Estudio de la red primaria de distribución eléctrica de Santa Cruz de

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
ESTUDIO DE LA RED PRIMARIA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA DE SANTA
CRUZ DE MORA.
POR:
ÁNGEL EDUARDO GÓMEZ SERENO.
PROYECTO DE GRADO
PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TÍTULO DE
INGENIERO ELECTRICÍSTA
Sartenejas, Marzo de 2006
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÌVAR
COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
ESTUDIO DE LA RED PRIMARIA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA DE SANTA
CRUZ DE MORA.
POR
ÁNGEL EDUARDO GÓMEZ SERENO.
TUTOR PROF: AMINTA VILLEGAS DE OLIVERA
PROYECTO DE GRADO
PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMON BOLIVAR
COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TITULO DE
INGENIERO ELECTRICISTA
Sartenejas, Marzo de 2006
ESTUDIO DE LA RED PRIMARIA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA DE SANTA
CRUZ DE MORA.
POR:
ÁNGEL EDUARDO GÓMEZ SERENO.
RESUMEN
El trabajo contempló un estudio del estado de la red primaria del sistema de distribución
eléctrica de la población de Santa Cruz de Mora con la finalidad de plantear algunas
recomendaciones para su mejora.
En principio se realizó la investigación de todos los aspectos que conforman un proyecto
de distribución eléctrica. Se estudió como se encuentra estructurado el sistema y se describen
algunos de sus componentes más importantes. También se analizaron los criterios que deben
guiar al proyectista en el diseño de una red de distribución.
Tomando en cuenta los factores que influyen en la calidad del servicio eléctrico se
realizaron los cálculos de caída de tensión y de capacidad térmica del circuito, además de la
evaluación del estado de la red actual con respecto a las normas de diseño para líneas de
alimentación y redes de distribución de la compañía anónima de administración y fomento
eléctrico (CADAFE).
Luego de verificadas las características de la red en comparación con la normativa
establecida por CADAFE, se plantearon una serie de recomendaciones para mejorar aspectos
como la calidad del servicio, la confiabilidad y la seguridad de la red de distribución.
iv
DEDICATORIA
A mi familia y amigos, porque la vida me ha enseñado que por encima
de todo lo más importante para encontrar la felicidad es saber que
siempre se puede contar con su apoyo.
v
AGRADECIMEINTOS Y RECONOCIMIENTOS
A Dios por regalarme la satisfacción de cumplir otra de mis metas.
A mis padres, abuelos y familiares, ya que sin su apoyo y sacrificio el objetivo habría
sido muy difícil de alcanzar.
A todos mis amigos y compañeros que hicieron ameno el transcurso de estos años en la
universidad.
A los Profesores por haber guiado los deseos de aprender de mis compañeros y el mío
propio.
A mi tutora Prof. Aminta Villegas de Olivera por haber confiado en mí y brindar sus
conocimientos para la culminación de mis estudios.
A la familia Chacón, en especial a las señoras Amalia y Marilú por brindar su apoyo sin
ningún tipo de condiciones y haber aligerado la permanencia en un ambiente nuevo
para mí.
A mi compañero de oficina Roberto Di Conza por haber compartido durante estos
meses sus conocimientos y confianza para contribuir con el trabajo realizado.
Y finalmente a todas aquellas personas que en algún momento contribuyeron con el
proyecto que lleve a cabo durante estos últimos años.
vi
ÍNDICE GENERAL
ÍNDICE GENERAL.................................................................................................................................VII
ÍNDICE DE FIGURAS............................................................................................................................. IX
ÍNDICE DE TABLAS.................................................................................................................................X
LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS ....................................................................................... XI
CAPÍTULO 1................................................................................................................................................1
1. INTRODUCCIÓN................................................................................................................................1
1.1 JUSTIFICACIÓN DEL PROBLEMA ................................................................................................1
1.2 OBJETIVOS .........................................................................................................................................2
CAPÍTULO 2................................................................................................................................................5
MARCO TEÓRICO. ...................................................................................................................................5
2.1 CRITERIOS BÁSICOS DE DISEÑO.....................................................................................................5
2.1.1 CRITERIOS DE SEGURIDAD .....................................................................................................................5
2.1.2 CALIDAD DE SERVICIO ...........................................................................................................................6
2.1.3 CONFIABILIDAD .....................................................................................................................................6
2.1.4 ECONOMÍA .............................................................................................................................................7
2.1.5 FLEXIBILIDAD ........................................................................................................................................7
2.1.6 OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ............................................................................................................7
2.1.7 NORMAS Y CÓDIGOS DE EMPRESAS DE SERVICIO ..................................................................................7
2.1.8 CRITERIOS DE RESERVA .........................................................................................................................8
2.2 ESTRUCTURA DEL SISTEMA DE POTENCIA. ...............................................................................9
2.3 CRITERIOS BÁSICOS DE DISEÑO DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN. ....................................9
2.4 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS SUBSISTEMAS Y COMPONENTES DEL SISTEMA DE
DISTRIBUCIÓN.........................................................................................................................................11
2.4.1 SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN. ...........................................................................................................11
2.4.2 LA SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN ..................................................................................................11
2.4.3 EL SISTEMA PRIMARIO ........................................................................................................................12
2.5 CÁLCULO DEL PERFIL DE TENSIÓN............................................................................................15
2.5.1 FÓRMULAS SIMPLIFICADAS PARA EL CÁLCULO DE LA CAÍDA DE TENSIÓN. ........................................15
2.5.2 CÁLCULO DE LA REACTANCIA INDUCTIVA..........................................................................................17
2.6 CAPACIDAD DE CARGA EN LÍNEAS AÉREAS. .........................................................................17
CAPÍTULO 3..............................................................................................................................................19
DESCRIPCIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO...........................................................................................19
vii
3.1 DESCRIPCIÓN GEOGRÁFICA.........................................................................................................19
3.2 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO. .................................................................................21
CAPÍTULO 4..............................................................................................................................................22
LEVANTAMIENTO EN CAMPO ...........................................................................................................22
CAPÍTULO 5..............................................................................................................................................29
ANALISIS DEL ESTADO DE LA RED SEGÚN LA NORMA DE CADAFE. ...................................29
5.1 NIVELES DE TENSIÓN......................................................................................................................29
5.2 PROTECCIONES CONTRA SOBRECORRIENTE..........................................................................32
5.2.1 PROTECCIÓN PRIMARIA. ......................................................................................................................32
5.2.2 PROTECCIÓN DE LOS TRANSFORMADORES. .........................................................................................34
5.3 PROTECCIONES CONTRA SOBRETENSIÓN. ..............................................................................36
5.3.1 PROTECCIÓN DE LOS EQUIPOS. ............................................................................................................36
5.4 SECCIONAMIENTO DE BLOQUES DE CARGA DE LA RED. ....................................................38
5.5 NORMALIZACIÓN DE CALIBRES. ................................................................................................41
5.6 CAPACIDAD TÉRMICA....................................................................................................................43
5.7 DISTANCIAS Y SEPARACIONES MÍNIMAS. ...............................................................................45
5.8 COMPARACIÓN CON OTRAS NORMATIVAS DE CADAFE. ..................................................46
5.9 ESTADO ACTUAL DE LOS POSTES................................................................................................48
CAPITULO 6..............................................................................................................................................51
APORTE AL PROGRAMA DE CÁLCULO DE COMPUTOS MÉTRICOS. ....................................51
CAPITULO 7..............................................................................................................................................53
CONCLUSIONES......................................................................................................................................53
CAPÍTULO 8..............................................................................................................................................55
RECOMENDACIONES............................................................................................................................55
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS. ....................................................................................................57
ANEXOS .....................................................................................................................................................58
viii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1-Diagrama fasorial para caída de tensión de circuitos trifásicos...................................... 15
Figura 2-Diagrama Fasorial para Caída de Tensión de Circuitos Bifásicos.................................. 16
Figura 3 – Mapa del Estado Mérida. ............................................................................................. 20
Figura 4 – Mapa del Municipio Antonio Pinto Salinas. ................................................................ 20
Figura 5- S/E Santa Cruz de Mora. ............................................................................................... 22
Figura 6- Transformador de la S/E Santa cruz. ............................................................................. 23
Figura 7- Salida del circuito 1 ....................................................................................................... 23
Figura 8- Salida del circuito 2. ...................................................................................................... 24
Figura 9- Salida del circuito 3 ....................................................................................................... 24
Figura 10- Salida del circuito 4 ..................................................................................................... 25
Figura 11-Diagrama de Caídas de Tensión. .................................................................................. 30
Figura 12-Protecciones de la S/E Santa Cruz de Mora ................................................................. 33
Figura 13- Ilustración de cortacorrientes para protección de transformadores. ............................ 36
Figura 14-Ilustración de descargadores de sobretensión............................................................... 37
Figura 15- Cortacorrientes para seccionamiento ........................................................................... 41
Figura 16- Cortacorrientes para seccionamiento 2 ........................................................................ 41
Figura 17-Estado del Conductor de cobre. .................................................................................... 42
Figura 18-Diagrama de Distribución de Corrientes en el Circuito Centro-Guayabal ................... 45
Figura 19-Separación entre el circuito y las edificaciones. ........................................................... 46
Figura 20-Poste en mal estado....................................................................................................... 49
Figura 21-Poste en mal estado 2.................................................................................................... 49
Figura 22-Poste en mal estado 3.................................................................................................... 50
Figura 23-oxidación en postes....................................................................................................... 50
Figura 24-Vista de la pantalla del programa en Excel................................................................... 51
Figura 25-Dibujo en AutoCAD del montaje unitario.................................................................... 52
ix
ÍNDICE DE TABLAS.
Tabla I- Formato de planillas para levantamiento de postes. ........................................................ 27
Tabla II-Caída de Tensión hasta el final de la zona recorrida (Urb. A. Rossi). ............................ 30
Tabla III – Fusibles para bancos trifásicos en postes. ................................................................... 35
Tabla IV – Fusibles para bancos monofásicos en postes............................................................... 35
Tabla V- Capacidad térmica de los conductores según Norma de CADAFE. .............................. 43
Tabla VI- Capacidad de carga de conductores según formula 2 del marco teórico. ..................... 43
Tabla VII-Cálculo de carga del circuito Centro-Guayabal............................................................ 44
Tabla VIII- Caída de tensión Hasta Poste Urb. A. Rossi con conductor propuesto...................... 55
x
LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS
Kv: kilo Voltios
MVA: Mega volt ampere
S/E: Sub-estación
Msnm: Metros sobre el nivel del mar
Km: Kilómetros
kVA: kilo volt ampere
CADAFE: Compañía anónima de Administración y Fomento eléctrico.
CADELA: Compañía anónima de Electricidad de los Andes.
Arv: Arvidal.
xi
CAPÍTULO 1
1.
INTRODUCCIÓN
La realización de un proyecto de un sistema de distribución eléctrico es un aspecto
fundamental que debe dominar un profesional del campo. Este trabajo permite al estudiante o
profesional de la materia desarrollarse en un área que es de vital importancia para la sociedad de
hoy en día.
El desarrollo del proyecto conlleva a la familiarización con una serie de criterios y normas
que representan una guía por la cual se puede llegar a los objetivos planteados.
Es por esto que el desarrollo de un proyecto de distribución le permite al estudiante fijar
los conocimientos adquiridos en el aula y enfrentar problemas y limitaciones reales y encontrar
las soluciones correspondientes.
En esta oportunidad el trabajo consiste, más que en el desarrollo del proyecto, en un
estudio del estado actual de la red luego de varios años de funcionamiento y de modificaciones en
su configuración y verificar si con estos cambios se encuentra cubierto el crecimiento de la carga
debido al aumento de la población, tomando en cuenta las normas que rigen el funcionamiento de
una red de distribución.
1.1
JUSTIFICACIÓN DEL PROBLEMA
A raíz de la tragedia ocurrida en el mes de febrero del año 2005, ocasionada por el
desbordamiento del río Mocotíes debido a las fuertes lluvias que azotaron la zona donde se
encuentra ubicada la población de Santa Cruz de Mora, la población se vio afectada en parte de
su infraestructura (vialidad y servicios) y algunas edificaciones. Por esta razón surge la necesidad
de generar proyectos para la recuperación de las estructuras y servicios afectados.
1
2
El Instituto de Estudios Regionales y Urbanos (IERU), que es un instituto de la
Universidad Simón Bolívar cuyo propósito es desarrollar proyectos de investigación y consultoría
en áreas de desarrollo regional y urbano, prestó sus servicios para ayudar a reestructurar las zonas
afectadas por el desastre natural a través de un proyecto integral que incluye el estudio de la
vialidad, servicio eléctrico y edificaciones entre otros.
El financiamiento del proyecto corresponde al Programa de las Naciones Unidas para el
Desarrollo (PNUD), que tiene como misión ayudar a los países a elaborar y compartir soluciones
para enfrentar retos como los siguientes: La Gobernabilidad Democrática, La Reducción de la
Pobreza, La prevención y Recuperación Después de Desastres Naturales, La Energía y el Medio
Ambiente, La Tecnología de la Información y Comunicación para el Desarrollo y El VIH-SIDA
entre otras actividades. (11)
El trabajo presentado a continuación forma parte del estudio que se realiza del servicio de
electricidad prestado en la zona, el cual representa un aspecto importante en el mejoramiento de
la calidad de vida de la población.
1.2
OBJETIVOS
En este punto hay que hacer la salvedad de que los objetivos originales del trabajo fueron
modificados por varias razones. En primer lugar el retraso de la aprobación del presupuesto del
proyecto por parte del PNUD que todavía se encuentra en proceso, lo que limitó en gran
medida el desplazamiento hasta el lugar y la permanencia de las personas involucradas en el
mismo. Otro de los motivos que conllevó a un cambio de objetivos fue que al momento de la
visita al lugar de estudio se observó que el tamaño del circuito dificultaba enormemente el
recorrido del mismo en su totalidad, teniendo en cuenta que no se contaba con el apoyo
3
operativo de ninguna organización, además de la inaccesibilidad de algunos sectores por donde
se distribuía la red.
Los objetivos específicos planteados al principio del proyecto fueron los siguientes:
•
Conocer la normativa existente para este tipo de proyecto: Revisar las normas de diseño y
construcción de CADELA y otros proyectos similares.
•
Hacer
uso
de
AutoCAD
y
access:
Familiarización
con
estas
herramientas
computacionales.
