
kA rms
Asim.
kA Pico
Sim. kA
rms
Asim.
kA rms
Asim
kA Pico
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5710-DS-2061 5.04 4.04 4.73 10.41 25 27.08 65
Tabla N°22: Niveles de corto circuito trifásico en barras escenario N°1: máxima
demanda 2018, norma IEC.
NIVELES DE CORTO CIRCUITO TRIFASICO EN BARRAS ESCENARIO N°1: MAXIMA DEMANDA 2018, NORMA ANSI
Nivel de Corto Circuito Capacidad de la barra
UBICACIÓN ID de Barra Symm. KA
rms
Asim. kA
rms
Asim. kA
Pico
Sim. kA
rms
Asim. kA
rms
Asim kA
Pico
BARRAS PRINCIPALES EN 0.48 KV (NORMA ANSI)
S.E. AREA PTARD C2-5790-MC-
2101 16.45 19 32.77 65 81.1 -
S.E. PLATAFORMA DE
ALMACENES
C2-5710-DP-
2021 15.9 18.18 31.29 65 81.1 -
S.E. LAVADERO DE EQUIPO
MINERO
C2-5770-MC-
2091 25.61 31.22 54.08 65 81.1 -
S.E. PLATAFORMA
CONTRATISTA
C2-5710-MC-
2031 17.23 19.54 33.59 65 81.1 -
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-SG-
2042 41.71 53.9 93.13 65 86.5 -
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5740-SG-
2062 44.06 56.06 96.97 65 86.5 -
BARRAS MAS ALEJADAS EN 0.23 KV (NORMA ANSI)
S.E. AREA PTARD C2-5790-DP-
2101 5.08 5.11 7.76 22 27.4 -
S.E. PLATAFORMA DE
ALMACENES
C2-5710-UP-
2022 0.17 0.17 0.17 22 27.4 -
S.E. LAVADERO DE EQUIPO
MINERO C2-5770-LP-2092 2.66 2.66 3.91 22 27.4 -
S.E. PLATAFORMA
CONTRATISTA
C2-5710-DP-
2033 6.68 7.13 11.95 22 27.4 -
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-LP-2043 4.75 4.77 7.17 22 27.4 -
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5780-LP-2061 3.07 1 3.08 22 27.4 -
Tabla N°23: Niveles de corto circuito trifásico en barras escenario N°1: máxima
demanda 2018, norma ANSI.
Según los resultados de la Tabla N°22 y N°23 las barras se dimensionaron
apropiadamente para soportar una máxima corriente de corto circuito en los
diferentes niveles de tensión.
Las barras de baja tensión controladas por interruptores de la marca EATON
fueron fabricadas bajo la norma ANSI, por este motivo, en la emisión de
82
resultados del software ETAP 16.0 (simulado en la misma norma), no
contempla el cálculo de la corriente de corto circuito asimétrica pico.
5.5.1.2 Resultado del cortocircuito trifásico en interruptores de potencia
Los siguientes resultados corresponden a los niveles de corto circuito trifásico
de los interruptores principales en los niveles de tensión de 34.5kV, 10kV,
0.48kV y 0.23kV considerando el escenario N°1 de máxima demanda para las
normas IEC Y ANSI en el caso de media y baja tensión respectivamente.
NIVELES DE CORTO CIRCUITO EN INTERRUPTORES ESCENARIO N°1: MAXIMA DEMANDA 2018
Nivel de Corto Circuito Capacidad del Dispositivo
UBICACIÓN ID de Barra Symm.
KA rms
Asim. kA
rms
Asim. kA
Pico
Sim. kA
rms
Asim. kA
rms
Asim kA
Pico
INTERRUPTORES EN S.E. DE 34.5 KV (NORMA IEC)
S.E. PRINCIPAL DE
FACILIDADES 5710SG2011 14.33 14.33 30.91 40.00 41.13 100.00
INTERRUPTORES EN S.E. DE 10 KV (NORMA IEC)
S.E. PRINCIPAL DE
FACILIDADES
5710SG2012-
K01 9.87 9.87 24.42 31.50 32.39 80.00
S.E. PRINCIPAL DE
FACILIDADES
5710SG2012-
K02 9.87 9.87 24.42 31.50 32.39 80.00
S.E. PRINCIPAL DE
FACILIDADES
5710SG2012-
K03 9.87 9.87 24.42 31.50 32.39 80.00
S.E. PRINCIPAL DE
FACILIDADES
5710SG2012-
K04 9.87 9.87 24.42 31.50 32.39 80.00
S.E. PRINCIPAL DE
FACILIDADES
5710SG2012-
K05 9.87 9.87 24.42 31.50 32.39 80.00
S.E. LAVADERO DE
EQUIPO MINERO 5770DS2091 4.00 4.00 8.70 25.00 27.08 65.00
S.E. TALLER DE LLANTAS 5740DS2041 5.45 5.45 12.13 25.00 27.08 65.00
S.E. TALLER DE
VOLQUETES 5710DS2061 4.73 4.73 10.41 25.00 27.08 65.00
INTERRUPTORES PRINCIPALES EN 0.48 KV (NORMA ANSI)
S.E. AREA PTARD 5790MC2101 16.45 19.00 32.77 65.00 81.10 -
S.E. PLATAFORMA DE
ALMACENES 5710DP2021 15.90 18.18 31.29 65.00 81.10 -
S.E. LAVADERO DE
EQUIPO MINERO 5770MC2091 25.61 31.22 54.08 65.00 81.10 -
S.E. PLATAFORMA
CONTRATISTA 5710MC2031 17.23 19.54 33.59 65.00 81.10 -
S.E. TALLER DE LLANTAS 5740SG2042 41.71 53.90 93.13 65.00 86.50 -
S.E. TALLER DE
VOLQUETES 5740SG2062 44.06 56.06 96.97 65.00 86.50 -
Tabla N°24: Niveles de corto circuito en interruptores escenario N°1: máxima
demanda 2018.
83
Según los resultados de la Tabla N°24 los interruptores se dimensionaron
correctamente para soportar la máxima corriente de corto circuito en los
diferentes niveles de tensión.
5.5.1.3 Resultado del cortocircuito monofásico en barras
NIVELES DE CORTO CIRCUITO MONOFASICO EN BARRAS ESCENARIO N°1: MAXIMA DEMANDA 2018,
NORMA IEC
Nivel de Corto Circuito
UBICACIÓN ID de Barra
Ik'' Ip Ib Ik
Symm. KA
rms Asim. kA Pico
Symm. KA
rms Symm. KA rms
BARRAS EN S.E. DE 34.5 KV (NORMA IEC)
S.E. PRINCIPAL DE
FACILIDADES C2-5710-SG-2011 0.291 0.640 0.291 0.291
BARRAS EN S.E. DE 10 KV (NORMA IEC)
S.E. PRINCIPAL DE
FACILIDADES C2-5710-SG-2012 0.060 0.141 0.060 0.060
S.E. LAVADERO DE
EQUIPO MINERO C2-5770-DS-2091 0.060 0.127 0.060 0.060
S.E. TALLER DE
LLANTAS C2-5740-DS-2041 0.060 0.126 0.060 0.060
S.E. TALLER DE
VOLQUETES C2-5710-DS-2061 0.060 0.124 0.060 0.060
Tabla N°25: Niveles de corto circuito monofásico en barras escenario N°1:
máxima demanda 2018, norma IEC.
NIVELES DE CORTO CIRCUITO MONOFASICO EN BARRAS ESCENARIO N°1: MAXIMA DEMANDA 2018,
NORMA ANSI
Tensión en barra de origen Nivel de Corto
Circuito
UBICACIÓN ID de Barra Va
%Vn
Vb
%Vn
Vc
%Vn
Ia
Symm.
KA rms
3I0
Asim. kA
rms
BARRAS PRINCIPALES EN 0.48 KV (NORMA ANSI)
S.E. AREA PTARD C2-5790-MC-2101 0.000 98.830 99.850 16.669 16.669
S.E. PLATAFORMA DE
ALMACENES C2-5710-DP-2021 0.000 98.650 98.730 16.328 16.328
S.E. LAVADERO DE EQUIPO
MINERO C2-5770-MC-2091 0.000 98.230 99.010 26.355 26.355
S.E. PLATAFORMA
CONTRATISTA C2-5710-MC-2031 0.000 100.020 100.660 17.118 17.118
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-SG-2042 0.000 97.670 94.540 45.405 45.405
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5740-SG-2062 0.000 98.590 94.040 47.619 47.619
BARRAS MAS ALEJADAS EN 0.23 KV (NORMA ANSI)
S.E. AREA PTARD C2-5790-DP-2101 0.000 96.610 117.870 4.483 4.483
S.E. PLATAFORMA DE
ALMACENES C2-5710-UP-2022 0.000 107.900 151.720 0.112 0.112
S.E. LAVADERO DE EQUIPO C2-5770-LP-2092 0.000 104.530 107.140 2.373 2.373
84
NIVELES DE CORTO CIRCUITO MONOFASICO EN BARRAS ESCENARIO N°1: MAXIMA DEMANDA 2018,
NORMA ANSI
Tensión en barra de origen Nivel de Corto
Circuito
UBICACIÓN ID de Barra Va
%Vn
Vb
%Vn
Vc
%Vn
Ia
Symm.
KA rms
3I0
Asim. kA
rms
MINERO
S.E. PLATAFORMA
CONTRATISTA C2-5710-DP-2033 0.000 107.320 105.430 5.892 5.892
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-LP-2043 0.000 100.760 92.100 5.119 5.119
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5780-LP-2061 0.000 101.490 95.520 3.170 3.170
Tabla N°26: Niveles de corto circuito monofásico en barras escenario N°1:
máxima demanda 2018, norma ANSI.
5.5.2 Resultados del Escenario N°2: Máxima demanda 2026
5.5.2.1 Resultado del cortocircuito trifásico en barras
Los siguientes resultados corresponden a los niveles de corto circuito trifásico
de las barras en los niveles de tensión de 34.5kV, 10kV, 0.48kV y 0.23kV
considerando el escenario N°2 de máxima demanda 2026 para la norma IEC Y
ANSI en el caso de media y baja tensión respectivamente.
NIVELES DE CORTO CIRCUITO TRIFASICO EN BARRAS ESCENARIO N°2: MAXIMA DEMANDA 2026, NORMA
IEC
Nivel de Corto Circuito Capacidad de la barra
UBICACIÓN ID de Barra
Ik''
Symm.
KA rms
Ik
Symm.
KA rms
Asim.
kA rms
Asim.
kA
Pico
Sim.
kA
rms
Asim.
kA rms
Asim
kA
Pico
BARRAS EN S.E. DE 34.5 KV (NORMA IEC)
S.E. PRINCIPAL DE
FACILIDADES C2-5710-SG-2011 12.98 11.88 12.85 28.68 40 41.13 100
BARRAS EN S.E. DE 10 KV (NORMA IEC)
S.E. PRINCIPAL DE
FACILIDADES C2-5710-SG-2012 10.55 9.09 9.93 25.67 31.5 32.39 80
S.E. TALLER DE GRUAS Y
EQUIPO C2-5750-DS-2071 5.65 4.36 5.71 11.83 25 27.08 65
S.E. TALLER DE
SOLDADURA C2-5740-DS-2051 5.5 4.25 5.58 11.52 25 27.08 65
S.E. LAVADERO DE
EQUIPO MINERO C2-5770-DS-2091 4.8 3.69 4.89 9.96 25 27.08 65
S.E. TALLER ELECTRICO E
INSTRU. C2-5760-DS-2081 4.69 3.62 4.79 9.73 25 27.08 65
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-DS-2041 5.88 4.68 6.15 12.38 25 27.08 65
S.E. TALLER DE
VOLQUETES C2-5710-DS-2061 5.07 4.35 5.38 10.58 25 27.08 65
85
Tabla N°27: Niveles de corto circuito trifásico en barras escenario N°2: máxima
demanda 2026, Norma IEC.
NIVELES DE CORTO CIRCUITO TRIFASICO EN BARRAS ESCENARIO N°2: MAXIMA DEMANDA 2026, NORMA
ANSI
Nivel de Corto Circuito Capacidad de la barra
UBICACIÓN ID de Barra Symm.
KA rms
Asim. kA
rms
Asim. kA
Pico
Sim. kA
rms
Asim. kA
rms
Asim kA
Pico
BARRAS PRINCIPALES EN 0.48 KV (NORMA ANSI)
S.E. AREA PTARD C2-5790-MC-2101 16.51 19.06 32.87 65 81.1 -
S.E. PLATAFORMA DE
ALMACENES C2-5710-DP-2021 16.16 18.45 31.75 65 81.1 -
S.E. TALLER DE GRUAS Y
EQUIPO C2-5750-MC-2071 22.51 27.14 46.99 65 81.1
S.E. TALLER DE
SOLDADURA C2-5740-MC-2051 23.95 28.91 50.07 65 81.1
S.E. LAVADERO DE
EQUIPO MINERO C2-5770-MC-2091 28.44 34.53 59.79 65 81.1 -
S.E. TALLER ELECTRICO E
INSTRU. C2-5760-MC-2081 25.03 31.03 53.73 65 81.1
S.E. PLATAFORMA
CONTRATISTA C2-5710-MC-2031 17.19 19.4 33.31 65 81.1 -
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-SG-2042 41.89 53.91 93.17 65 86.5 -
S.E. TALLER DE
VOLQUETES C2-5740-SG-2062 43.36 53.26 93.94 65 86.5 -
BARRAS MAS ALEJADAS EN 0.23 KV (NORMA ANSI)
S.E. AREA PTARD C2-5790-DP-2101 5.08 5.12 7.77 22 27.4 -
S.E. PLATAFORMA DE
ALMACENES C2-5710-UP-2022 0.17 0.17 0.17 22 27.4 -
S.E. LAVADERO DE
EQUIPO MINERO C2-5770-LP-2092 2.67 2.67 3.92 22 27.4 -
S.E. PLATAFORMA
CONTRATISTA C2-5710-DP-2033 6.07 6.16 9.66 22 27.4 -
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-LP-2043 1.85 1.85 2.62 22 27.4 -
S.E. TALLER DE
VOLQUETES C2-5780-LP-2061 1.51 1.51 2.13 22 27.4 -
Tabla N°28: Niveles de corto circuito trifásico en barras escenario N°2: máxima
demanda 2026, norma ANSI.
Según los resultados de la Tabla N°27 y N°28 las barras se dimensionaron
apropiadamente para soportar una máxima corriente de corto circuito en los
diferentes niveles de tensión.
5.5.2.2 Resultado del cortocircuito trifásico en interruptores de potencia
Los siguientes resultados corresponden a los niveles de corto circuito trifásico
de los interruptores principales en los niveles de tensión de 34.5kV, 10kV,
86
0.48kV y 0.23kV considerando el escenario N°2 de máxima demanda 2026 para
las normas IEC Y ANSI en el caso de media y baja tensión respectivamente.