•
Recopilación de planos e información relacionada con el área afectada: Visita al área de
estudio y visita a CADELA.
•
Diseño tentativo de las redes: En base a las propuestas formuladas por el proyecto de
urbanismo.
•
Verificación en sitio del anteproyecto de la red eléctrica elaborado.
•
Proyecto eléctrico definitivo.
En definitiva los objetivos cumplidos se describen a continuación:
•
Familiarización con las normas de diseño para líneas de alimentación y redes de
distribución de CADAFE.
•
Manejo de AutoCAD para la actualización de los planos recopilados.
•
Visita a la zona.
•
Recopilación de planos e información relacionada a la red eléctrica actual del lugar de
estudio, lo cual se consiguió con el levantamiento en campo y la visita a CADELA.
•
Basados en las normas antes mencionadas se produjo una lista de recomendaciones cuyo
propósito es la adecuación de la red para un mejor servicio.
4
•
Aporte al programa de cálculo de cómputos métricos a través de ilustraciones en
AutoCAD.
CAPÍTULO 2
MARCO TEÓRICO.
2.1 CRITERIOS BÁSICOS DE DISEÑO. (1)
En todo proyecto eléctrico, incluyendo las redes de distribución, lo primero que debe fijar
el proyectista son las metas y objetivos que se deben alcanzar para satisfacer las necesidades de
los usuarios. Para dicho objetivo es necesario guiarse por ciertos criterios que van a restringir las
decisiones a tomar.
Los factores de diseño que van a guiar todo proyecto eléctrico son los siguientes:
1) Seguridad
2) Calidad y confiabilidad del servicio
3) Normas y códigos de empresas de servicio eléctrico
4) Economía
5) Flexibilidad
6) Reserva
7) Operación y mantenimiento.
Con excepción de la seguridad y la calidad de servicio el orden de importancia de los
criterios depende en particular de cada proyecto.
2.1.1 Criterios de seguridad
Este criterio tiene prioridad absoluta sobre los demás, ya que se debe garantizar tanto la
seguridad de las personas como de las propiedades. Existen diferentes normas que pueden
garantizar la seguridad como por ejemplo el código eléctrico de seguridad.
5
6
2.1.2 Calidad de servicio
Algunos de los aspectos más importantes referentes al tema son:
-
Frecuencia: Esta no debe violar cierto rango alrededor de un valor establecido para
el correcto funcionamiento de los equipos que constituyen la carga.
-
Límites aceptables de tensión: También se establece un rango de operación,
dependiendo de la empresa eléctrica, que es recomendable respetar para no afectar en gran
medida a los consumidores.
-
Límites de fluctuación: Las normativas de las empresas eléctricas generalmente en
sus diseños plantean que no se recomienda sobrepasar cierto número de fluctuaciones en un
intervalo de tiempo determinado.
-
Desbalance de tensiones: Esta tiene que ver con los sistemas trifásicos, como
consecuencia también puede producir un mal funcionamiento en los equipos eléctricos y se
dificulta mantener lar tensiones en el rango de voltaje permitido.
Se puede mencionar que el control de frecuencia es ajeno al sistema de distribución y que
los límites de tensión son una responsabilidad de varios de los niveles que conforman el sistema
de potencia.
2.1.3 Confiabilidad
Este aspecto se refiere a la frecuencia con que ocurren las fallas y a la duración del
restablecimiento de las mismas. La confiabilidad es también una responsabilidad compartida
entre el sistema de distribución y el resto del sistema de potencia.
7
2.1.4 Economía
La economía es un aspecto muy importante en el proyecto de distribución ya que el costo
del mismo puede alcanzar hasta un 40% del total del sistema de potencia y este a su vez depende
del tipo de construcción que se requiera.
Este aspecto en muchos casos está fuera del criterio del proyectista ya que el tipo de
construcción esta regido por el ordenamiento urbano o por requerimientos del propio usuario. En
general el costo del sistema es mayor en lugares donde existe una alta densidad de población.
2.1.5 Flexibilidad
La flexibilidad se refiere a la facilidad con que se adapta el sistema a los cambios que se
puedan presentar, estos pueden ser por cambios en la demanda, en el uso de la energía o en la
distribución geográfica de las cargas. En estos casos la flexibilidad es un factor importante y está
representada a través de previsiones tales como la reserva y muchas otras. Este aspecto influye
directamente en el costo del proyecto.
2.1.6 Operación y mantenimiento
Este es un aspecto muy importante a la hora de elegir los equipos, los tipos de
construcción y esquemas a utilizar, así como también al momento de elegir al personal que será el
encargado de mantener la red en funcionamiento.
2.1.7 Normas y códigos de empresas de servicio
El proyectista está en la obligación de estudiar las normas que rigen a la empresa que
presta el servicio eléctrico en la zona donde se desarrolla el proyecto, ya que en muchos casos
estas representan restricciones a la hora de cumplir los requerimientos que el proyectista desea
8
conseguir. Muchas veces dichos requerimientos son económicamente o funcionalmente
inalcanzables por la empresa eléctrica.
2.1.8 Criterios de reserva
En la mayoría de los proyectos de distribución eléctrica, salvo excepciones, el proyectista
debe considerar la reserva en el diseño para prever los cambios en la demanda que en la mayoría
de los casos se presenta.
Se debe tener especial cuidado a la hora de estimar la magnitud de la reserva ya que si el
criterio utilizado nos lleva a una reserva exagerada estos son gastos exagerados que se deben
evitar, si por el contrario el criterio nos lleva a subestimar la carga esto conlleva a una inversión
extra para suplir los requerimientos que se le exigen al sistema.
En general existen 3 formas de garantizar un margen de reserva, que pueden presentarse
por separado o conjuntamente:
a)
Reserva en capacidad: Se refiere a la reserva en capacidad de carga que debe
proveerse según la credibilidad de las estimaciones de demanda con las que se cuente. Esta se
encuentra ligada a la reserva en canalización o de espacio físico cuando se tiene previsto nuevas
etapas de desarrollo del sistema.
b)
Reserva en canalización: Para las redes subterráneas esta reserva se puede
interpretar de dos formas. La primera consiste en sobredimensionar las líneas de canalización
para poder sustituir conductores por otros de mayor calibre o colocar conductores adicionales si
se produce un aumento de la carga. La otra consiste en instalar ductos adicionales para la
instalación de nuevos circuitos.
c)
Reserva en espacio físico: Este tipo de reserva se utiliza generalmente para puntos
de transformación o subestaciones, donde se prevé la instalación de una nueva unidad. También
9
se puede interpretar para líneas aéreas como el espacio requerido para la instalación de un nuevo
circuito.
2.2 ESTRUCTURA DEL SISTEMA DE POTENCIA.
- Generación: Las centrales eléctricas son instalaciones donde se utilizan fuentes de energía
primarias para producir energía eléctrica. En una estación de generación la energía cinética del
vapor de agua o de las caídas de agua por ejemplo, es transferida a turbinas de vapor o agua
respectivamente que a su vez le dan movimiento a un generador eléctrico para producir energía
eléctrica a través de inducción electromagnética.
- Transmisión: La constituyen los elementos necesarios para el transporte, a través de
grandes distancias, de la energía desde el punto de generación hasta los puntos de utilización.
Con este fin los volúmenes de energía generados se transforman elevando su tensión en las
subestaciones de transmisión disminuyendo la corriente para una potencia determinada, con ello
se reducen la pérdidas por efecto joule. Dicha energía es transportada por las líneas de alta
tensión cuyos voltajes se encuentran por el orden de 115 KV o superiores.
- Red de Distribución: Estas se encuentran en las zonas rurales o urbanas donde se consume
la energía, pueden ser aéreas o subterráneas. La red de distribución esta conformada por la red de
media tensión (entre 6000 y 23000 voltios) y la red de baja tensión (hasta 600 voltios).
2.3 CRITERIOS BÁSICOS DE DISEÑO DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN. (1)
Los principales factores que se deben tomar en cuenta al momento del diseño son:
suministrar la magnitud de voltaje adecuado y garantizar la continuidad del servicio. Otros
factores presentes en el servicio son ajenos al control del sistema de distribución.
Control de voltaje
10
El voltaje que se suministra debe estar entre unos límites establecidos para que los
equipos funcionen de manera correcta. Estos límites varían según el usuario que se este sirviendo
ya que estos pueden tener necesidades diferentes.
Se puede establecer un control de voltaje en el sistema de distribución a través de un
diseño del circuito donde los porcentajes máximos de regulación estén limitados, o por medio de
dispositivos de regulación automática. Existen otras medidas de la calidad del servicio como lo
son los porcentajes de fluctuación de voltaje el cual es regulado a través de un adecuado diseño.
Confiabilidad del servicio
Como ya se ha mencionado antes éste es el segundo factor en importancia en una red de
distribución eléctrica. La continuidad del servicio eléctrico puede verse afectada por daños en los
elementos debido a causas naturales o accidentes, o a interrupciones programadas para el
mantenimiento de algunos elementos de la red. Estas interrupciones afectan de diferente forma a
los usuarios ya que estos se pueden ver afectados en mayor o menor medida por la interrupción
del servicio dependiendo del uso que se le este dando a la energía.
Duplicación del sistema como base de la seguridad del servicio.
Para poder respaldar la continuidad del servicio la única forma es con una fuente
alternativa que puede provenir del mismo sistema de potencia o de una fuente de generación
local.
En los sistemas de generación y transmisión es común duplicar los elementos ya que en
estos sistemas se manejan grandes bloques de energía, es en el sistema de distribución donde hay
que estudiar con mayor detenimiento la necesidad de duplicar algún elemento.
Existen varios grados de duplicación en un sistema de distribución, la cual puede llegar
hasta la subtransmisión o hasta el mismo punto de consumo, y este grado depende de factores
11
como la magnitud de la carga que se maneje, la exposición ante fallas o a la importancia de la
continuidad del servicio para el consumidor.
2.4 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS SUBSISTEMAS Y COMPONENTES DEL
SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN. (1)
2.4.1 Sistema de subtransmisión.
Está constituido por las líneas de subtransmisión que son las que se alimentan de las
subestaciones de transmisión y distribuyen la energía a las subestaciones de distribución. Los
voltajes típicos para este nivel del sistema están comprendidos entre 34,5 kV. y 13,8 kV. los
cuales responden a análisis económicos basados en la magnitud de la carga.
Los esquemas más frecuentes en el nivel de subtransmisión son:
-
Radiales
-
Anillo
-
Mallado.
Estos serán explicados posteriormente en los esquemas típicos de las redes primarias de
distribución.
2.4.2 La subestación de distribución
Es el lugar donde se realiza la transformación del sistema de subtransmisión al sistema de
distribución primario. La subestación de distribución comprende además de los transformadores,
los elementos de protección, elementos de control y servicios auxiliares.
Tipos de construcción
Las subestaciones de distribución están constituidas por tres elementos en general:
12
-
Sección de entrada, que es la que comprende los elementos desde la línea de
subtransmisión hasta los terminales del transformador.
-
Sección de transformación, que comprende al transformador con todos sus
accesorios.
-
Sección de protección secundaria, que contiene los interruptores de los circuitos
primarios junto con los equipos de protección y control.
Según el tipo de construcción las subestaciones suelen ser de tipo descubiertas o blindadas.
Las primeras se utilizan en lugares donde hay poca densidad de carga y sus líneas de entrada y
salida suelen ser aéreas. En este caso las barras de AT y BT están al descubierto. En general el
número de circuitos no es mayor a 4 por razones de espacio, son de poca capacidad y casi
siempre de tipo radial.
Las segundas tienen las partes con tensión bajo cubiertas metálicas, se usan generalmente en
zonas urbanas donde las líneas son subterráneas, son de alta capacidad y un gran número de
circuitos primarios.
2.4.3 El sistema primario
En el sistema de distribución se conoce con el nombre de sistema primario a los niveles de
tensiones inmediatamente superiores a los de utilización o secundarias. Los alimentadores del
sistema primario parten de las subestaciones de distribución y sirven a un buen número de
transformadores esparcidos en un área relativamente grande.
Componentes del sistema primario
La ruta troncal es la cadena de nodos por donde se sirve el flujo de potencia mayor del
circuito en condiciones normales o de emergencia cuando se transfieren cargas a este. En esta
13
ruta por lo general ocurre la mayor caída de tensión y posee el conductor con el mayor calibre del
circuito.
El sistema lateral lo componen el resto de los circuitos en donde se encuentran
conectados casi siempre la mayor cantidad de transformadores de distribución.
Tipos de construcción
Hay dos tipos básicos:
Líneas aéreas: Consisten en conductores desnudos, y en casos especiales aislados,
suspendidos en el aíre soportados por postes generalmente. Las líneas primarias aéreas suelen
compartir las mismas estructuras de apoyo del sistema secundario en zonas urbanas. Estos
ofrecen muchas variantes en cuanto a la disposición de los conductores y a los materiales usados
en los soportes.
En general son conflictivas cuando se necesitan pasar varios circuitos por la misma zona.
En cuanto a seguridad también ofrecen problemas a la hora de mantener las distancias
reglamentarias entre los circuitos y las edificaciones. Económicamente su inversión inicial es
aproximadamente 10 veces menor que la subterránea. Tienen una confiabilidad menor ya que son
más vulnerables y la superficie de los aisladores se ve afectada por la contaminación ambiental.
Líneas subterráneas: Constituidas por conductores aislados ubicados en ductos
enterrados. Las construcciones subterráneas presentan ventajas en zonas de alta densidad de
población que necesitan grandes flujos de potencia por una misma ruta.
Las líneas subterráneas son más recomendables si se tiene en cuenta la estética, también
son más confiables ya que son menos vulnerables y no se ven afectadas por la contaminación
ambiental.
Arreglos típicos de circuitos primarios
Las variantes más aceptadas en la práctica son:
14
• Primario radial: Consiste en crear un eje de distribución que se denomina troncal, por
donde fluye el mayor volumen de potencia, y tramos de menor sección de conductor que se
denominan ramales o laterales que son los que se distribuyen dependiendo de la ubicación de las
cargas.