NIVELES DE CORTO CIRCUITO EN INTERRUPTORES ESCENARIO N°2: MAXIMA DEMANDA 2026
Nivel de Corto Circuito Capacidad del Dispositivo
UBICACIÓN ID de Barra Symm.
KA rms
Asim. kA
rms
Asim. kA
Pico
Sim. kA
rms
Asim. kA
rms
Asim kA
Pico
INTERRUPTORES EN S.E. DE 34.5 KV (NORMA IEC)
S.E. PRINCIPAL DE
FACILIDADES 5710SG2011 14.90 14.90 32.30 40.00 41.13 100.00
INTERRUPTORES EN S.E. DE 10 KV (NORMA IEC)
S.E. PRINCIPAL DE
FACILIDADES
5710SG2012-
K01 9.93 9.93 24.57 31.50 32.39 80.00
S.E. PRINCIPAL DE
FACILIDADES
5710SG2012-
K02 9.93 9.93 24.57 31.50 32.39 80.00
S.E. PRINCIPAL DE
FACILIDADES
5710SG2012-
K03 9.93 9.93 24.57 31.50 32.39 80.00
S.E. PRINCIPAL DE
FACILIDADES
5710SG2012-
K04 9.93 9.93 24.57 31.50 32.39 80.00
S.E. PRINCIPAL DE
FACILIDADES
5710SG2012-
K05 9.93 9.93 24.57 31.50 32.39 80.00
S.E. TALLER DE GRUAS Y
EQUIPO 5750DS2071 5.71 5.71 11.82 25.00 27.08 65.00
S.E. TALLER DE
SOLDADURA 5740DS2051 5.58 5.58 11.49 25.00 27.08 65.00
S.E. LAVADERO DE
EQUIPO MINERO 5770DS2091 4.89 4.89 9.94 25.00 27.08 65.00
S.E. TALLER ELECTRICO E
INSTRU. 5760DS2081 4.79 4.79 9.70 25.00 27.08 65.00
S.E. TALLER DE LLANTAS 5740DS2041 6.15 6.15 12.21 25.00 27.08 65.00
S.E. TALLER DE
VOLQUETES 5710DS2061 5.38 5.38 10.39 25.00 27.08 65.00
INTERRUPTORES PRINCIPALES EN 0.48 KV (NORMA ANSI)
S.E. AREA PTARD 5790MC2101 16.51 19.06 32.87 65.00 81.10 -
S.E. PLATAFORMA DE
ALMACENES 5710DP2021 16.16 18.45 31.75 65.00 81.10 -
S.E. TALLER DE GRUAS Y
EQUIPO 5750MC2071 22.51 27.14 46.99 65.00 81.10 -
S.E. TALLER DE
SOLDADURA 5740MC2051 23.95 28.91 50.07 65.00 81.10 -
S.E. LAVADERO DE
EQUIPO MINERO 5770MC2091 28.44 34.53 59.79 65.00 81.10 -
S.E. TALLER ELECTRICO E
INSTRU. 5760MC2081 25.03 31.03 53.73 65.00 81.10 -
S.E. PLATAFORMA
CONTRATISTA 5710MC2031 17.19 19.40 33.31 65.00 81.10 -
S.E. TALLER DE LLANTAS 5740SG2042 41.89 53.91 93.17 65.00 86.50 -
S.E. TALLER DE
VOLQUETES 5740SG2062 43.36 53.26 93.94 65.00 86.50 -
87
Tabla N°29: Niveles de corto circuito en interruptores escenario N°2: máxima
demanda 2026.
Según los resultados de la Tabla N°29. Los interruptores se dimensionaron
correctamente para soportar la máxima corriente de corto circuito en los
diferentes niveles de tensión.
5.5.2.3 Resultado del cortocircuito monofásico en barras
Tabla N°30: Niveles de corto circuito monofásico en barras escenario N°2: máxima demanda
2026, Norma IEC
NIVELES DE CORTO CIRCUITO MONOFASICO EN BARRAS ESCENARIO N°2: MAXIMA DEMANDA 2026, NORMA
ANSI
Tension en barra de origen Nivel de Corto
Circuito
UBICACIÓN ID de Barra Va
%Vn
Vb
%Vn
Vc
%Vn
Ia
Symm. KA
rms
3I0
Asim. kA
rms
BARRAS PRINCIPALES EN 0.48 KV (NORMA ANSI)
S.E. AREA PTARD C2-5790-MC-2101 0.000 98.940 99.880 16.720 16.720
S.E. PLATAFORMA DE
ALMACENES C2-5710-DP-2021 0.000 98.930 98.880 16.489 16.489
S.E. TALLER DE GRUAS Y
EQUIPO C2-5750-MC-2071 0.000 98.930 98.880 16.489 16.489
S.E. TALLER DE
SOLDADURA C2-5740-MC-2051 0.000 100.630 99.740 23.859 23.859
NIVELES DE CORTO CIRCUITO MONOFASICO EN BARRAS ESCENARIO N°2: MAXIMA DEMANDA 2026,
NORMA IEC
Nivel de Corto Circuito
UBICACIÓN ID de Barra Ik'' Ip Ib Ik
Symm. KA rms Asim. kA Pico Symm. KA rms Symm. KA rms
BARRAS EN S.E. DE 34.5 KV (NORMA IEC)
S.E. PRINCIPAL DE
FACILIDADES C2-5710-SG-2011 0.292 0.639 0.292 0.292
BARRAS EN S.E. DE 10 KV (NORMA IEC)
S.E. PRINCIPAL DE
FACILIDADES C2-5710-SG-2012 0.060 0.139 0.060 0.060
S.E. TALLER DE GRUAS Y
EQUIPO C2-5750-DS-2071 0.060 0.126 0.060 0.060
S.E. TALLER DE
SOLDADURA C2-5740-DS-2051 0.060 0.126 0.060 0.060
S.E. LAVADERO DE
EQUIPO MINERO C2-5770-DS-2091 0.060 0.125 0.060 0.060
S.E. TALLER ELECTRICO E
INSTRU. C2-5760-DS-2081 0.060 0.125 0.060 0.060
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-DS-2041 0.060 0.125 0.060 0.060
S.E. TALLER DE
VOLQUETES C2-5710-DS-2061 0.060 0.124 0.060 0.060
88
S.E. LAVADERO DE EQUIPO
MINERO C2-5770-MC-2091 0.000 99.690 100.220 18.017 18.017
S.E. TALLER ELECTRICO E
INSTRU. C2-5760-MC-2081 0.000 100.580 99.180 28.084 28.084
S.E. PLATAFORMA
CONTRATISTA C2-5710-MC-2031 0.000 100.090 100.680 17.153 17.153
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-SG-2042 0.000 97.790 94.580 45.678 45.678
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5740-SG-2062 0.000 98.710 94.090 47.864 47.864
BARRAS MAS ALEJADAS EN 0.23 KV (NORMA ANSI)
S.E. AREA PTARD C2-5790-DP-2101 0.000 96.630 117.860 4.484 4.484
S.E. PLATAFORMA DE
ALMACENES C2-5710-UP-2022 0.000 107.900 151.720 0.112 0.112
S.E. LAVADERO DE EQUIPO
MINERO C2-5770-LP-2092 0.000 104.640 107.110 2.376 2.376
S.E. PLATAFORMA
CONTRATISTA C2-5710-DP-2033 0.000 104.640 107.110 2.376 2.376
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-LP-2043 0.000 100.770 92.100 5.120 5.120
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5780-LP-2061 0.000 101.500 95.520 3.171 3.171
Tabla N°31: Niveles de corto circuito monofásico en barras escenario N°2: máxima
demanda 2026, Norma ANSI.
CAPÍTULO VI
ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO
6.1 Criterios de Diseño
Para el estudio del aislamiento se tomará las normas de ANSI/IEEE, IEC para los niveles de
tensión de 34.5, 10 KV y para el estudio de aislamiento en tensiones de 0.48KV se tomará
como referencia la norma NETA 2011.
El diseño del aislamiento para los niveles de tensión 34.5, 10, 0.48 kV se efectúa
considerando los siguientes criterios:
89
6.1.1 Consideraciones generales climatológicas y físicas del Sistema Eléctrico
La condición climatológica de la zona referida al proyecto se tomará como
referencia a información proporcionada por el cliente, planos del sistema
eléctrico de potencia en estudio, para la comprobación de su optimo diseño.
6.1.2 Parámetros de diseño de aislamiento y sobretensiones
- Determinación de niveles básicos de aislamiento normalizados para la
tensión asignadas: de acuerdo con lo recomendado por la norma IEEE
1313.1-1.
- Determinación de Tensión critica disruptiva por sobretensión de
impulso.
- Determinación de Tensión critica disruptiva por sobretensiones de
frecuencia industrial.
- Determinación de Tensión disruptiva bajo lluvia a frecuencia de
servicio (Uc)
- Determinación de la longitud de fuga (lf).
6.1.3 Consideraciones generales de diseño para la selección de pararrayos
El criterio aplicado para el estudio contempla determinar la tensión máxima de
operación continua (MCOV, máximum continue soperating voltagerating) y
sobre voltaje temporal (TOV, temporary over voltage) y la determinación del
margen de protección (MP%, por encima del orden del 20%.), de los cuales se
considerará el resultado más alto para la máxima tensión de operación como
punto de partida en la selección del pararrayos.
El pararrayos será del tipo Oxido Metálico de alta confiabilidad contra
sobretensiones y capaz de soportar periodos prolongados sobretensiones
temporales propias de la operación de la red, mientras permanecen eléctrica y
térmicamente estables. Se considerará la norma IEC 60099.
6.2 Bases del cálculo
6.2.1 Condiciones medioambientales
Las condiciones climatológicas de la zona referida al proyecto están presentes
en el siguiente listado:
- Altitud : 2700 m.s.n.m
- Temperatura ambiente mínima absoluta : -5°C
90
- Temperatura ambiente máxima absoluta : 30°C
- Temperatura ambiente promedio : 10 °C
- Densidad del aire : 0.695 kg/m3
- Polución del ambiente : Muy Pesada.
- Nivel isoceráunico : 20 días/tormenta eléctrica al
año.
6.3 Calculo de niveles de Aislamiento para la tensión de 34.5kV
Se realizará la secuencia detallada de cálculo para el nivel de tensión correspondiente a
34.5 kV.
6.3.1 Tensión Máxima
Se considera hasta 10% por encima de la tensión nominal de servicio según el
CNE Suministros 2011:
𝑈𝑚 = 1.10 ∗ 34.5𝑘𝑉 = 37.95𝑘𝑉
6.3.2 Tensión Máxima corregida
La tensión máxima es corregida por consideraciones referentes a temperatura,
altura sobre el nivel del mar y el tipo de conexión del sistema eléctrico que
alimenta al sistema.
Factor de corrección por temperatura (Ft):
𝐹𝑡 =273+𝑡
313 (Ec. 11)
Donde:
- t: temperatura máxima absoluta (30°C, condición más crítica para el
cálculo).
- Ft: factor de corrección por temperatura.
𝐹𝑡 = 0.968
Factor de corrección por altura (Fh):
𝐹ℎ = 1 + 1.25. (𝐻 − 1000). 10−4 (Ec. 12)
- H (m): altura sobre el nivel del mar (2700 msnm).
91
- Fh: factor de corrección por altura.
𝐹ℎ = 1.213
Factor de corrección por tipo de sistema eléctrico Fp:
- 1.25 para sistemas de 4 conductores con puesta a tierra múltiple.
- 1.45 para sistemas de 3 conductores con neutro sólidamente puesto a tierra.
- 1.70 para sistemas de 3 conductores con neutro a tierra a través de una
impedancia.
- 1.73 para sistemas delta aislados.
La tensión máxima corregida (Umc):
𝑈𝑚𝑐 = 𝐹𝑡. 𝐹ℎ. 𝐹𝑝.𝑈𝑚
1.7321 (Ec. 13)
- Ft : factor de corrección por temperatura (0.968).
- Fh : factor de corrección por altura (1.213).
- Fp : factor de corrección por tipo de sistema (sistema delta aislado:
1.70).
- Um : tensión máxima (37.95 kV).
- Umc : tensión máxima corregida.
𝑈𝑚𝑐 = 43.734 𝑘𝑉
6.3.3 Niveles básicos de aislamiento normalizados
Para el nivel de tensión obtenido tomamos el valor inmediato superior
estandarizado en 48.3 kV según la tabla 2 de la norma IEEE 1313.1-1.
Obtenemos de la tabla indicada los siguientes valores:
- Tensión normalizada de corta duración a frecuencia industrial: 95kV
- Tensión normalizada de impulso : 250kV
La selección de esta tensión será utilizada como datos de entrada para el
cálculo de aislamiento por sobretensiones de impulso y de frecuencia
industrial a fin de obtener el resultado de las condiciones más severas.
92
Tabla N°32: Niveles de tensión estándar según STD IEEE 1313 .1 para clase 1,
(15kV <Um<242kV).
En el caso de equipos fabricados bajo la norma IEC se deberá de considerar la
siguiente tabla.
93
Tabla N°33: Niveles de tensión estándar según IEC 60071-1 Insulation Co-
Ordination - Definitions, principles and rules.
En el caso de los equipos fabricados con la norma IEC se empleara el nivel de
tensión de 36kV de línea sin derrateo para el caso de las celdas GIS.
6.3.4 Tensión critica disruptiva por sobretensión de impulso
𝐶𝐹𝑂𝑖 =𝐵𝐼𝐿
(1−𝑁.𝜎).δo (Ec. 14)
- BIL: Tensión normalizada de impulso (250kV).
- N: Numero de desviaciones estándar sobre la media por sobretensión de
impulso (1.2). Este valor es obtenido de la curva de distribución probabilidad
de disrupción recomendada por EPRI (Transmission line reference book 345
and above. Segunda edición, 1987).
- σ: Desviación estándar (2%). Este valor está normalizado con respecto al CFO,
y es únicamente experimental. Los valores empleados típicamente son: σ =
2% por recomendaciones de EPRI (Transmission line reference book 345 and
above. Segunda edición, 1987).
- δo: Densidad relativa del aire corregida para 30°C y a 2700 msnm
(0.778/1.247=0.624).
- 𝐶𝐹𝑂𝑖: Tensión critica disruptiva por sobretensión de impulso.
𝐶𝐹𝑂𝑖 = 410.493 𝑘𝑉
La selección de esta tensión será utilizada como datos de entrada para el cálculo de
aislamiento por sobretensiones de impulso y de frecuencia industrial a fin de obtener
el resultado de las condiciones más severas.
6.3.5 Tensión critica disruptiva por sobretensiones de frecuencia industrial
𝐶𝐹𝑂𝑓 = 𝐹𝑠.√2.𝑈𝑓
√3.(1−𝑁.𝜎) .