Los sistemas radiales operan generalmente desde una fuente de suministro pero es
recomendable hacer interconexiones con otros circuitos para suministrar energía en caso de una
falla en algún sector o interrupciones por mantenimiento. Estas interconexiones se hacen a través
de interruptores normalmente abiertos que soporten las corrientes de carga al momento de
efectuar la transferencia.(1)
Entre las ventajas que presentan este tipo de sistemas están la simplicidad de funcionamiento,
y un bajo costo de inversión inicial relativamente. La desventaja que presenta es la falta de
continuidad del servicio ante fallas, que puede mejorarse con recierres automáticos ya que el 80%
de las fallas en líneas aéreas son temporales. (7)
Este tipo de sistema se recomienda emplear en redes aéreas y subterráneas en áreas de alta y
media densidad de carga. (2)
• Primario en anillo: Lo conforman dos circuitos primarios troncales interconectados por un
interruptor o seccionalizador normalmente abierto. Está configuración se realiza para que cuando
ocurra una falla la carga pueda ser suplida por uno de los extremos donde se encuentra la
alimentación. (1)
La ventaja que presenta este esquema es que es más fiable que el anterior ya que las
interconexiones permiten suplir la carga de cualquier ramal en donde exista una falla. Como
desventaja se puede mencionar que conlleva a una inversión mayor en los equipos de maniobras.
15
Este tipo de sistema es el llamado a utilizarse en zonas de media y alta densidad de carga. (2)
• Primarios mallados: Este sistema esta formado por mallas que son alimentadas por un
grupo de transformadores. Un interruptor es conectado entre el transformador y la malla y es
controlado por reconectadotes que operan con la corriente en sentido inverso a la normal. (7)
Este esquema presenta dificultades operativas y de coordinación de protecciones y es uno de
los más costosos. Este es el sistema de distribución más confiable y de mejores características de
regulación de voltaje. (1) (7)
Se usa exclusivamente en zonas de alta densidad de carga y generalmente redes subterráneas.
2.5 CÁLCULO DEL PERFIL DE TENSIÓN. (1)
2.5.1 Fórmulas simplificadas para el cálculo de la caída de tensión.
En el sistema de distribución está justificado, generalmente, realizar los cálculos de caída
de tensión con el modelo de las líneas cortas, es decir, despreciando el efecto de las capacitancias
de las líneas.
De esta manera la caída de voltaje se puede calcular con el auxilio del diagrama fasorial
para líneas cortas de la figura 1.
ES
IZ
IX
α
θ
ER
IR
IR
Figura 1-Diagrama fasorial para caída de tensión de circuitos trifásicos.
Es =
((ER + IR ⋅ Cosθ + IX ⋅ Senθ )
2
+ (IX ⋅ Cosθ − IR ⋅ Senθ )
2
)
16
En esta ecuación se puede despreciar la componente reactiva de Es cuando los valores de
IR e IX no exceden un 10 %, como sucede usualmente, entonces resulta:
Δv = ES − ER = IR ⋅ Cosθ + IX ⋅ Senθ
y esta expresada en forma porcentual queda:
-
circuitos monofásicos:
%V =
-
2 ⋅ kVA ⋅ (R ⋅ Cosθ + IX ⋅ Senθ )
10 ⋅ kV 2
circuitos trifásicos:
%V =
kVA ⋅ (R ⋅ Cosθ + IX ⋅ Senθ )
10 ⋅ kV 2
(1)
Para los circuitos bifásicos cuando la carga se encuentra alimentada entre dos fases se
tiene el diagrama de la figura 2.
ER AB
Asumiendo cosθ=0,9
θ=25,84º
θ+β=30º
β=4,16º
α=180º-120º-4,16º=55,84º
Es A
θ
IR
IX
IZ
β
IR
ER A
E SA
E SC
I
E RA
IR
β
Carga (R)
E SB
α
-IR
E RB
ER B
Figura 2-Diagrama Fasorial para Caída de Tensión de Circuitos Bifásicos.
De donde resultan:
ΔVa = I * [(r ⋅ cos β + x ⋅ senβ )] y ΔVb = I * [(r ⋅ cos α + x ⋅ senα )]
ER A
17
Y en definitiva resulta:
%ΔVa =
KVA ⋅ (r ⋅ cos β + x ⋅ senβ )
2
3 ⋅ KV ff ⋅10
(2)
%ΔVb =
KVA ⋅ (r ⋅ cos α + x ⋅ senα )
2
3 ⋅ KV ff ⋅10
(3)
2.5.2 Cálculo de la reactancia Inductiva.
Para el cálculo de la reactancia inductiva se utilizó la fórmula presentada en las normas de
diseño de la Electricidad de Caracas:
X L = 0,1447 ⋅
⎛ DMG ⎞
f
⎟⎟
⋅ Log ⎜⎜
50
D
S
⎠
⎝
(4)
En donde:
DMG = Distancia media geométrica
Ds = Radio Medio Geométrico
f = Frecuencia.
2.6 CAPACIDAD DE CARGA EN LÍNEAS AÉREAS. (1)
En el caso de un conductor aéreo desnudo, el factor determinante para el cálculo de la
capacidad de carga es también la temperatura que puede alcanzar el conductor. Pero a diferencia
de conductores aislados en los cuales los límites están impuestos por la capa de aislamiento, en
los conductores desnudos este límite lo dictan las características mecánicas del metal utilizado.
El calor generado por las pérdidas I2R en este caso es disipado de 2 maneras: por
radiación y por convección.
I 2 ⋅ Rac = A ⋅ (Wr + Wc )
=>
I=
A ⋅ (Wr + Wc )
(2)
Rac
18
en donde A es la superficie exterior por unidad de longitud y Rac la resistencia a corriente alterna.
Y a su vez:
Wc =
0.0128 P ⋅ V
⋅
⋅ (Tc − To )
D
Ta 0.123
En la cual:
V = Velocidad del viento en pies/seg.
To = Temperatura ambiente
Tc = Temperatura del conductor
Ta = Temperatura promedio del aire y del conductor
D = Diámetro del conductor
P = Presión en atmósferas
Nota: Las temperaturas están en grados Kelvin.
(
)
Wr = 36.8 ⋅ E ⋅ Tc 4 − To 4 ⋅ 10 −12
En la cual:
E = Emisividad relativa de la superficie.
Estas fórmulas se pueden adaptar para el uso práctico en los cálculos de las líneas de
distribución basándose en algunas premisas como:
P=1
V = 2 pies/seg.
E = 0.5 (para cobre o aluminio)
Tc = 75 ºC (para cobre o aluminio)
Con esto se llega a las siguientes expresiones:
Wc =
0.00448 ⋅ (75 − Ta )
(310.5 + 0.5 ⋅ Ta )0.123 ⋅
D
Wr = 0.1426 ⋅ 10 −3 (75 − Ta )
1.19
⋅ (1 + 1.1 ⋅ Ta / 100)
CAPÍTULO 3
DESCRIPCIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO.
3.1 DESCRIPCIÓN GEOGRÁFICA. (4)
Santa Cruz de Mora se localiza en la región de los Andes Venezolanos, ubicada en la
sección media baja del valle del río Mocotíes, se encuentra localizada geográficamente entre los
paralelos 08°22´58" y 08°25´22" de latitud Norte y los meridianos 71°40´04" y 71°40´21" de
longitud Oeste; administrativamente pertenece a la jurisdicción del Municipio Antonio Pinto
Salinas siendo la capital del mismo y representando un 8% de la superficie del Municipio, posee
una altura aproximada de 622 msnm.
Limita por el Norte con los cerros Cumbre Peña y Cumbre Pinto que pertenecen al cordón
desprendido del Páramo de La Negra y culmina en el medio de la hoya hidrográfica de los ríos
Mocotíes y Chama. Hacia el Sureste, lo rodean los cerros de La Macana, Santa Marta y Paiva, los
cuales pertenecen a la cadena principal de la Cordillera de Los Andes.
En las figuras 3 y 4 se encuentran los mapas del estado Mérida y el municipio Antonio
Pinto Salinas para mostrar la ubicación de la población.
19
20
Municipio Antonio
Pinto Salinas
Figura 3 – Mapa del Estado Mérida.
Santa Cruz de Mora
(Capital)
Figura 4 – Mapa del Municipio Antonio Pinto Salinas.
21
3.2 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO.
La empresa encargada del funcionamiento de la red eléctrica de la zona es la Compañía
anónima de Electricidad de los Andes (CADELA) que es la responsable de la transmisión,
distribución y comercialización de la energía eléctrica en los estados Táchira, Mérida, Trujillo y
Barinas.
Con ayuda del atlas eléctrico de la zona de Mérida realizado por CADELA en el año
2000, se puede describir el sistema de la manera siguiente:
La S/E Tovar está conformada por 2 unidades de transformación de 20 MVA cada una,
de las cuales una de ellas transforma de 115 a 13,8 kV. para alimentar los circuitos de las
poblaciones aledañas, y la otra unidad que transforma de 115 a 34,5 kV. sirve a los circuitos que
alimentan a las subestaciones de GUARAQUE, EL MOLINO, CANAGUA, SANTA TERESA y
SANTA CRUZ DE MORA, siendo esta última la que atiende el área de estudio del proyecto.
La S/E dispone de un transformador de 5 MVA y se derivan 4 circuitos en 13,8 kV. Para
el año 2000 el número de suscriptores era de 2748.
CAPÍTULO 4
LEVANTAMIENTO EN CAMPO
Una vez ubicados en la zona de trabajo comenzó la búsqueda de información que pudiera
ser de utilidad para la realización del proyecto.
En primer lugar se visitó la sede de CADELA en la ciudad de Mérida de donde se
obtuvieron: El plano geográfico con los circuitos de salida de la S/E Santa Cruz de Mora
actualizado en el año 2003, mediciones de las salidas de los circuitos de septiembre de 2005
cuando se encontraba reestablecida la carga en su totalidad y el diagrama unifilar del estado
Mérida para el año 2005
Con la ayuda de la información recopilada y una vez situados en la población de Santa
Cruz de Mora se procedió a la visita de la subestación para verificar su estado.
Figura 5- S/E Santa Cruz de Mora.
22
23
La S/E de Santa Cruz de Mora es de tipo abierta, como se aprecia en la figura 5, y está
ubicada a 44 Km. aproximadamente de la S/E Tovar. El calibre del conductor del circuito de
subtransmisión en 34,5 kV que las une es 4/0 de tipo Arvidal. La subestación dispone de un
transformador de 5 MVA como se mencionó anteriormente gracias a la ayuda del atlas eléctrico y
se puede apreciar en la figura 6.
Figura 6- Transformador de la S/E Santa cruz.
Los circuitos de salida de la subestación son los siguientes:
-
Circuito 1: CENTRO. GUAYABAL
Figura 7- Salida del circuito 1
24
Este circuito tiene una longitud aproximada de 54 Km. con cargas de tipo rural y urbana.
La demanda máxima para septiembre de 2005, luego de reestablecida la carga que se perdió a
raíz del desastre, es de 61,3 amperios según una medición suministrada por la coordinación de
transmisión de CADELA (Mérida).
-
Circuito 2: SAN FELIPE
Figura 8- Salida del circuito 2.
La longitud de este circuito es de 78 Km. aproximadamente y su carga es de tipo rural, su
demanda máxima según las mediciones de septiembre de 2005 es de 77,33 amperios.
-
Circuito 3: El PORTÓN
Figura 9- Salida del circuito 3
25
Tiene una longitud aproximada de 44Km. La carga presente es de tipo rural y su demanda
máxima de 19,33 amperios según la información recibida de CADELA.
-
Circuito 4: PAIVA
Figura 10- Salida del circuito 4
Su longitud aproximada es de 8 Km. y la carga que sirve es de tipo rural e industrial con
una demanda máxima registrada en septiembre de 2005 de 12 amperios.
Todos los circuitos antes mencionados presentan las características típicas de un circuito
primario radial, siendo el circuito # 1 el que alimenta la mayor parte del casco central de Santa
Cruz de Mora y las zonas rurales más importantes del lugar, razón por la cual se escogió como
objeto del estudio ya que hubo que delimitar la zona debido a su extensión y al tiempo del que se
disponía.
Este circuito tiene una capacidad instalada en transformadores de distribución de 3902,5
kVA, la cual fue calculada utilizando el plano de la ubicación de los circuitos del año 2003
suministrado por CADELA, en donde se demarcan todos los transformadores del circuito.
Es importante destacar que existe una interconexión entre el circuito # 1 (Guayabal) y el
circuito # 3 (El Portón) a través de seccionadores normalmente abiertos ubicados en el centro de
la población.
26
En el anexo Nº 1 se tiene una sección del diagrama unifilar del sistema eléctrico del
estado Mérida del año 2005 donde se indica la información antes descrita.
Escogido el circuito de estudio, se identificó la distribución de las cargas más importantes
para proceder al recorrido de ese sector, ya que como se mencionó anteriormente este tiene una
longitud de 54 Km. aproximadamente y algunos de los lugares eran inaccesibles debido a que se
encontraban en propiedad privada o en zonas montañosas por donde no existe vialidad.
Seguidamente se dio comienzo al recorrido caminando poste a poste para analizar el
estado de los mismos, anotando las características y los componentes más importantes que los
conforman. Con estos datos se llenaron unas planillas que se encuentran en el anexo 2 del trabajo.
En dichas planillas se describen el tipo de crucetas, la presencia o no de perchas para los circuitos
de baja tensión y el número de aisladores de las mismas, brazos de alumbrado público, número de
conductores, bancos de transformadores, cortacorrientes, pararrayos, vientos y retenidas entre
otros.
Además de las características presentes en las estructuras, se procedió a ubicarlas
manualmente de forma aproximada en el plano de los circuitos que entregó CADELA.
Para mayor comodidad se le asignó cierta numeración a los postes pertenecientes al
circuito para su ubicación en los planos, lo que se creyó conveniente considerando que no tenían
ningún tipo de identificación. Esta información se encuentra reflejada en las planillas y planos.
Luego la información fue digitalizada en AutoCAD sobre el mismo plano al que se hizo
referencia y esta información se encuentra plasmada en el anexo 3 del trabajo.
Al mismo tiempo que se anotaron las características y se ubicaron los postes se hizo un
reporte fotográfico de estos, con la finalidad de tener un soporte visual de los componentes de
cada uno de los ellos. También se midieron las distancias de separación entre algunos postes con
27
el fin de construir una escala gráfica que ayudara a determinar distancias a través del plano que se
poseía.
En total se levantó la información de 112 postes pertenecientes al circuito CentroGuayabal y alrededor de 2 ó 3 fotos de cada uno de ellos y su respectiva ubicación en el plano.