1
𝐹𝑙.𝐹ℎ𝑢.𝛿𝑜 (Ec. 14)
- Uf: Tensión normalizada de corta duración a frecuencia industrial (95 kV).
- Fs: Factor de sobretensión (1.5).
- N: Numero de desviaciones estándar sobre la media por sobretensión a
frecuencia industrial (3). Este valor es obtenido de la curva de distribución
probabilidad de disrupción recomendada por EPRI (Transmission line
reference book 345 and above. Segunda edición, 1987).
94
- σ: Desviación estándar (2%). Este valor está normalizado con respecto al CFO,
y es únicamente experimental. Los valores empleados típicamente son: σ =
2% por recomendaciones de EPRI (Transmission line reference book 345 and
above. Segunda edición, 1987).
- Fl: Factor de lluvia según el Dirección General de Electricidad del MEM. (0.95).
- Fhu: Factor de humedad para tensiones de servicio menores a 72.5kV (1.0).
- δo: Densidad relativa del aire corregida para 30°C y a 2700 msnm
(0.778/1.247=0.624).
- 𝐶𝐹𝑂𝑓: Tensión critica disruptiva por sobretensión a frecuencia industrial.
𝐶𝐹𝑂𝑓 = 208.801 𝑘𝑉
6.3.6 Tensión disruptiva bajo lluvia a frecuencia de servicio
𝑈𝑐 = 2.10 . (𝑈𝑚𝑐 + 5) (Ec. 15)
- Umc: Tensión máxima corregida (43.734 kV).
- Uc: tensión disruptiva bajo lluvia.
𝑈𝑐 = 102.341 𝑘𝑉
6.3.7 Calculo de la longitud de fuga para aislamiento
Se utiliza la siguiente expresión:
𝐿𝑓 = 𝑁𝑐 . 𝑈𝑚 (Ec. 16)
- Um: Tensión máxima (37.95 kV).
- Nc: Longitud de fuga especificado en la tabla 3, según la norma IEC
60071-2 (31 mm/kV) para un nivel de contaminación “muy pesado”.
- Lf: Longitud de fuga.
𝐿𝑓 = 1176.450 𝑚𝑚
95
Tabla N°34: Distancia de fuga mínima a considerar según el tipo del medio
físico de la instalación.
6.3.8 Resumen de resultados de aislamiento en 34.5kV
Todos los equipos involucrados en el aislamiento del sistema en estudio con
tensiones nominales de 34.5 kV. Deberán cumplir como mínimo los siguientes
requisitos:
COMPARACION DE RESULTADOS DE AISLAMIENTO PARA 34.5 KV
Tensión
nominal
(kV)
Tensión
normalizada
de impulso
(BIL)
(kV)
CFO
sobretensión
de impulso
(kV)
CFO
frecuencia
industrial
(kV)
Tensión
disruptiva
bajo lluvia
(kV)
Longitud
de la
línea de
fuga
(mm)
Calculado 36.00 250.00 (IEEE)
170.00 (IEC) 410.49 208.80 102.34 1176.45
Equipamiento
Tensión
nominal
(kV)
Tensión
normalizada
de impulso
(BIL)
CFO
sobretensión
de impulso
(kV)
CFO
frecuencia
industrial
(kV)
Tensión
disruptiva
bajo lluvia
(kV)
Longitud
de la
línea de
fuga
Cumple /
No
Cumple
96
(kV) (mm)
Transformador
34.5/10kV 36.00 250.00 - - - -
4 Aisladores ANSI
C29.2 40.00 NA 500.00 320.00 200.00 1200.00
Celda GIS 34.5KV 36.00 170.00 (IEC) NA 70.00 N/A -
Tabla N°35: Comparación de Resultado de aislamiento para tensión de 34.5 kV.
6.4 Calculo de niveles de Aislamiento para la tensión de 10kV
Se realizará la secuencia detallada de cálculo para el nivel de tensión correspondiente a 10
kV.
6.4.1 Tensión Máxima
Se considera hasta 10% por encima de la tensión nominal de servicio según el
CNE Suministros 2011:
𝑈𝑚 = 1.10 ∗ 10 𝑘𝑉 = 11 𝑘𝑉
6.4.2 Tensión Máxima Corregida
La tensión máxima es corregida por consideraciones referentes a temperatura,
altura sobre el nivel del mar y el tipo de conexión del sistema eléctrico.
Factor de corrección por temperatura (Ft):
𝐹𝑡 =273 + 𝑡
313
𝐹𝑡 = 0.968
Factor de corrección por altura (Fh):
𝐹ℎ = 1 + 1.25. (𝐻 − 1000). 10−4
𝐹ℎ = 1.213
- Factor de corrección por tipo de sistema eléctrico Fp:
- 1.25 para sistemas de 4 conductores con puesta a tierra múltiple.
- 1.45 para sistemas de 3 conductores con neutro sólidamente puesto a
tierra.
- 1.70 para sistemas de 3 conductores con neutro a tierra a través de
una impedancia.
- 1.73 para sistemas delta aislados.
La tensión máxima corregida (Umc):
97
𝑈𝑚𝑐 = 𝐹𝑡. 𝐹ℎ. 𝐹𝑝.𝑈𝑚
1.7321
𝑈𝑚𝑐 = 12.677 𝑘𝑉
6.4.3 Niveles básicos de aislamiento normalizados
Para el nivel de tensión obtenido tomamos el valor inmediato superior
estandarizado en 15kV según la tabla 5 de la norma IEEE 1313.1-1. Obtenemos
de la tabla indicada los siguientes valores:
- Tensión normalizada de corta duración a frecuencia industrial: 34kV.
- Tensión normalizada de impulso : 110kV.
La selección de esta tensión será utilizada como datos de entrada para el
cálculo de aislamiento por sobretensiones de impulso y de frecuencia
industrial a fin de obtener el resultado de las condiciones más severas.
Tabla N°36: Niveles de tensión estándar según STD IEEE 1313 .1 para clase 1,
(15kV <Um<242kV).
En el caso de equipos fabricados bajo la norma IEC se deberá de considerar la siguiente
tabla:
98
Tabla N°37: Niveles de tensión estándar según IEC 60071-1 Insulation Co-
Ordination - Definitions, principles and rules.
En el caso de los equipos fabricados con la norma IEC se empleará el nivel de tensión
de 10kV de línea sin derrateo para el caso de las celdas GIS.
6.4.4 Tensión critica disruptiva por sobretensión de impulso
𝐶𝐹𝑂𝑖 =𝐵𝐼𝐿
(1 − 𝑁. 𝜎). δo
𝐶𝐹𝑂𝑖 = 180.617𝑘𝑉
6.4.5 Tensión critica disruptiva por sobretensión de frecuencia industrial
𝐶𝐹𝑂𝑓 = 𝐹𝑠.√2. 𝑈𝑓
√3. (1 − 𝑁. 𝜎) .
1
𝐹𝑙. 𝐹ℎ. 𝛿𝑜
𝐶𝐹𝑂𝑓 = 74.729 𝑘𝑉
6.4.6 Tensión critica disruptiva bajo lluvia a frecuencia de servicio
99
𝑈𝑐 = 2.10 . (𝑈𝑚𝑐 + 5)
𝑈𝑐 = 37.122 𝑘𝑉
6.4.7 Calculo de la longitud de fuga para aislamiento
Se utiliza la siguiente expresión:
𝐿𝑓 = 𝑁𝑐 . 𝑈𝑚
𝐿𝑓 = 341 𝑚𝑚
6.4.8 Resumen de resultados de aislamiento en 10kV
Todos los equipos involucrados en el aislamiento del sistema en estudio con tensiones
nominales de 10 kV. Deberán cumplir como mínimo los siguientes requisitos:
COMPARACIÓN DE RESULTADOS DE AISLAMIENTO PARA 34.5 KV
Tensión
nominal
(kV)
Tensión
normalizada de
impulso (BIL)
(kV)
CFO
sobretensión
de impulso
(kV)
CFO
frecuencia
industrial
(kV)
Tensión
disruptiva
bajo lluvia
(kV)
Longitud
de la
línea de
fuga
(mm)
Calculado 10.00 110.00 (IEEE)
95 (IEC) 180.62 74.73 37.12 341.00
Equipamiento
Tensión
nominal
(kV)
Tensión
normalizada de
impulso (BIL)
(kV)
CFO
sobretensión
de impulso
(kV)
CFO
frecuencia
industrial
(kV)
Tensión
disruptiva
bajo lluvia
(kV)
Longitud
de la
línea de
fuga
(mm)
Cumple /
No
Cumple
Transformador
10/0.48kV 10.00 125.00 - - - -
2 Aisladores ANSI
C29.2 20.00 NA 250 160.00 100.00 600.00
Celda GIS 15KV 15.00 95 (IEC) NA 36.00 N/A -
Tabla N°38: Comparación de Resultado de aislamiento para tensión de 10 kV.
6.5 Calculo de pararrayos en 34.5kV
El pararrayos será del tipo Oxido Metálico de alta confiabilidad contra sobretensiones y
capaz de soportar periodos prolongados sobretensiones temporales propias de la
operación de la red, mientras permanecen eléctrica y térmicamente estables. Se ha
considerado la norma IEC 60099-5.
- Tipo : Oxido metálico.
100
- Tensiones de operación : 34.5 KV.
El criterio aplicado contempla determinar la tensión máxima de operación continua
(MCOV, máximum continue soperating voltagerating) y sobre voltaje temporal (TOV,
temporary over voltage) de los cuales se considerará el resultado más alto para la máxima
tensión de operación como punto de partida en la selección del pararrayos
6.5.1 Determinación del MCOV y TOV
Aplicamos la formulas basadas en libro de coordinación de aislamiento de Juan
A. Martínez Velasco:
𝑀𝐶𝑂𝑉 ≥ 𝑘𝑚 ∗𝑈𝑛
√3 (Ec. 17)
El valor mínimo de tensión nominal viene dado por el ‘’TOV (10s)’’ que debe
ser capaz de soportar el pararrayos por un periodo de 10 segundos, según la
IEC 60099-5:
𝑇𝑂𝑉(10𝑠) ≥ 𝐹𝑝 ∗ 𝑘𝑚 ∗𝑈𝑛
√3(
1
10)
𝑚 (Ec. 18)
- Km: factor de corrección de operación máxima (1.10).
- Un: tensión operación (34.5 kV).
- Fp: factor de conexión para sistemas delta aislado (1.70).
- m: factor exponencial que varía entre 0.018 y 0.022, se toma
(0.02).
𝑀𝐶𝑂𝑉 = 21.910𝑘𝑉
𝑇𝑂𝑉(10𝑠) = 35.570 𝑘𝑉
6.5.2 Verificación del Equipo de Protección
6.5.2.1 Verificación de pararrayos Celda GIS en 34.5kV
De los resultados obtenidos anteriormente (MCOV y TOV) vamos a la Tabla
N°39 (Catálogo de pararrayos poliméricos de pedestal), la comparación de los
resultados obtenidos con los parámetros de los pararrayos adquiridos por el
cliente:
- Código : 827527450
- Tensión nominal del pararrayos : 45kV
- Tensión máxima de operación continua MCOV : 36 kV
101
- Sobretensión temporal TOV(10s) : 45 kV
- Tensión residual de descarga 8/20 µs. para In = 10 KA : 131 kV
- Corriente nominal : 10 kA
Tabla N°39: Catálogo de Marca PFISTERER.
Determinación del Margen de Protección (MP%)
El margen mínimo recomendado (Coordinación de aislamiento en redes
eléctricas de alta tensión de Juan Martínez Velasco) debe de estar por encima
del orden del 20%.
- Tensión normalizada de impulso fase tierra (BIL): 250 kV
- Tensión residual de descarga 8/20 µs. (alta resistencia) para In 10 kA
(Up):131 kV
Con esto determinamos un MP% = 90.84%, que es un valor aceptable mayor al
20%.
Elección de la clase de descarga de Línea:
102
En la Tabla N°40 se muestra los valores habituales de corrientes nominales de
descarga (In) y clase de descarga de la línea en función de la tensión nominal
(Un) del sistema.
Tensión nominal
del sistema Un
Tensión máxima
del sistema Um
Clasificación de pararrayos (In)
5KA
10 KA 20 KA
Clase
1
Clase
2
Clase
3
Clase
4
Clase
5
Un ≤ 66 KV Um ≤ 72.5 KV · · ·
66 KV< Un ≤ 220 KV 72.5 KV<Um≤ 245 KV
· ·
220 KV< Un ≤ 380 KV 245 KV<Um≤ 420 KV
· ·
Un> 380 KV Un > 420 KV
· ·
Tabla N°40: Valores habituales de corriente nominal de descarga (In) basado en la
tabla 6.14 de Coordinación de Aislamiento en redes eléctricas de alta tensión de Juan
A. Martínez Velasco
Por el nivel isoceráunico de 20 días/tormenta eléctrica al año se selecciona los
pararrayos para 10kA clase 2 de la siguiente tabla.
In Clase I de cresta
10 KA
1 125 A
2 125 A.
3 250 A.
20 KA 4 500 A.
5 500 A.
Tabla N°41: Valores de forma de onda y magnitud de cresta de la corriente de
descarga basado en la tabla 6.7 de Coordinación de Aislamiento en redes
eléctricas de alta tensión de Juan A. Martínez Velasco.
El pararrayos de línea a seleccionar debe de tener una corriente nominal de
10kA y de clase 2.
6.5.2.2 Pararrayos Línea eléctrica 34.5kV
De los resultados obtenidos (MCOV y TOV) en el numeral 6.5.1, realizamos la
comparación con los parámetros de los pararrayos adquiridos por el cliente,
los cuales se muestran a continuación:
- Marca : OHIO BRASS
- Catalogo : 301829-3011
103
- Tensión nominal del pararrayos : 36kV
- Tensión máxima de operación continua MCOV : 29 kV
- Tensión residual de descarga 8/20 µs. para In = 10 KA : 96.9 kV
- Corriente nominal : 10 kA
Determinación del margen de protección (MP%)
El margen mínimo recomendado (Coordinación de aislamiento en redes
eléctricas de alta tensión de Juan Martínez Velasco) debe de estar por encima
del orden del 20%.
%100*%
P
P
U
UBILMP
- Tensión normalizada de impulso fase tierra (BIL): 250 KV.
- Tensión residual de descarga 8/20 us. (alta resistencia) para In 10 kA
(Up): 96.9 kV
Con esto determinamos un MP% = 158%, que es un valor aceptable mayor al
20%.
Elección de la clase de descarga de línea:
En la Tabla N°40 se muestra los valores habituales de corrientes nominales de
descarga (In) y clase de descarga de la línea en función de la tensión nominal
(Un) del sistema.
Por el nivel isoceráunico de 20 días/tormenta eléctrica al año los pararrayos de
línea a seleccionar deben de tener una corriente nominal de 10kA y de clase 2
(Ver Tabla N°41).