En la tabla I se verá un ejemplo de la planilla utilizada y que información se colocó en
cada campo.
Tabla I- Formato de planillas para levantamiento de postes.
N° POSTE
CARACTERISTICAS
UBICACION FOTO N°
En el campo que se refiere a número de poste se colocó el nombre que se creyó
conveniente para identificar los mismos, comenzando con la letra G que indica que pertenece al
circuito Guayabal y luego números sucesivos para su conteo e identificación.
En el campo de características se colocaron todos los componentes importantes que se
encontraban en la estructura, con una mínima descripción de cada uno de ellos.
El campo de ubicación no se llenó en la totalidad de los postes ya que en un momento
dado se utilizó para anotar la distancia que había de un poste al siguiente.
En el lugar que corresponde a Nº de foto se coloco la letra D seguida de un número, lo que
indica en que carpeta se encuentra la fotografía referida, seguidamente se encuentra el número de
la fotografía que corresponde al poste que se esta describiendo en esa fila de la planilla.
28
Toda esta información se recopiló con la finalidad de conocer el estado de los postes para
saber cuales deben ser remplazados y que materiales se pueden recuperar de las estructuras
existentes.
CAPÍTULO 5
ANALISIS DEL ESTADO DE LA RED SEGÚN LA NORMA DE
CADAFE.
5.1 NIVELES DE TENSIÓN.
Con la información recopilada en la zona y que se encuentra registrada en el plano del
anexo 3, se pudo calcular la caída de tensión presente en un sector del sistema cuyas distancias
fueron tomadas en el terreno, con estas medidas y ayuda del plano suministrado por CADELA se
hizo el cálculo para los distintos sectores que son alimentados por el circuito con el auxilio de la
escala gráfica.
Los cálculos de caída de tensión se realizaron utilizando las formula (1), (2) y (3) ya
mencionadas en el marco teórico. Los valores de R y X se obtuvieron de las normas de diseño de
la Electricidad de Caracas. El valor de la reactancia inductiva se calculó utilizando la formula (4)
para las diferentes disposiciones de los conductores en las crucetas, estos cálculos se encuentran
en el anexo 4. En definitiva se utilizó un promedio de los diferentes valores de la reactancia ya
que la variación debido a las disposiciones de los conductores no supera un 6 %
En la tabla II se aprecian los resultados del cálculo de la caída de tensión en la zona
recorrida. Los mismos fueron realizados para dos condiciones diferentes, una refleja la caída de
tensión utilizando la capacidad instalada en transformadores de distribución para verificar el
comportamiento del circuito ante un aumento futuro de la carga. Por otra parte se utilizó la
demanda máxima registrada del circuito de la información obtenida en CADELA, asumiendo que
dicha demanda se distribuye proporcionalmente con la capacidad instalada, para el análisis del
estado actual.
29
30
Tabla II-Caída de Tensión hasta el final de la zona recorrida (Urb. A. Rossi).
Longitud Total
(m)
Conductores
Presentes
en el Tramo
R
X
% ∆V
(D.máx.)
% ∆V
(Cap. Inst.)
1901,45
1/0 Arv.
# 6 Cu.
# 4 Cu.
# 2 Arv.
0,593
1,498
0,943
0,943
0,438
0,494
0,476
0,454
1,142
3,041
En definitiva la caída de tensión hasta el último poste que se incluyó en el levantamiento
(Urb. A. Rossi), el cual delimita la zona que se puede considerar urbana de la rural, es de 3,041%
para la capacidad instalada y de 1,142% para la demanda máxima registrada.
Usando las distancias conocidas y con la ayuda del plano y la escala gráfica se procedió a
calcular la caída de tensión de manera aproximada en algunos puntos para determinar donde se
producía la mayor caída de tensión. Los valores se aprecian en la figura 11.
%∆V= Para Capacidad instalada
%∆V= Para Demanda Máxima.
Bo. Padre Granados
%∆V= 1,727
%∆V= 0,648
Urb. A.Rossi
%∆V= 3,045
%∆V= 1,142
La Macana
%∆V= 5,765
%∆V= 2,162
S/E
Páramo de
San Isidro
%∆V= 5,648
Los Mamones
%∆V= 0,38
%∆V= 0,143
%∆V= 2,112
San Rafael
(Parte Alta)
%∆V= 5,464
%∆V= 2,049
Figura 11-Diagrama de Caídas de Tensión.
31
La caída de tensión desde la subestación hasta el punto que presenta la peor condición (La
Macana) es de 5,765 % para la capacidad y 2,162 % para la demanda máxima. Hay que resaltar
que estos cálculos se realizaron con la ayuda de una escala gráfica y que su precisión depende de
la exactitud de la escala con que fue realizado el plano.
Los cálculos realizados para obtener estos valores se encuentran como anexo 5 del
presente trabajo.
Para conocer el estado de la red en cuanto a la caída de tensión, se hizo uso del capítulo
42-87 de las normas de diseño para líneas de alimentación y redes de distribución de CADAFE.
•
“Caída de tensión permitida en el sistema de distribución aéreos en condiciones
normales.
¾ Áreas Urbanas.
Porcentaje de caída de tensión en el primario = 3.5 %
Porcentaje de caída de tensión en el transformador de distribución = 2.5 %
Porcentaje de caída de tensión en el secundario = 3 %
Porcentaje de caída de tensión en la acometida = 1 %
¾ Áreas Rurales.
Porcentaje de caída de tensión en el primario = 5 %
Porcentaje de caída de tensión en el transformador de distribución = 2 %
Porcentaje de caída de tensión en el secundario = 2.5 %
Porcentaje de caída de tensión en la acometida = 0.5 %”
Analizando lo que dice la norma y comparando con los cálculos obtenidos se puede
mencionar que en el área más poblada de la zona no existen problemas de caída de tensión ya que
se encuentra dentro del rango establecido para la capacidad del circuito y por ende para la
demanda máxima.
32
Para la zona rural sin embargo se deben sumar las dos caídas de los cálculos realizados lo
que da un total de 5,765 % para la capacidad lo que se encuentra por encima del valor establecido
y se debe tomar en cuenta para un crecimiento de la carga.
5.2 PROTECCIONES CONTRA SOBRECORRIENTE.
5.2.1 Protección primaria.
Para este aspecto el capítulo 45-87 de la norma establece los siguientes criterios:
•
“Alimentadores primarios.
Se deberá emplear un disyuntor por cada salida desde la subestación de distribución. En
áreas rurales podrá emplearse un reconectador en la subestación de distribución que proteja
cada salida. Adicionalmente, se podrán emplear reconectadores en los troncales,
seccionalizadores en los ramales trifásicos y fusibles en los ramales monofásicos.
En la protección de líneas aéreas deberá emplearse el relé de reenganche como equipo
adicional a incluir en cada disyuntor de la subestación.”
En la subestación de Santa Cruz de Mora existen un reconectadores de tipo GVR para los
circuitos 1,2,3 y un reconectador tipo KFE para el circuito 4 que salen de la misma tal como lo
establece la norma antes señalada y se puede apreciar en la figura 12.
33
Figura 12-Protecciones de la S/E Santa Cruz de Mora
A lo largo del circuito no se constató la presencia de seccionalizadores ni de
reconectadores adicionales a los que se encuentran en la salida del mismo, pero la norma no
establece su obligatoriedad.
En cuanto al ajuste del relé, de la norma se puede citar lo siguiente:
¾ Criterios de ajuste de los equipos de protección.
1) Disyuntor
1.1)
El ajuste de los relés de fase obedecerá a los siguientes criterios:
• El ajuste del TAP deberá ser al menos 20 % de la mayor carga de operación, o
deberá ser ajustado a la capacidad del circuito.
•
La combinación del ajuste corriente y ajuste de tiempo deberá ser tal que una
corriente de arranque en frío de 300 % de la carga máxima durante 2 seg. No
ocasione la operación del relé.
La unidad instantánea de fase deberá tener un ajuste no menor de la máxima
cresta de la corriente de arranque en frío, la cual se asumirá igual al 400 % del
valor máximo de la corriente de carga.
34
1.2)
Deberá emplearse el relé de reenganche con un máximo de 3 operaciones
sucesivas de apertura y cierre.
De la información recopilada se debe mencionar que el ajuste del disparo en la fase está
en 200 amperios lo que indica que está en la capacidad del circuito ya que es el promedio de la
capacidad del conductor 1/0 arvidal entre su capacidad con la mejor condición, viento sin sol, que
es 256 amperios y la peor condición, sol sin viento, que es de 152 amperios. También se puede
apreciar en la información obtenida que el reconectador está programado para 3 operaciones.
De las recomendaciones que realiza la norma en cuanto a las curvas tiempo Vs. Corriente
del relé o ajuste del reconectador no se pudo verificar su cumplimiento debido a que a pesar de
haber solicitado información al respecto en las oficinas de CADELA esta no fue suministrada por
problemas de comunicación (correo electrónico) en sus oficinas.
En el anexo 6 se pueden ver los detalles técnicos del “outdoor circuit breaker GVR
Recloser Whipp & Bourne Switchgear” usado en las salidas de los circuitos. Allí se puede
apreciar que este es de tipo electrónico por lo que no se debería presentar problemas en el ajuste
de las curvas tiempo-corriente para satisfacer lo que establece la norma.
5.2.2 Protección de los transformadores.
Según la norma para la protección de los equipos de transformación contra sobrecorriente
se recomienda lo siguiente:
•
“Banco de transformación en poste.
Se emplearán fusibles tipo “H” y tipo “K” según lo indicado en las tablas. Los bancos de
transformación ubicados en las cercanías de la subestación de distribución deberán ser
protegidos con una unidad limitadora de corriente, en serie con el fusible.
•
Banco de transformación en caseta.
35
Se emplearán fusibles tipo “K” de forma preferente. En aquellos bancos de
transformación ubicados en las cercanías de la subestación se deberán emplear unidades
limitadoras de corriente en serie con los fusibles tipo “K”, hasta una capacidad nominal de
40 A. Para valores superiores se deberán emplear fusibles limitadores de corriente que
presentan la característica combinada de los fusibles antes mencionados.”
Tabla III – Fusibles para bancos trifásicos en postes.
FUSIBLES PRIMARIOS EN 13,8 Kv PARA BANCOS DE
TRANSFORMACION TRIFASICOS EN POSTES
CAPACIDAD NOMINAL DEL
BANCO (kVA)
CAPACIDAD DEL
FUSIBLE
(AMPERIOS)
TIPO DE
FUSIBLE (K ó
H)
3X5
3 X 10
3 X 15
3 X 25
3 X 37,5
3 X 50
3 X 75
1
2
3
5
6
10
10
H
H
H
H
K
K
K
Tabla IV – Fusibles para bancos monofásicos en postes.
FUSIBLES PRIMARIOS EN 13,8 Kv PARA BANCOS DE
TRANSFORMACION MONOFASICOS EN POSTES
CAPACIDAD NOMINAL DEL
BANCO (kVA)
CAPACIDAD DEL
FUSIBLE
(AMPERIOS)
TIPO DE
FUSIBLE (K ó
H)
1X5
1 X 10
1 X 15
1 X 25
1 X 37,5
1 X 50
1
1
2
3
5
6
H
H
H
H
H
K
Las tablas III y IV muestran los fusibles a ser utilizados según la norma.
36
Los transformadores de la red están protegidos contra sobrecorriente a través de
cortacorrientes (fusibles) mostrados en la figura 13, sin embargo, no se pudo verificar en el sitio
el tipo de los fusibles ya que no se disponía del apoyo de la empresa eléctrica y los registros de
información al respecto no han sido suministrados.
Figura 13- Ilustración de cortacorrientes para protección de transformadores.
5.3 PROTECCIONES CONTRA SOBRETENSIÓN.
5.3.1 Protección de los equipos.
Todos los equipos de transformación presentes en la red están protegidos con
descargadores de sobretensión convencionales.
Esto es lo que contempla la norma 46-87 en sus condiciones generales:
•
Se emplearán pararrayos convencionales del tipo válvula, para la protección de sistemas
de distribución aéreos según las características presentadas en la tabla siguiente.
37
Pararrayos tipo
Tensión nominal (Kv)
válvula
Tensión de operación
Tensión residual a
(Kv)
10(KA)
Convencional
12
49 a 60
43 a 53
Especial
12
46 (máximo)
45 (máximo)
En cuanto a la protección de los equipos contra sobretensiones se tiene:
•
“Proteccion de transformadores de distribución ubicados en postes:
Todos los transformadores de distribución ubicados en postes se protegerán con
pararrayos convencionales.”
En la figura 14 se pueden apreciar el tipo de descargadores de sobretensión utilizados.
Figura 14-Ilustración de descargadores de sobretensión.
En el anexo 7 se encuentran descritas algunas características de los mismos.
38
5.4 SECCIONAMIENTO DE BLOQUES DE CARGA DE LA RED.
En este punto es necesario estudiar que es lo que recomienda la norma primero para la
zona de mayor densidad de la población.
•
“Alimentadotes aéreos en zonas de alta y media densidad de carga.
Se deberán instalar equipos de seccionamiento en los alimentadores primarios según las
siguientes condiciones:
-
Cada bloque de carga igual o superior a 750 KVA de capacidad instalado en
transformadores de distribución.
-
Cada derivación de un lazo lateral.
-
Cada punto de interconexión entre alimentadores primarios.”
Todas estas condiciones se cumplen en general en la red de distribución de Santa Cruz
según la información registrada en campo y el plano de los circuitos donde se indican los puntos
de seccionamiento.
Ahora para la zona rural:
•
“Alimentadores aéreos en zonas de baja densidad de carga.
Se deberán instalar equipos de seccionamiento en los alimentadores primarios según las
siguientes condiciones:
-
Cada bloque de carga igual o superior a 200 KVA de capacidad instalado en
transformadores de distribución.
-
En los alimentadores primarios, ubicados en zonas rurales, que sirvan cargas concentradas
en localidades apartadas y/o cagas esparcidas a todo lo largo de su recorrido, se deberán
colocar equipos de seccionamiento cada 2 Km. de alimentador, incluyendo troncal y
laterales.
39
-
Los alimentadores primarios deberán estar, de ser posible, interconectados con otros
alimentadores vecinos y los puntos de seccionamiento deberán estar ubicados en lugares de
rápido acceso, preferiblemente al lado de vías de comunicación.”
Estas recomendaciones son más difíciles de constatar ya que no se pudo recorrer las zonas
rurales alimentadas por el circuito, sin embargo con la ayuda del plano se puede ver que existe el
seccionamiento en los ramales, aunque no en todos los ramales principales se halla
seccionamiento cada 2 Km. Existe el seccionamiento en la mayoría de los bloques de carga
superiores a 200 KVA, pero no en todos, y no hay interconexión con ningún otro circuito.
Ahora se van a analizar los tipos de seccionamientos utilizados en la red en comparación con
los recomendados por la norma.
•
-
“Alimentadotes aéreos en zonas de alta y media densidad de carga.
Los alimentadores primarios estarán provistos de equipos de seccionamiento en las tres
fases, tanto en el troncal como en los ramales y/o lazos laterales.
-
Se podrán emplear fusibles en los ramales trifásicos y en los lazos laterales trifásicos en
aquellos casos que sea necesario. Aquellos ramales trifásicos que atraviesen zonas
dificultosas y tengan una rata de falla elevada, deberán ser provistos de seccionalizadores
automáticos en el punto de derivación y deberán ser coordinados con el interruptor del
alimentador respectivo de la subestación.
-
Se deberán usar fusibles en ramales monofásicos cuando la longitud del ramal, frecuencia de
fallas y/o dificultad de acceso a la zona así lo amerite.”
En general, el alimentador primario, así como los ramales y las derivaciones del mismo están
provistos de equipos de seccionamiento manuales (cortacorrientes) con sus fusibles en sus tres
fases tal como esta recomendado. Los dispositivos utilizados en general presentan las
características mostradas en el anexo 8.
40
•
-
“Alimentadores aéreos en zonas de baja densidad de carga.
En los alimentadores primarios se recomienda el uso de reconectadotes automáticos en el
troncal intercalados con equipos de seccionamiento manual.
-
El número máximo de reconectadores a usar en el troncal de cada alimentador primario será
de tres, excepto en aquellos casos que, por necesidad de protección y/o detección de fallas, se
requieran reconectadotes adicionales.
-
Los alimentadores primarios estarán provistos de equipos de seccionamiento manual, tanto
en el troncal como en los ramales y/o lazos laterales trifásicos o monofásicos.
-
Aquellos ramales trifásicos que atraviesen zonas dificultosas y tengan una rata de falla
elevada deberán ser provistos de seccionalizadores automáticos en el punto de derivación, y
deberán ser coordinados con el reconectador que lo antecede.
-
Se deberán usar fusibles en ramales monofásicos cuando la longitud del ramal, frecuencia de
fallas y/o dificultad de acceso a la zona así lo amerite.”
A pesar de que existen zonas de alta densidad de fallas por donde cruzan las líneas debido a la
presencia de vegetación cerca de las mismas, no hay ningún equipo de seccionamiento
automático como reconectadores o seccionalizadores, lo que impide que las fallas transitorias
sean despejadas de manera rápida.
A continuación se presentan ilustraciones de los seccionamientos utilizados en las figuras 15
y 16.
41
Figura 15- Cortacorrientes para seccionamiento
Figura 16- Cortacorrientes para seccionamiento 2
5.5 NORMALIZACIÓN DE CALIBRES.
Los calibres utilizados en la red de distribución de Santa Cruz de Mora son en su mayoría
Nº 1/0 y Nº 2 de tipo arvidal y Nº 6 y 4 de cobre.
Para redes primarias las recomendaciones de la norma son las siguientes:
•
Redes primarias:
-
Calibres del conductor de aleación de aluminio (ARVIDAL) :
42
2 AWG, 1/0 AWG, 2/0 AWG y 4/0 AWG.
-
Calibres del conductor de cobre :
4 AWG, 2AWG y 2/0 AWG.
De todos los calibres mencionados el calibre Nº 6 de cobre no está establecido en la
norma para utilizarse en redes primarias de distribución.
Además se puede apreciar en el plano mostrado en el anexo 1 y en el diagrama de la
figura 18 que tanto los conductores que salen de la subestación como los que se encuentran en los
extremos del circuito son de tipo 1/0 ó Nº 2 Arvidal, lo que indica que la presencia de los
conductores Nº 6 y 4 de cobre en tramos situados entre las zonas antes mencionadas lo que
conlleva es a una disminución de la capacidad de carga del circuito.
En la fotografía de la figura 17 se puede apreciar el mal estado del conductor de cobre.
Figura 17-Estado del Conductor de cobre.
43
5.6 CAPACIDAD TÉRMICA.
Las normas de diseño de CADAFE para redes de distribución, aéreas en este caso,
establecen las capacidades de corriente en los conductores desnudos para líneas de distribución
primaria y secundaria a través de unas tablas que se encuentran en el código 54-87 de dicha
norma.
La tabla V muestra las capacidades térmicas de conductores en líneas aéreas según la
norma, con ellas se verifica si la carga a la que están sometidos los conductores utilizados en la
red se encuentran en los niveles normales.
Tabla V- Capacidad térmica de los conductores según Norma de CADAFE.
Conductor
1/0 ARV.
# 6 Cu.
Capacidad Térmica del conductor
Sol sin
Sin sol sin
Sol y
Viento
viento
viento
viento
sin sol
152
176
242
256
66
76
114
123
Se tienen las capacidades de los conductores 1/0 Arvidal y Nº 6 de cobre por ser estos lo
que están sometidos a la mayor carga en el circuito estudiado.
La siguiente tabla muestra el cálculo de capacidad de carga para conductores aéreos
realizado con la formula (2) descrita en el marco teórico. Se utilizaron las constantes especificada
en el marco teórico.
Tabla VI- Capacidad de carga de conductores según formula 2 del marco teórico.
Calculo de capacidad de carga de los conductores
Calibre
Tc
Ta
V
E
D (cm)
Perímetro
(cm)
Rac
Wc
Wr
Corriente
(Amperios)
1/0 ARV.
# 6 Cu.
75º
75º
30º
30º
2
2
0,5
0,5
0,892
0,401
2,802
1,260
0,593
1,498
0,1047
0,1560
0,0176
0,0176
240,44
120,84
Utilizando la capacidad instalada en transformadores de distribución en el circuito
estudiado y la demanda máxima del circuito se obtuvieron los siguientes resultados.
44
Tabla VII-Cálculo de carga del circuito Centro-Guayabal.
Salida de la S/E
G5 en adelante
KVA
KV
Calibre
3902,5
3542,5
13,8
13,8
1/0 Arv.
# 6 Cu.
Corriente
(amperios)
(D. Máx.)
61,3
55,58
Corriente
(amperios)
(Cap. Inst.)
163,3
148,2
El conductor Arvidal 1/0 instalado a la salida de la subestación no presenta problemas
para la máxima carga registrada hasta ahora; por otro lado si se considera la capacidad nominal
de los transformadores y la peor condición estipulada en la tabla de la norma de CADAFE (152
A) el conductor estaría sobrecargado en un 107 %.
En el caso del tramo del conductor de cobre # 6 se tiene lo siguiente: Si se utiliza la
demanda máxima del circuito asumiendo que la corriente se distribuye de manera proporcional a
la capacidad instalada, la corriente máxima que vería el conductor sería de 55,6 amperios que
representa el 90,8 % de la demanda máxima del circuito la cual es manejable para el conductor
hasta para la peor condición que presenta la tabla de las normas. Si se consideran todos los
transformadores a plena capacidad (148,2 A)y la peor condición de la tabla (66 A) este tramo
quedaría sobrecargado a un 224 %. Esta información se muestra ilustrada en la figura 18.
45
Corriente para la Capacidad Instalada
Corriente para la Demanda Máxima Registrada
º Padre Granados
Bo.
Urb. A.Rossi
70,29 A
26,36 A
Nº 4 Cu
22,7 A
8,51 A
58,78 A
22,04 A
Nº 6 Cu
19,25 A
7,22 A
82,63 A
30,98 A
108,57 A
40,71 A
La Macana
1/0 Arv.
Nº 2 Arv
36,61 A
13,73 A
Nº 6 Cu
S/E
Nº 2 Arv
1/0 Arv.
148,2 A
55,58 A
1/0 Arv.
163,3 A
61,3 A
7,74 A
2,9 A
17,15 A
6,43 A
Páramo de
San Isidro
Los Mamones
1/0 Arv.
1/0 Arv.
3,77 A
1,41 A
San Rafael
(Parte Alta)
Nº 2 Arv
Figura 18-Diagrama de Distribución de Corrientes en el Circuito Centro-Guayabal
5.7 DISTANCIAS Y SEPARACIONES MÍNIMAS.
En base al levantamiento realizado y con ayuda del reporte fotográfico se alcanza a ver
que lo más resaltante en cuanto a las distancias mínimas establecidas son las distancias
horizontales entre los conductores y las edificaciones. Como ya se mencionó en el marco teórico
este es uno de los aspectos más difíciles de controlar ya que con el crecimiento de la población
las edificaciones se van apoderando cada vez más de los espacios, dejando muy poco para las
separaciones de ellas con las líneas de distribución.
Está establecido en la norma que la distancia horizontal mínima entre conductores y
paredes y proyecciones de estructura, balcones, ventanas sin protección y áreas accesibles a
46
personas para tensiones de 13,8 kV debe ser de al menos 2,45 metros. Sin embargo lo que se
apreció en el lugar es que en algunos casos esto no se cumple, como se muestra en el ejemplo de
la figura 19.
Figura 19-Separación entre el circuito y las edificaciones.
Como se puede ver en la figura 19 la edificación en construcción se encuentra a menor
distancia de la recomendada ya que si ocurriese la rotura de algún conductor este con seguridad
caería sobre las construcciones, esto ocurre en la mayoría de la trayectoria del circuito a través de
la zona central de la población
5.8 COMPARACIÓN CON OTRAS NORMATIVAS DE CADAFE.
Con el fin de hacer la mayoría de recomendaciones posibles también se utilizó el manual
para el diseño del sistema de distribución a mediano plazo de CADAFE, donde se hace referencia
a la configuración de las subestaciones de distribución.
47
Para el dimensionamiento de una subestación en áreas urbanas es necesario estudiar el
comportamiento del sistema ante condiciones de emergencia ya que este debe estar en capacidad
de alimentar la demanda en dado caso, entre las contingencias más factibles y que influyen en la
confiabilidad del servicio está la pérdida de la unidad de transformación de mayor capacidad de
una subestación.
Existen dos criterios que facilitan la determinación del tamaño de las subestaciones, estas
son:
• Capacidad de reserva: Esta se refiere a que se debe tener mas de una unidad de
transformación para suplir la demanda en caso de que una falle, y esta o estas deben tener la
capacidad de absorber la carga de la unidad fallada.
Para determinar cuanto se puede sobrecargar un transformador se hace uso de las siguientes
normas:
¾ Norma ANSI C.52.92: Establece que se puede aceptar sobrecarga en las unidades
de transformación hasta un 5 % de la pérdida de vida útil de la unidad.
¾ Norma ANSI C-57.92 del año 1962: Establece que un transformador de potencia a
una temperatura ambiente de 35º C, sometido a una carga previa al pico de
demanda del 70 % de su capacidad de placa y una duración del pico de carga de 8
horas al 130 % de su capacidad nominal, sufre una pérdida de vida de 1 %.
• Criterio de capacidad firme: Basados en la premisa anterior el criterio de capacidad firme
establece lo siguiente.
48
“La capacidad de transformación de una subestación de distribución, o de un grupo de
subestaciones debe ser tal que con el transformador de mayor capacidad fuera de servicio, aún
sea posible alimentar la totalidad de la demanda.
En definitiva la capacidad firme de una subestación se establece como el 130 % de la
capacidad de la misma con la unidad de transformación mayor fuera de servicio.
También se debe considerar para el cálculo de la capacidad firme la posibilidad de
transferencia de carga entre las barras de la subestación o entre los circuitos de la misma. (6)
Abordando el tema que compete al estudio, la capacidad firme de las subestaciones Tovar
y Santa Cruz de Mora es cero, en el primer caso aunque la S/E posee 2 transformadores estos
presentan diferente relación de transformación lo que imposibilita la transferencia de carga de
una a otro. En el segundo caso solo existe un transformador lo que va en contra de los criterios de
reserva.
Sin embargo existe la posibilidad de suplir parte de la carga a través de un circuito en 13,8
kV. que sale de la S/E Tovar y se conecta a través de seccionadores normalmente abiertos con el
circuito Centro-Guayabal de la S/E Santa Cruz pero este circuito tiene una caída de tensión
bastante considerable y no esta en capacidad de suplir toda la carga del circuito, en primer lugar
porque no existe interconexión entre los cuatro circuitos que dependen de la S/E Santa Cruz y en
segundo lugar porque el conductor 1/0 Arvidal no tiene la capacidad de transmitir toda la
corriente para los 4 circuitos.
5.9 ESTADO ACTUAL DE LOS POSTES.
A través del reporte fotográfico se puede constatar que existen postes en el circuito que
presentan alto grado de oxidación e incluso algunos otros que ya no constituyen un apoyo para
los conductores por el precario estado de su estructura y fundación.
49
Figura 20-Poste en mal estado.
Figura 21-Poste en mal estado 2
50
Figura 22-Poste en mal estado 3.
Figura 23-oxidación en postes.
El estado de oxidación que presentan algunos de los postes mostrado en la figura 23
representa un riesgo debido al daño que esta produce en su estructura. El grado de inclinación
mostrado en las figuras 20,21 y 22 también constituye un peligro ya que existe la posibilidad de
que la estructura colapse o se estén violando las distancias mínimas a tierra.
CAPITULO 6
APORTE AL PROGRAMA DE CÁLCULO DE COMPUTOS MÉTRICOS.
Uno de los objetivos que se planteó al principio era la elaboración de un proyecto para
una nueva red de distribución, el cual fue cambiado por motivos ya explicados, sin embargo,
como parte del trabajo presentado se realizaron unas ilustraciones de unos montajes unitarios para
ser utilizados en un programa para calcular los cómputos métricos de un proyecto.
Estas ilustraciones fueron realizadas utilizando la herramienta AutoCAD y muestran en
tres dimensiones y de manera general los elementos más resaltantes de cada montaje estudiado.
Para la elaboración de los dibujos se observaron los catálogos de algunos fabricantes para tratar
de seguir un patrón y mantener unas dimensiones acordes con los elementos.
El programa que hace el conteo de los materiales de los montajes esta hecho en Microsoft
Excel y su apariencia la muestra la figura 24.