6.6 Calculo de Pararrayos en 10kV
El pararrayos será del tipo Oxido Metálico de alta confiabilidad contra sobretensiones y
capaz de soportar periodos prolongados sobretensiones temporales propias de la
operación de la red, mientras permanecen eléctrica y térmicamente estables. Se ha
considerado la norma IEC 60099-5.
- Tipo : Oxido metálico.
- Tensiones de operación : 10 KV.
El criterio aplicado contempla determinar la tensión máxima de operación continua
(MCOV, máximum continue soperating voltagerating) y sobre voltaje temporal (TOV,
104
temporary over voltage) de los cuales se considerará el resultado más alto para la máxima
tensión de operación como punto de partida en la selección del pararrayos.
6.6.1 Determinación del MCOV y TOV
𝑀𝐶𝑂𝑉 ≥ 𝑘𝑚 ∗𝑈
√3
𝑇𝑂𝑉(10𝑠) ≥ 𝐹𝑝 ∗ 𝑘𝑚 ∗𝑈𝑛
√3(
1
10)
𝑚
𝑀𝐶𝑂𝑉 = 6.351 𝑘𝑉
𝑇𝑂𝑉(10𝑠) = 10.311 𝑘𝑉
6.6.2 Selección del equipo de protección
6.6.2.1 Pararrayos Celda GIS en 10kV
De los resultados obtenidos anteriormente (MCOV y TOV) vamos a la Tabla
N°42 (Catálogo de pararrayos poliméricos de pedestal), para la comparación de
los resultados obtenidos con los parámetros de los pararrayos adquiridos por
el cliente:
- Código : 827523090
- Tensión nominal del pararrayos : 9 kV
- Tensión máxima de operación continua MCOV : 7 kV
- Sobretensión temporal TOV(10s) : 9 kV
- Tensión residual de descarga 8/20 µs. para In = 10 KA : 26 kV
- Corriente nominal : 10 kA
105
Tabla N°42: Catálogo de Marca PFISTERER
Determinación del Margen de Protección (MP%)
El margen mínimo recomendado (Coordinación de aislamiento en redes
eléctricas de alta tensión de Juan Martínez Velasco) debe de estar por encima
del orden del 20%.
%100*%
P
P
U
UBILMP
- Tensión normalizada de impulso fase tierra (BIL): 110 kV.
- Tensión residual de descarga 8/20 µs. (alta resistencia) para In 10 kA
(Up): 26 kV.
Con esto determinamos un MP% = 323 %, que es un valor aceptable mayor al
20%.
Elección de la clase de descarga de línea:
106
En la Tabla N°40. se muestra los valores habituales de corrientes nominales de
descarga (In) y clase de descarga de la línea en función de la tensión nominal
(Un) del sistema.
Por el nivel isoceráunico de 20 días/tormenta eléctrica al año los pararrayos de
línea a seleccionar deben de tener una corriente nominal de 10kA y de clase 2
(Ver Tabla N°41).
6.6.2.2 Pararrayos Línea Eléctrica 10kV
De los resultados obtenidos (MCOV y TOV) en el numeral 6.6.1, realizamos la
comparación con los parámetros de los pararrayos adquiridos por el cliente,
los cuales se muestran a continuación:
- Marca : OHIO BRASS
- Catalogo : 213710-7324
- Tensión nominal del pararrayos : 12kV
- Tensión máxima de operación continua MCOV : 10.2 kV
- Tensión residual de descarga 8/20 µs. para In = 10 KA : 37.6 kV
- Corriente nominal : 10 kA
Determinación del Margen de Protección (MP%)
El margen mínimo recomendado (Coordinación de aislamiento en redes
eléctricas de alta tensión de Juan Martínez Velasco) debe de estar por encima
del orden del 20%.
%100*%
P
P
U
UBILMP
- Tensión normalizada de impulso fase tierra (BIL): 110 kV
- Tensión residual de descarga 8/20 µs. (alta resistencia) para In 10 kA
(Up): 37.6 kV
Con esto determinamos un MP% = 192.55%, que es un valor aceptable mayor
al 20%.
Elección de la clase de descarga de Línea:
107
En la Tabla N°40. se muestra los valores habituales de corrientes nominales de
descarga (In) y clase de descarga de la línea en función de la tensión nominal
(Un) del sistema.
Por el nivel isoceráunico de 20 días/tormenta eléctrica al año los El pararrayos
de línea a seleccionar deben de tener una corriente nominal de 10kA y de clase
2 (Ver tabla TablaN°41).
108
CONCLUSIONES:
- Las líneas aéreas, conductores aislados, transformadores, barras y equipos
alimentadores intermediarios entre el suministro y la carga se encuentran
correctamente dimensionados, por lo tanto, no existe sobre carga de estos salvo los
siguientes equipos:
o Conductor C2-5710-UP-2022-P se encuentra sobrecargado en un 107.34%
o Conductor C2-5770-LX-2091-P se encuentra sobrecargado en un 125.69%
o Transformador C2-5710-LX-2041 se encuentra sobrecargado en un 103.78%
- Para el escenario N°1 (Mínima demanda) y el escenario N°2 (Demanda promedia) los
niveles de tensión en las barras de 0.48kV, 10kV y 34.5kV se encuentran dentro de los
límites permitidos por las normas técnicas de Calidad de Servicio Eléctrico (NTCSE).
- En el escenario N°3 (Máxima demanda) Se detectó que en algunas barras de 0.23kV se
encuentran por debajo del nivel de tensión mínima recomendada (Ver tabla 7.3.1.A)
para esta situación se recomienda sincerar la demanda de las cargas de la fase II en
una nueva revisión del estudio.
- El escenario N.º 4 (demanda promedio) sin compensación reactiva obtiene perfiles de
tensión, en las barras de 0.23 kV, 0.48 kV, 10 kV, 34.5 kV, dentro de los límites
permitidos por las normas técnicas de Calidad de Servicio Eléctrico (NTCSE).
- Según los resultados del flujo de potencia y el perfil de tensiones del sistema eléctrico
del proyecto reubicación de facilidades el banco de compensación reactiva no es
requerido, en vista que el sistema eléctrico del cliente cuenta con una compensación
reactiva de 34.5 kV en la subestación principal de San Luis el ahorro por energía
reactiva no es considerable, por esta razón no se justifica la instalación del banco de
compensación reactiva.
- Luego de la simulación se logró obtener los resultados de consumo en las diferentes
barras principales en 0.48kV para cada área, estos valores fueron comparados con la
potencia de diseño inicial las cuales se detallan en el siguiente cuadro:
COMPARACION DE DEMANDA DE POTENCIA DE DISEÑO Y CALCULADA
Ubicación ID
Potencia de diseño
del cliente
Potencia calculada
Estudio
Máxima Demanda
(kW)
Máxima demanda
(kW)
Demanda
promedia
(kW)
AREA PTARD C2-5790-MC-
2101 258.90 110.50 111.00
PLATAFORMA DE
ALMACENES
C2-5710-DP-
2021 426.18 241.40 242.90
109
COMPARACION DE DEMANDA DE POTENCIA DE DISEÑO Y CALCULADA
Ubicación ID
Potencia de diseño
del cliente
Potencia calculada
Estudio
Máxima Demanda
(kW)
Máxima demanda
(kW)
Demanda
promedia
(kW)
TALLER DE GRUAS Y
EQUIPO LIV.