MONTAJES UNITARIOS
HOJA 1 DE 1 PRECIOS UNITARIOS
CANTIDAD MONTAJE Nº 27
SUMINISTRO Y COLOCACIONES DE 2 PERCHAS DE 4 AISLADORES A 180º EN POSTES DE Ø
DEL MONTAJE (Bs) SUB TOTAL
DE
= 11.43 CM.
MATERIALES COMPONENTES DEL MONTAJE
MANO DE
MATERIAL
MONTAJES
REF.
DESCRIPCION
UNI. CANT. P.U.
OBRA
4
91
Percha de cuatro aisladores con separación de 20.32 cm
U
2
2,3
Abrazaderas con sus cuatro tornillos y tuercas c/u de 10.16
- 11.43 cm de Ø
U
2
48,2
Conector a tornillo tipo UW-R calibre Nº 4/0
U
16
49,1
Conector a compresión tipo YC-A calibre Nº 4/0
U
4
DIBUJO
Figura 24-Vista de la pantalla del programa en Excel.
51
52
En la hoja se puede apreciar la descripción del montaje respectivo y un botón con el titulo
“Dibujo” el cual al ser presionado activa la hoja de Excel donde se encuentra el dibujo
correspondiente al montaje. Los dibujos se encuentran con formato de imagen para no hacer
necesario el uso de AutoCAD al momento de su despliegue.
Como ya se mencionó al momento de activar el botón de dibujo aparecerá en otra hoja de
Excel la imagen de la figura 25.
MONTAJE 27
VOLVER
Figura 25-Dibujo en AutoCAD del montaje unitario.
De esta manera se puede ver la imagen del montaje requerido y los elementos mas
resaltantes del mismo, de igual manera se observa la presencia de un botón “volver” el cual
permite regresar a la hoja del programa donde se encuentra la descripción del montaje.
CAPITULO 7
CONCLUSIONES.
Luego del estudio de la red de distribución eléctrica de Santa Cruz de Mora, basado en
diferentes manuales y normas que rigen el funcionamiento del sistema con la finalidad de que los
consumidores se sientan satisfechos, se puede concluir que ésta a pesar de estar en normal
funcionamiento presenta ciertos aspectos que se pueden mejorar en pro de la calidad del servicio,
de la seguridad de las personas y de la confiabilidad del mismo.
Algunos de los aspectos a considerar son los siguientes:
1. Las subestaciones de Tovar y Santa Cruz de Mora no poseen capacidad firme
2. Sólo existe una interconexión en 13,8 kV entre la S/E Tovar y el circuito 1 de la
subestación Santa Cruz de Mora, la misma presenta una caída de tensión fuera de los límites en
caso de emergencia y no tiene la capacidad suficiente para alimentar todos los circuitos. El resto
del los circuitos de la S/E Santa Cruz no presentan interconexiones con circuitos de otras
subestaciones.
3. La presencia de un conductor de cobre calibre Nº 6 representa una disminución en la
capacidad de carga del circuito, además no está avalado en las normas para su utilización en redes
de distribución. El estado del conductor tampoco es el apropiado debido a la gran cantidad de
tiempo que lleva instalado.
4. No existe seccionamiento cada 2 Km. en los ramales que alimentan las zonas rurales más
importantes y tampoco existen equipos de seccionamiento automático en estos ramales donde hay
alta rata de falla.
5. Los postes utilizados en la red en el casco central de la población se encuentran en mal
estado en su mayoría.
53
54
6. Se violan las distancias mínimas a las edificaciones en la zona donde se concentra la
mayoría de la población.
CAPÍTULO 8
RECOMENDACIONES.
Una vez hecha la evaluación del estado de la red se procede a analizar y a proponer
algunas soluciones para los detalles más resaltantes que se pudieron observar en el sistema de
distribución del casco central de Santa Cruz de Mora, con el fin de mejorar el estado de la red en
cuanto a los factores discutidos en este trabajo. Las recomendaciones planteadas son las
siguientes:
1. Debido a las irregularidades manifestadas por los habitantes de la población en cuanto a
niveles de tensión y fluctuaciones de voltaje se hace necesaria la revisión de la red de baja tensión
y del mantenimiento del sistema en general para la determinación de la causa de estos problemas.
2. Hacer un estudio detallado de los circuitos San Felipe, Portón y Paiva que permita
detectar problemas en las áreas servidas por ellos.
3. Sustitución del tramo del conductor de cobre de calibres Nº 6 y 4. En la siguiente tabla se
muestra como sería la caída de tensión en el sistema si se sustituyen los conductores de cobre por
conductores de aluminio calibre # 1/0.
Tabla VIII- Caída de tensión Hasta Poste Urb. A. Rossi con conductor propuesto.
Longitud (m)
Conductores
R
X
1901,45
1/0 Arv.
0,593
0,438
% ∇V
(Dmáx.)
0,722
% ∇V
(Cap. Inst.)
1,925
4. Para una mejoría en las distancias reglamentarias a las edificaciones es recomendable
utilizar crucetas en bandera, para lo cual es necesario sustituir algunas de las estructuras por
estructuras autosoportantes de dos postes las cuales pueden llevar las crucetas en bandera sin la
necesidad de la utilización de vientos o retenidas, lo cual favorece a la red debido a la poca
disponibilidad de espacio para su colocación y al mal estado presentado por algunos de los postes
55
56
actuales. Como anexo 9 se encuentran las especificaciones técnicas de las estructuras
recomendadas.
5. Con el fin de contribuir con la confiabilidad del sistema es necesario la instalación de otro
transformador en la subestación ya que al sólo existir uno no existe capacidad firme en la misma,
y en caso de una falla se perdería toda la carga de la subestación.
6. A nivel del seccionamiento de los bloques de carga sería recomendable la utilización de
reconectadotes o algún tipo de seccionamiento automático en las zonas rurales menos accesibles,
ya que los equipos de seccionamiento en dichas zonas se encuentran alejados de las vías de
comunicación.
57
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.
(1) Naranjo. Alberto
“Proyecto del Sistema de Distribución Eléctrico”
Equinoccio (2004). Pp. 636-644
(2) CADAFE
“Normas de diseño para líneas de alimentación y redes de distribución”
Agosto 1987
(3) Electricidad de Caracas.
“Normas de diseño: Constantes de líneas de distribución.”
Abril 1967
(4) http://www.santacruzdemora.com/
(5) http://funindes.usb.ve/IERU/
(6) CADAFE
“Manual para el diseño del sistema de distribución a mediano plazo”
Julio 1985
(7) Khodr. Husseim Mustapha
“Técnicas Modernas de Análisis y Diseños de Sistemas de Distribución”
Noviembre 2000
(8) Stevenson, William D.
“Análisis de Sistemas Eléctricos de Potencia”
1965.
(9) http://www.sicaelec.com/catalogo/producto2.asp?linea=6&ficha=60
(10) http://www.stieletronica.com.br/ch_fus_dis_esp.htm
(11) http://portal.onu.org.do/interfaz/main.asp?Ag=2&did=6&CategoriaNo=1&N=1
58
ANEXOS
LEVANTAMIENTO EN SITIO-STA. CRUZ DE MORA.
N° POSTE
CARACTERISTICAS
FOTO N°
G1
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla de alineación para circuito D2-17
34.5 kV, 1cruceta doble para amarre circuito guayabal, 3 D2-18
seccionadores cerrados.
G2
1 poste morocho, 2 crucetas dobles para amarre con ángulo D2-19
90°, 3 cortacorrientes, 3 pararrayos 1 bco. 3x25 kVA, 2 brazos D2-20
D2-21
AP.
G3
1 poste morocho, 2 crucetas dobles para amarre, circuitos D2-22
guayabal y 34.5 kV. 1 cruceta doble para ángulo de 90º del D2-23
circuito guayabal.
G4
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles para amarre con ángulo, 1 D2-24
viento.
D2-25
D2-26
G5
Poste sencillo, 2 crucetas dobles para amarre con ángulo 90°,1 D2-27
bco. 3x25 kVA, 3 cortacorrientes, 3 para rayos, 1 percha 5 D2-28
D2-29
aisladores.
G6
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 1 percha de D2-30
5 aisladores, 1 brazo AP.
D2-31
G7
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 1 percha de D2-32
5 aisladores, 1 brazo AP.
D2-33
G8
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 1 percha de D2-34
5 aisladores, 1 brazo AP.
D2-35
G9
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 1 percha de D2-36
5 aisladores, 1 brazo AP.
D2-37
G10
1 poste sencillo, 1 cruceta en bandera para alineación, 1 percha D2-38
de 5 aisladores, 1 brazo AP.
D2-39
G11
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla en bandera para alineación, D3-01
1 cruceta doble, 3 cortacorrientes, 3 pararrayos, 1 bco. 3x37.5 D3-02
kVA, 1 percha de 4 aisladores, 1 brazo de AP.
D3-03
LEVANTAMIENTO EN SITIO-STA. CRUZ DE MORA.
N° POSTE
G12
CARACTERISTICAS
FOTO N°
1 poste sencillo, 1 cruceta en bandera para alineación, 1 D3-04
cruceta doble en amarre para derivación, 3 cortacorrientes, 1 D3-05
percha de 5 aisladores, 1 brazo AP.
G13
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles para amarre en ángulo.
D3-06
D3-07
G14
1 poste sencillo, 1 cruceta doble para amarre final, 1 cruceta D3-08
sencilla, 3 cortacorrientes, 3 pararrayos, 1 bco. 3x50 kVA.
D3-09
G15
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 1 percha de D3-10
5 aisladores, 1 brazo AP, 1 viento.
D3-11
G16
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 1 percha de D3-12
5 aisladores, 1 brazo AP.
D3-13
G17
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 1 percha de D3-14
D3-15
5 aisladores, 1 brazo AP.
G18
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 1 cruceta D3-16
doble, 3 cortacorrientes, 3 pararrayos, 1 bco. 3x10 kVA, 1 D3-17
perchas de 5 aisladores.
G19
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 1 cruceta D3-19
doble, 3 cortacorrientes, 3 pararrayos, 1 bco. 3x37.5 kVA, 3 D3-20
perchas de 5 aisladores, 1 brazo de AP.
D3-21
G20
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 1 percha de D3-25
5 aisladores, 1 brazo AP.
D3-26
G21
1 cruceta sencilla en bandera para alineación, 1 cruceta doble D3-22
para derivacion, 3 cortacorrientes, 1 percha de 5 aisladores, 1 D3-23
brazo de AP.
D3-24
G22
1 poste sencillo, 1 cruceta en bandera para alineación, 1 D3-27
cruceta doble, 2 cortacorrientes, 2 pararrayos, 1 TRX 25 kVa, Hasta
1 percha de 5 aisladores.
D3-30
LEVANTAMIENTO EN SITIO-STA. CRUZ DE MORA.
N° POSTE
CARACTERISTICAS
FOTO N°
G23
1 poste sencillo, 1 cruceta doble para amarre, 1 percha de 5 D3-31
aisladores, 1 brazo AP.
D3-32
G24
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla en alineación, 1 percha de 5 D3-33
aisladores, 1 brazo de AP, 1 viento
D3-34
G25
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla en alineación, 1 percha de 5 D3-35
aisladores, 1 brazo de AP, 1 viento
D3-36
G26
G27
1 poste sencillo,2 cruceta dobles, alineación, 2 cortacorrientes, D3-37
2 pararrayos, 1 TRX x 15kVA, 1 percha de 5 aisladores, 1 D3-38
D3-39
brazo de AP.
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 1 percha de D3-40
5 aisladores, 1 brazo de AP.
D3-41
G28
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 1 cruceta D4-01
doble para derivación, 3 cortacorrientes, 1 percha de 5 D4-02
aisladores, 1 viento
D4-03
G29
1 poste sencillo, 1 cruceta en bandera para alineación, 1 D4-04
cruceta doble, 3 cortacorrientes, 3 pararrayos, 1 bco. 3x25 D4-05
kVA, 1 percha de 5 aisladores,1 brazo de AP.
D4-06
G30
1 poste sencillo, 1 cruceta en bandera para alineación, 1 percha D4-07
de 5 aisladores, 1 brazo de AP, 2 vientos.
D4-08
G31
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 1 percha de D4-09
5 aisladores, 1 brazo de AP.
D4-10
G32
1 poste sencillo, 1 cruceta doble para amarre, 3 cortacorrientes, D4-11
1 percha de 5 aisladores, 1 brazo de AP.
D4-12
G33
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 1 cruceta D4-13
doble, 3 cortacorrientes, 3 pararrayos, 1 bco. 3x25 kVA, 4 D4-14
percha de 5 aisladores, 1 brazo de AP, 1 viento.
D4-15
LEVANTAMIENTO EN SITIO-STA. CRUZ DE MORA.
N° POSTE
G34
G35
CARACTERISTICAS
FOTO N°
1 poste sencillo, 1 cruceta en bandera para alineación, 1 percha D4-16
de 5 aisladores, 1 brazo de AP.
D4-17
1 poste sencillo, 1 cruceta en bandera para alineación, 1 D4-18
cruceta doble para derivación, 3 perchas de 5 aisladores, 1 D4-19
brazo de AP.
G36
1 poste sencillo, 1 cruceta para alineación, 1 percha de 5 D4-20
aisladores, 1 brazo de AP, 1 viento.
D4-21
G37
1 poste sencillo, 1 cruceta para alineación, 1 percha de 5 D4-22
aisladores, 1 brazo de AP.
D4-23
G38
1 poste sencillo, 1 cruceta para alineación, 1 percha de 5 D4-24
aisladores, 1 brazo de AP, 1 viento.
D4-25
G39
1 poste sencillo, 1 cruceta en bandera para alineación, 1 percha D4-26
de 5 aisladores, 1 brazo de AP, 1 viento.
D4-27
G40
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles, amarre, 3 cortacorrientes, 3 D4-28
pararrayos, 1 bco. 3x37.5 kVA, 3 perchas de 5 aisladores, 1 D4-29
brazo de AP, 1 viento.
D4-30
G41
1 poste sencillo, 1 cruceta en bandera para circuito 2f, 1 percha D4-31
de 5 aisladores, 1 brazo de AP.
D4-32
G42
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles para amarre, ángulo de 90º, D4-33
2 cortacorrientes, 1 percha de 4 aisladores. 2f
D4-34
G43
1 poste sencillo, 1 cruceta doble para alineación, 2f
D4-35
D4-36
G44
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles, amarre con ángulo 90º, 2 D4-37
cortacorrientes, 1 percha de 4 aisladores, 1 brazo de AP.
D4-38
LEVANTAMIENTO EN SITIO-STA. CRUZ DE MORA.
N° POSTE
G45
G46
G47
G48
CARACTERISTICAS
FOTO N°
1 poste sencillo,
2 crucetas dobles para amarre, 2 D4-39
cortacorrientes, 2 pararrayos, 1 TRX x 37.5 kVA, 3 perchas de Hasta
D4-42
4 aisladores, 1 brazo de AP.
1 poste sencillo,1 cruceta doble para alineación, 1 percha de 4 D4-43
aisladores, 1 brazo de AP.
D4-44
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles para amarre, 1 percha de 4 D5-01
aisladores, 1 brazo de AP, 1 viento
D5-02
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles para amarre y una D5-03
derivación, 2 cortacorrientes, 1 percha de 4 aisladores, 1 brazo D5-04
de AP.
G49
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles para amarre con angulo, 1 D5-05
percha de 4 aisladores, 1 brazo de AP, 1 viento.
D5-06
G50
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles para amarre con ángulo, 2 D5-07
perchas de 4 aisladores, 1 brazo de AP, 1 viento
D5-08
G51
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles para amarre, 2 D5-09
cortacorrientes, 2 pararrayos, 1 TRX x 15 kVA, 1 percha de 4 D5-10
aisladores, 1 brazo de AP, 1 viento.
D5-11
Continuación de la ruta Troncal
G22-1
G22-2
G22-3
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 1 percha de D5-12
5 aisladores, 1 brazo de AP.
D5-13
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 1 percha de D5-15
5 aisladores, 1 brazo de AP.
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles para amarre con ángulo, 2 D5-16
perchas de 5 aisladores, 1 brazo de AP, 2 vientos.
D5-17
D5-18
LEVANTAMIENTO EN SITIO-STA. CRUZ DE MORA.
N° POSTE
CARACTERISTICAS
FOTO N°
G22-4
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 1 percha de D5-19
5 aisladores, 1 brazo de AP, 2 vientos.
D5-20
G22-5
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 3 perchas D5-21
de 5 aisladores, 1 brazo de AP, 1 viento.
D5-22
G22-6
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 1 cruceta D5-23
doble para derivación, 3 cortacorrientes, 1 percha de 5 D5-24
D5-25
aisladores, 1 brazo de AP.
G22-7
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles, amarre final, 3 D5-26
cortacorrientes, 3 pararrayos, 1 bco. 3x25 kVA, 1 brazo de AP. D5-27
D5-28
G22-8
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 1 cruceta D5-29
doble, 3 cortacorrientes, 3 pararrayos, 1 bco. 3x37.5 kVA,1 D5-30
D5-31
percha de 5 aisladores, 1 brazo de AP.
G22-9
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 1 cruceta D5-32
doble, 2 cortacorrientes, 2 pararrayos, 1 TRX x 25 kVA,1 D5-33
percha de 5 aisladores, 1 brazo de AP.
D5-34
G22-10
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 1 percha de D5-35
5 aisladores, 1 brazo de AP.
D5-36
G22-11
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 1 percha de D5-37
5 aisladores, 1 brazo de AP.
D5-38
G22-12
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 1 cruceta D6-01
doble para amarre y derivación, 2 perchas de 6 aisladores, 1 D6-02
viento.
D6-03
G22-13
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles, amarre, 6 cortacorrientes, 3 D6-04
pararrayos, 1 bco. 3x15 kVA.
D6-05
D6-06
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles, amarre, 3 pararrayos.
G22-14
D6-07
D6-08
LEVANTAMIENTO EN SITIO-STA. CRUZ DE MORA.
N° POSTE
CARACTERISTICAS
FOTO N°
G22-15
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles, amarre con ángulo 90º, 2 D6-09
perchas de 5 aisladores, 1 brazo de AP, 1 viento.
D6-10
D6-11
G22-16
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles, amarre final, 3 D6-12
cortacorrientes, 3 pararrayos, 1 bco. 3x37.5 kVA, 2 perchas de D6-13
D6-14
5 aisladores, 1 brazo de AP.
G22-17
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 1 percha de D6-15
5 aisladores, 1 brazo de AP.
G22-18
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 1 percha de D6-16
5 aisladores, 1 brazo de AP.
G22-19
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla en bandera para alineación, D6-17
1 percha de 5 aisladores, 1 brazo de AP.
G22-20
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles, amarre, 3 cortacorrientes, 3 D6-18
pararrayos, 1 bco. 3x37.5 kVA, 2 perchas de 5 aisladores, 1 D6-19
brazo de AP.
D6-20
G22-21
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla en bandera para alineación, D6-21
1 percha de 5 aisladores, 1 brazo de AP.
G22-22
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla en bandera para alineación, D6-22
1 percha de 5 aisladores, 1 brazo de AP.
G22-23
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla en bandera para alineación, D6-23
1 percha de 5 aisladores, 1 brazo de AP.
G22-24
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles, alineación en bandera, 3 D6-24
cortacorrientes, 3 pararrayos, 1 bco. 3x10 kVA, 2 perchas de 5 D6-25
aisladores, 1 brazo de AP.
D6-26
G22-25
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 2 crucetas D6-27
dobles, amarre y derivación, 6 cortacorrientes, 1 percha de 4 D6-28
aisladores, 1 brazo de AP.
LEVANTAMIENTO EN SITIO-STA. CRUZ DE MORA.
N° POSTE
G22-26
G22-27
G22-28
CARACTERISTICAS
FOTO N°
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles, amarre y 2 derivaciones 2f, D6-29
2 cortacorrientes, 2 pararrayos, 1 TRX x 37.5 kVA, 3 perchas D6-30
D6-31
de 4 aisladores, 1 brazo de AP.
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles para amarre con ángulo, 3 D6-32
cortacorrientes, 1 viento
D6-33
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles, amarre final, 3 D6-34
cortacorrientes, 3 pararrayos, 1 bco. 3x25 kVA, 2 perchas de 5 D6-35
D6-36
aisladores.
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 2f
D6-37
G22-29
G22-30
G22-31
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 2f, 1 percha D7-01
de 4 aisladores, 1 brazo de AP, 1 viento.
1 poste sencillo, 1 cruceta dobles para amarre final, 2f, 1 D7-02
cruceta sencilla, 2 cortacorrientes, 2 pararrayos, 1 TRX x 25 D7-03
kVA, 1 percha de 4 aisladores, 1 brazo de AP, 1 viento.
D7-04
G22-32
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 2f, 2 D7-05
perchas de 4 aisladores, 1 brazo de AP.
G22-33
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 2f, 1 percha D7-06
de 4 aisladores, 1 brazo de AP.
G22-34
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles, amarre final, 2f, 2 D7-07
cortacorrientes, 2 pararrayos, 1 TRX x 15 kVA, 2 perchas de 4 D7-08
aisladores, 1 brazo de AP, 1 viento.
D7-09
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación.
D7-10
G22-35
G22-36
1 poste sencillo, 1 cruceta doble para amarre, 1 cruceta D7-11
sencilla, 2 cortacorrientes, 2 pararrayos, 1 TRX x 15 kVA, 2 D7-12
perchas de 4 aisladores, 1 brazo de AP, 1 viento.
D7-13
LEVANTAMIENTO EN SITIO-STA. CRUZ DE MORA.
N° POSTE
CARACTERISTICAS
1 poste sencillo, 1 cruceta doble para alineación, 1 viento.
FOTO N°
D7-14
G22-37
G22-38
G22-39
1 poste sencillo, 1 cruceta doble para amarre, 1 cruceta D7-15
sencilla, 3 cortacorrientes, 3 pararrayos, 1 bco. 3 x 25 kVA, 2 D7-16
D7-17
perchas de 4 aisladores, 1 brazo de AP, 1 viento.
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles para amarre con angulo 90°, D7-18
2 vientos.
D7-19
1 poste sencillo, 1 cruceta doble para alineación.
D7-20
G22-40
G22-41
G22-42
G22-43
G22-44
G22-45
G22-46
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles para amarre, 2 derivaciones, D7-21
1 viento.
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles, alineación, derivación, 2 D7-22
cortacorrientes, 1 percha de 4 aisladores, 1 brazo de AP.
D7-23
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles, 2f, amarre final, 2 D7-24
cortacorrientes, 2 pararrayos, 1 TRX x 50 kVA, 1 percha de 4 D7-25
aisladores, 1 brazo de AP.
D7-26
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles, alineación, derivación, 2
cortacorrientes, 1 percha de 4 aisladores, 1 brazo de AP.
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles, 2f, amarre final, 2
cortacorrientes, 2 pararrayos, 1 TRX x 50 kVA, 1 percha de 4
aisladores, 1 brazo de AP.
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles, alineación, derivación, 3
cortacorrientes, 1 percha de 5 aisladores, 1 brazo de AP.
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles,
G22-47
D7-27
D7-28
D7-29
LEVANTAMIENTO EN SITIO-STA. CRUZ DE MORA.
N° POSTE
G5-1
CARACTERISTICAS
FOTO N°
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 1 cruceta D7-30
doble, 3 cortacorrientes, 3 pararrayos, 1 bco. 3x25 kVA,1 D7-31
D7-32
percha de 5 aisladores.
G5-2
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 2 perchas D7-33
de 5 aisladores, 1 brazo de AP, 1 viento.
G5-3
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 1 percha de D7-34
5 aisladores, 1 brazo de AP.
G5-4
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 1 percha de
5 aisladores, 1 brazo de AP.
G5-5
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla para alineación, 1 cruceta D7-35
doble, 3 cortacorrientes, derivación, 2 perchas de 5 aisladores, D8-01
1 brazo de AP.
G5-6
1 poste sencillo, 1 cruceta doble para amarre terminal, 1 percha D8-02
de 5 aisladores, 1 brazo de AP, 1 viento.
D8-03
G5-7
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla en bandera para alineación, D8-04
1 percha de 5 aisladores, 1 brazo de AP.
G5-8
G5-9
1 poste sencillo, 2 crucetas dobles, amarre final y derivacion, 3 D8-05
cortacorrientes, 3 pararrayos, 1 bco. 3 x 25 kVA, 2 perchas de D8-06
D8-07
5 aisladores, 1 brazo de AP.
1 poste sencillo, 1 cruceta doble para amarre final, 2 D8-08
pararrayos, 2 cortacorrientes, 1 TRX x 10 kVA
1 poste sencillo, 1 cruceta doble para amarre final, 2f, 1 viento. D8-09
G5-10
G5-11
1 poste sencillo, 1 cruceta sencilla, ,2f, 1 percha de 5 D8-10
aisladores, 1 brazo de AP.
LEVANTAMIENTO EN SITIO-STA. CRUZ DE MORA.
N° POSTE
CARACTERISTICAS
1 poste sencillo, 1 cruceta doble para amarre con ángulo.
FOTO N°
D8-11
G5-12
G5-13
G5-14
1 poste sencillo, 1 cruceta doble para alineación, 1 percha de 5 D8-12
aisladores, 1 brazo de AP, 1 viento.
1 poste sencillo, 1 cruceta doble para amarre final, 2 D8-13
cortacorrientes, 2 pararrayos, 1TRX x 25 kVA, 1 percha de 4 D8-14
aisladores, 1 brazo de AP.
D8-15
B
A
B
A
C
C
Cruceta de 2,40 m
Conductor Arvidal 1/0
A (cm)
B (cm)
C (cm)
110
110
220
Deq
RMG
Xl
138,591
0,357
0,449
Cruceta de 2,40 m
Conductor Arvidal 1/0
A (cm)
B (cm)
C (cm)
140
80
220
Deq
RMG
Xl
135,066
0,357
0,448
B
A
C
Cruceta de 2,40 m (Bandera)
Conductor Arvidal 1/0
A (cm)
B (cm)
C (cm)
80
80
160
Deq
RMG
Xl
100,793
0,357
0,425
B
A
B
A
C
C
Cruceta de 2,40 m
Conductor de Cobre Nº 6
A (cm)
B (cm)
C (cm)
110
110
220
Deq
RMG
Xl
138,591
0,17
0,505
B
A
C
Cruceta de 2,40 m (Bandera)
Conductor de Cobre Nº 6
A (cm)
B (cm)
C (cm)
80
80
160
Deq
RMG
Xl
100,793
0,17
0,481
Cruceta de 2,40 m
Conductor de Cobre Nº 6
A (cm)
B (cm)
C (cm)
140
80
220
Deq
RMG
Xl
135,066
0,17
0,503
A
B
C
Cruceta de 2,40 m
Conductor de Cobre Nº 6
A (cm)
B (cm)
C (cm)
50
180
220
Deq
RMG
Xl
125,570
0,17
0,498
B
A
B
A
C
C
Cruceta de 2,40 m
Conductor Arvidal Nº 2
A (cm)
B (cm)
C (cm)
110
110
220
Deq
RMG
Xl
138,591
0,289
0,465
Cruceta de 2,40 m
Conductor Arvidal Nº 2
A (cm)
B (cm)
C (cm)
140
80
220
Deq
RMG
Xl
135,066
0,289
0,463
B
A
C
Cruceta de 2,40 m (Bandera)
Conductor Arvidal Nº 2
A (cm)
B (cm)
C (cm)
80
80
160
Deq
RMG
Xl
100,793
0,289
0,441
B
A
B
A
C
C
Cruceta de 2,40 m
Conductor de Cobre Nº 4
A (cm)
B (cm)
C (cm)
110
110
220
Deq
RMG
Xl
138,591
0,216
0,487
B
A
C
Cruceta de 2,40 m (Bandera)
Conductor de Cobre Nº 4
A (cm)
B (cm)
C (cm)
80
80
160
Deq
RMG
Xl
100,793
0,216
0,463
Cruceta de 2,40 m
Conductor de Cobre Nº 4
A (cm)
B (cm)
C (cm)
140
80
220
Deq
RMG
Xl
135,066
0,216
0,485
Cálculo de la caída de tension desde S/E a Poste G22-46 (Urb. A. Rossi)
Longitud (m)