C2-5750-MC-
2071 566.61 265.20 266.80
TALLER DE SOLDADURA C2-5740-MC-
2051 1270.67 574.00 577.50
LAVADERO DE EQUIPO
MINERO
C2-5770-MC-
2091 997.00 807.00 651.90
TALLER ELECTRICO E
INSTRUM.
C2-5760-MC-
2081 1196.00 990.50 996.60
PLATAFORMA
CONTRATISTA
C2-5710-MC-
2031 425.90 266.10 268.40
TALLER DE LLANTAS C2-5740-SG-
2042 1478.36 668.10 440.00
TALLER DE VOLQUETES C2-5740-SG-
2062 2281.12 1418.00 1001.00
Tabla N°43: Comparación de demanda de potencia de diseño y calculada
La diferencia de potencia se debe a que consideran: Cargas intermitentes conectadas
al 100%, Reserva del 25% en cada tablero y adicionalmente en cada transformador
consideran 25% de reserva (obtenida de los planos del cliente, máxima demanda). La
distribución de las cargas del presente estudio es propuesto en la Tabla N°3.
- La capacidad térmica de las barras en 34.5 kV (40 kA), fueron dimensionadas
apropiadamente para soportar la corriente de corto circuito más desfavorable (15.07
kA) que ocurre al simular una falla trifásica en la barra C2-5710-SG-2011 (S.E. Principal
Facilidades) en el escenario de máxima demanda 2026.
- La capacidad térmica de las barras en 10 kV (31.5kA), fueron dimensionadas
apropiadamente para soportar la corriente de corto circuito más desfavorable (11.50
kA) que ocurre al simular una falla trifásica en la barra C2-5710-SG-2012 (S.E. Principal
Facilidades) en el escenario de máxima demanda 2026.
- En el caso de 480 VAC fueron dimensionadas apropiadamente para soportar la
corriente de corto circuito más desfavorable (47.7 kA) que ocurre al simular una falla
trifásica en la barra del C2-5740-SG-2062 (S.E. Taller de Volquetes)
- La capacidad de Interrupción de los Interruptores de Potencia en 34.5 kV (40 kA)
fueron dimensionados apropiadamente para soportar el peor escenario de corriente
de corto circuito. La máxima corriente de corto circuito ocurre al simular una falla
trifásica (14.9 kA en barra C2-5710-SG-2011) en el escenario de máxima demanda
2026.
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- La capacidad de Interrupción de los Interruptores de Potencia en 10 kV (31.5 kA)
fueron dimensionados apropiadamente para soportar el peor escenario de corriente
de corto circuito. La máxima corriente de corto circuito ocurre al simular una falla
trifásica (10.82 kA en barra C2-5710-SG-2012) en el escenario de máxima demanda
2026.
- En el caso de los interruptores en 0.48 kV, estos fueron dimensionados
adecuadamente para soportar la corriente de corto circuito. La corriente máxima de
corto circuito de los interruptores a este nivel de tensión se presenta en la barra C2-
5710-SG-2062 (S.E. Taller de Volquetes), ya que estos interruptores tienen capacidad
de interrupción de 65 kA, no se presentan alertas.
- Las cadenas de los aisladores fueron seleccionados correctamente, ante el evento de
la descarga atmosférica, la diferencia de potencial en la cadena de aislador es menor a
la tensión de sostenimiento a la orden de impulso, de tal manera que se produzca el
fenómeno del black-flashover.
- Los pararrayos MV-Connex y OHIOBRASS adquiridos por el cliente tanto para las celdas
GIS como para las Lineas Eléctricas en 34.5kV y 10kV fueron seleccionados
correctamente.
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RECOMENDACIONES:
- Para solucionar el problema de sobrecarga de los conductores C2-5710-UP-2022-P y
C2-5770-LX-2091-P que se encuentra sobrecargados en un 107.34% y 125.69%
respectivamente, se recomienda seleccionar calibres inmediatos superiores (6 AWG),
para el caso del transformador C2-5710-LX-2041 el cual se encuentra sobrecargado en
un 103.78%, se recomienda seleccionar un transformador de 75kVA.
- Para solucionar el problema de sub-tensión de las barras en 0.23kV (Ver tabla 7.3.1.A)
del escenario N°3 (Máxima demanda), se recomienda aumentar la capacidad de los
transformadores aguas arriba.
- Debido a que inicialmente no se tenían resultados satisfactorios en la simulación de
flujo de potencia se vio conveniente la modificación de algunos taps de los
transformadores de cada Sub-Estación en las siguientes posiciones.
POSICION DE LOS TAPS
UBICACIÓN ID
TRANSFORMADOR TAP
S.E. PRINCIPAL DE FACILIDADES C2-5710-XF-2011 4
S.E. AREA PTARD C2-5790-XF-2101 3
S.E. PLATAFORMA DE ALMACENES C2-5710-XF-2021 4
S.E. TALLER DE GRUAS Y EQUIPO LIV. C2-5750-XF-2071 3
S.E. TALLER DE SOLDADURA C2-5740-XF-2051 4
S.E. LAVADERO DE EQUIPO MINERO C2-5770-XF-2091 4
S.E. TALLER ELECTRICO E INSTRUM. C2-5760-XF-2081 4
S.E. PLATAFORMA CONTRATISTA C2-5710-XF-2031 4
S.E. TALLER DE LLANTAS C2-5740-XF-2041 4
S.E. TALLER DE VOLQUETES C2-5740-XF-2061 4
Tabla N°44: Posición de taps para la normal operación del sistema.
Se recomienda aplicar estas posiciones de taps para la normal operación del sistema.
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BIBLIOGRAFIA:
- [1] Introducción a los Sistemas de Potencia – Prof. Francisco M. González Longatt
http://fglongatt.org/OLD/Archivos/Archivos/SP_I/PPT-IntroSP.pdf.
- [2] Conceptos Básicos de Sistemas Eléctricos de Potencia – UNAM
http://www.ptolomeo.unam.mx:8080/xmlui/bitstream/handle/132.248.52.100/326/A
4.pdf?sequence=4
- [3] Código Nacional de Electricidad Suministros 2011.
- [4] IEEE Std 141 - 1993 Recommended Practice for Electric Power Distribution for
Industrial Plants.
- [5] Pagina Web: https://es.vikidia.org/wiki/Generador_el%C3%A9ctrico
- [6] Flujo de Potencia por Newton Raphson con el Jacobiano Calculado en las
Ecuaciones de Errores de Potencia – Revista EPN, VOL. 33 Enero 2014
- [7] GERALDO KINDERMANN – Corto Circuito (2010)
- [8] Corto Circuito (Fallas Simétricas y Asimétricas
https://manautomata.files.wordpress.com/2012/10/capitulo8.pdf
- [9] JUAN A. MARTÍNEZ VELASCO – Coordinación de aislamiento en redes eléctricas de
alta tensión (2008).
- JHON J. GRAINGER, WILLIAM D. STEVENSON Jr. – Análisis de Sistemas de Potencia
(2001).
- Código Nacional de Electricidad Suministros 2011.
- IEEE Std 399 - 1997 Recommended Practice for Industrial and commercial Power
Systems Analysis.
- IEEE Std 1313.1-1-1996 (R2002) Standard for insulation.
- IEC 60071-2 Insulation coordination.
- NFPA 70 National Electric Code (NEC) 2011 Edition.
- https://catedras.facet.unt.edu.ar/sep/wp-content/uploads/sites/20/2015/03/Por-
Unidad-y-Flujo-de-Carga.pdf
- https://www.schneider-
electric.com.ar/documents/recursos/cuadernostecnicos/ct1581.pdf