KVA
KVAm
Conductor
R
X
S/E a G2
36,4
3902,5
142051,0
# 1/0 Arv.
0,593
0,441
G2 a G5
192
3877,5
744480,0
# 1/0 Arv.
0,593
0,441
G5 a G11
219,4
3542,5
777224,5
# 6 Cu.
1,498
0,497
G11 a G12
24
3430
82320,0
# 6 Cu.
1,498
0,497
G12 a G18
139,3
3280
456904,0
# 6 Cu.
1,498
0,497
G18 a G19
15,5
3250
50375,0
# 6 Cu.
1,498
0,497
G19 a G21
46,1
3137,5
144638,8
# 6 Cu.
1,498
0,497
G21 a G22
39,7
2595
103021,5
# 6 Cu.
1,498
0,497
G22 a G22-6
178,9
2570
459773,0
# 6 Cu.
1,498
0,497
G22-6 a G22-8
18,6
2495
46407,0
# 6 Cu.
1,498
0,497
G22-8 a G22-9
21,3
2382,5
50747,3
# 6 Cu.
1,498
0,497
G22-9 a G22-12
52,65
2357,5
124122,4
# 6 Cu.
1,498
0,497
G22-12 a G22-20
149,2
1975
294670,0
# 4 Cu.
0,943
0,479
G22-20 a G22-24
145,5
1862,5
270993,8
# 4 Cu.
0,943
0,479
G22-24 a G22-25
30,5
1832,5
55891,3
# 4 Cu.
0,943
0,479
G22-25 a G22-36
90,6
1680
152208,0
# 2 Arv.
0,943
0,457
G22-36 a G22-38
153
1665
254745,0
# 2 Arv.
0,943
0,457
G22-38 a G22-41
164,7
1590
261873,0
# 2 Arv.
0,943
0,457
G22-41 a G22-42
56,7
1580
89586,0
# 1/0 Arv.
0,593
0,441
G22-42 a G22-44
63,6
1530
97308,0
# 1/0 Arv.
0,593
0,441
G22-44 a G22-46
63,8
1480
94424,0
# 1/0 Arv.
0,593
0,441
% DV
0,0541
0,2838
0,6386
0,0676
0,3754
0,0414
0,1188
0,0847
0,3778
0,0381
0,0417
0,1020
0,1636
0,1505
0,0310
0,0838
0,1402
0,1441
0,0341
0,0371
0,0360
3,0446
Cálculo de la caída de tension desde Poste G22-46 hasta Páramo de San Isidro
Longitud (m)
KVA
KVAm
Conductor
R
X
% DV
407,2
1405
572116
# 1/0 Arv.
0,593
0,441
0,218
605
1395
843975
# 1/0 Arv.
0,593
0,441
0,322
AaB
270,8
1335
361518
# 1/0 Arv.
0,593
0,441
0,138
BaC
135
875
118125
# 1/0 Arv.
0,593
0,441
0,045
1800
865
1557000
# 1/0 Arv.
0,593
0,441
0,594
900
180
630,5
855
840
745
769500
151200
469722,5
# 1/0 Arv.
# 1/0 Arv.
# 1/0 Arv.
0,593
0,593
0,593
0,441
0,441
0,441
0,293
0,058
0,179
540
720
388800
# 1/0 Arv.
0,593
0,441
0,148
450
710
319500
# 1/0 Arv.
0,593
0,441
0,122
450
410
184500
# 1/0 Arv.
0,593
0,441
0,070
1350
390
526500
# 1/0 Arv.
0,593
0,441
0,201
90
315
28350
# 1/0 Arv.
0,593
0,441
0,011
326,2
305
99491
# 1/0 Arv.
0,593
0,441
0,038
180,4
285
51414
# 1/0 Arv.
0,593
0,441
0,020
G22-46 a A
CaD
DaF
398,5
191,2
202,5
900,7
134,8
179,3
129,2
Kva
75
65
55
45
35
20
10
l
59,6
156
160
26
80
20
60
S/E a G2
G2 a G5
G5 a G5-1
G5-1 a G5-5
G5-5 a G5-10
G5-10 a G5-14
S/E a G2
G2 a G5
G5 a G11
G11 a G12
G12 a G18
G18 a G19
G19 a G21
G21 a G26
G26 a G28
G28 a G29
G29 a G33
G33 a G40
275
195
185
165
140
130
85
109587,5
37284
37462,5
148615,5
18872
23309
10982
# 1/0 Arv.
# 1/0 Arv.
# 1/0 Arv.
# 1/0 Arv.
# 1/0 Arv.
# 1/0 Arv.
# 1/0 Arv.
0,593
0,593
0,593
0,593
0,593
0,593
0,593
Caída de tension en circuito para el tramo bifásico
KVAm
L
R
X
% DVa
20115
268,2
0,943
0,548
0,0060
45630
702
0,943
0,548
0,0136
39600
720
0,943
0,548
0,0118
5265
117
0,943
0,548
0,0016
12600
360
0,943
0,548
0,0037
1800
90
0,943
0,548
0,0005
2700
270
0,943
0,548
0,0008
2527,2
0,0380
Cálculo de la caída de tension desde S/E a Los mamones
Longitud (m)
KVA
KVAm
Conductor
% DV
36,4
3902,5 142051,0
3 # 1/0 Arv.
0,0541
192
3877,5 744480,0
3 # 1/0 Arv.
0,2838
50,85
185
9407,3
# 6 Cu
0,0077
202,5
110
22275,0
# 6 Cu
0,0183
75,6
110
8316,0
# 2 Arv.
0,0046
244,35
85
20769,8
# 2 Arv.
0,0114
0,3800
Cálculo de la caída de tension desde S/E a Bo. Padre Granado
Longitud (m)
KVA
KVAm
Conductor
% DV
36,4
3902,5
142051,0
# 1/0 Arv.
0,0541
192
3877,5
744480,0
# 1/0 Arv.
0,2838
219,4
3542,5
777224,5
# 6 Cu.
0,6386
24
3430
82320,0
# 6 Cu.
0,0676
139,3
3280
456904,0
# 6 Cu.
0,3754
15,5
3250
50375,0
# 6 Cu.
0,0414
46,1
3137,5
144638,8
# 6 Cu.
0,1188
114,75
542,5
62251,9
# 6 Cu.
0,0512
63,9
527,5
33707,3
# 6 Cu.
0,0277
30,15
340
10251,0
# 6 Cu.
0,0084
129,15
265
34224,8
# 6 Cu.
0,0281
202,5
190
38475,0
# 6 Cu.
0,0316
1,7269
0,441
0,441
0,441
0,441
0,441
0,441
0,441
0,042
0,014
0,014
0,057
0,007
0,009
0,004
2,603
% DVb
0,0060
0,0136
0,0118
0,0016
0,0038
0,0005
0,0008
0,0381
R
0,593
0,593
1,498
1,498
0,943
0,943
X
0,441
0,441
0,497
0,497
0,457
0,457
R
0,593
0,593
1,498
1,498
1,498
1,498
1,498
1,498
1,498
1,498
1,498
1,498
X
0,441
0,441
0,497
0,497
0,497
0,497
0,497
0,497
0,497
0,497
0,497
0,497
Cálculo de la caída de tension desde Poste G22-46 hasta La Macana
Longitud (m)
KVA
KVAm
Conductor
% DV
R
X
407,2
1405
572116
3 # 1/0 Arv.
0,218083
0,593
0,441
605
1395
843975
3 # 1/0 Arv.
0,321712
0,593
0,441
AaB
270,8
1335
361518
3 # 1/0 Arv.
0,1378058
0,593
0,441
B a B-1
2700,0000
460
1242000
# 2 Arv.
0,6834172
0,943
0,457
270,0000
450
121500
# 2 Arv.
0,066856
0,943
0,457
135,0000
1800,0000
121,0500
440
420
400
59400
756000
48420
# 2 Arv.
# 2 Arv.
# 2 Arv.
0,0326852
0,415993
0,0266434
0,943
0,943
0,943
0,457
0,457
0,457
418,5000
355
148567,5
# 2 Arv.
0,0817501
0,943
0,457
720,0000
340
244800
# 2 Arv.
0,1347025
0,943
0,457
900,0000
325
292500
# 2 Arv.
0,1609497
0,943
0,457
720,0000
315
226800
# 2 Arv.
0,1247979
0,943
0,457
225,0000
305
68625
# 2 Arv.
0,0377613
0,943
0,457
612,0000
285
174420
# 2 Arv.
0,0959755
0,943
0,457
180,0000
1170,0000
63,0000
45,0000
630,0000
275
200
115
70
55
49500
234000
7245
3150
34650
# 2 Arv.
# 2 Arv.
# 2 Arv.
# 2 Arv.
# 2 Arv.
0,0272376
0,1287598
0,0039866
0,0017333
0,0190663
2,7199163
0,943
0,943
0,943
0,943
0,943
0,457
0,457
0,457
0,457
0,457
Cálculo de la caída de tension desde Poste G22-46 hasta San Rafael Parte Alta
Longitud (m)
KVA
KVAm
Conductor
% DV
R
407,2
1405
572116
3 # 1/0 Arv.
0,218083
0,593
G22-46 a A
605
1395
843975
3 # 1/0 Arv.
0,321712
0,593
270,8
1335
361518
3 # 1/0 Arv.
0,1378058 0,593
AaB
135
875
118125
3 # 1/0 Arv.
0,0450277 0,593
BaC
1800
865
1557000
3 # 1/0 Arv.
0,5935076 0,593
900
855
769500
3 # 1/0 Arv.
0,2933231 0,593
180
840
151200
3 # 1/0 Arv.
0,0576354 0,593
630,5
745
469722,5
3 # 1/0 Arv.
0,179052
0,593
CaD
540
720
388800
3 # 1/0 Arv.
0,1482054 0,593
450
710
319500
3 # 1/0 Arv.
0,1217891 0,593
360
275
99000
# 2 Arv.
0,0544753 0,943
360
250
90000
# 2 Arv.
0,049523
0,943
360
240
86400
# 2 Arv.
0,0475421 0,943
270
225
60750
# 2 Arv.
0,033428
0,943
112,5
215
24187,5
# 2 Arv.
0,0133093 0,943
X
0,441
0,441
0,441
0,441
0,441
0,441
0,441
0,441
0,441
0,441
0,457
0,457
0,457
0,457
0,457
G22-46 a A
112,5
180
360
360
1800
152,1
297
495
140
90
80
60
50
40
20
10
15750
16200
28800
21600
90000
6084
5940
4950
# 2 Arv.
# 2 Arv.
# 2 Arv.
# 2 Arv.
# 2 Arv.
# 2 Arv.
# 2 Arv.
# 2 Arv.
0,0086665
0,0089141
0,0158474
0,0118855
0,049523
0,0033478
0,0032685
0,0027238
2,4185954
0,943
0,943
0,943
0,943
0,943
0,943
0,943
0,943
0,457
0,457
0,457
0,457
0,457
0,457
0,457
0,457
Outdoor circuit breaker
GVR Recloser
Whipp & Bourne Switchgear
rated voltage 15, 27 and 38 kV
rated current 630 A
DRIBO, spol. s r.o.
Pražákova 36
619 00 Brno
Czech republic
Tel.: +420 543 321 111, Fax: +420 543 216 619, E-mail: [email protected], Internet: http://www.dribo.cz
Outdoor circuit breakers GVR Recloser
GVR switchgear brings the reliability of modern materials and technology to overhead distribution
networks
The reliability of a system is achieved through:
• a new, patented, single coil magnetic actuator mechanism which allows the GVR to operate
independently of the HV supply and to be tested in an ordinary workshop;
• environmentally friendly vacuum interruption produces no by-products;
• the lightweight aluminium tank makes the GVR easier to transport and install;
• the EPDM rubber bushings are resistant to damage from vandalism or mishandling;
• by extensive use of insulated mouldings, in particular the bushings, the total number of parts
has been reduced by a factor of x 20 and the number of moving parts by x 50.
Environmental design
The award-winning GVR gas-filled vacuum recloser combines the high reliability of vacuum
interruption with the controlled environment and high dielectric strength of SF6, in a compact,
maintenance-free unit. Since SF6 is only used as insulation, there is no health hazard from toxic byproducts of arcing. Electrical life is well in excess of ANSI and IEC requirements.
The magnetic actuator provides consistent performance and a dramatic reduction in the number
of moving parts. Materials and finishes have been carefully chosen for reliability – from EPDM
bushings, tested for tracking and erosion to IEC 1109, in salt fog and other environments, to the
neodymium iron boron permanent magnets used in the mechanism.
Application
The GVR can be pole mounted or substation mounted and can operate as a stand-alone recloser
without the need for an additional auxiliary supply, or it can be integrated into the most advanced
distribution automation schemes.
By using the advanced control and protection functions, the GVR can also be used in applications
where reclosers have not traditionally been used such as closed rings and under frequency load
shedding schemes.
There is up to 10 years or 10 000 operations between services.
Type tests
• general: by ANSI C37.60,
• electromagnetic: by IEC 801,
• protection: by IEC 255.
2
Technical data
Type
maximum system voltage
rated current
interrupting current
kV
A
kA
GVR15
15,5
630
6/12,5
GVR27
27
630
12,5
impulse voltage withstand
kV
110
125(150)
kV
kV
50
50
atmospheric
10 000
145
60
50
atmospheric
10 000
145
power frequency withstand
dry
wet
rated gas pressure for above
number of operations
weight
kg
Bushing dimensions
Voltage
up to 27 kV
38 kV
Creepage
830 mm
1178 mm
A
369
469
B
286
312
C
571
623
D
298
412
Umbilical dimensions
L
up to 2000
2001 – 3000
3001 – 4000
4001 – 5000
Cable length
3000
4000
5000
6000
manual trip / lockout
(hook stick)
electronic control unit
battery power pack
low voltage umbilical lead
3
GVR38
38
630
8
150 (internal)
170 (external)
70
60
0,3 bar(gauge)
10 000
155
Function description
Main features:
c Single piece, aluminium or copper-cored EPDM or silicone rubber bushings, with grooves to take
optional wildlife guards / HV boots.
d Current transformers are mounted within the tank’s controlled environment, while capacitive
voltage dividers moulded into the bushings on both sides of the GVR.
e Aluminium housing with lightweight, moulded base plate, secured by stainless steel bolts
and incorporating rubber “O” rings seals.
f Optional pressure-relief disc, to comply with IEC 298 Appendix AA, offers the highest levels
of safety.
g Mechanical ON / OFF position indication visible through clear viewing window from ground level.
h Hook stick-operated manual trip and lockout control.
i A single moulding supports the three phase vacuum interrupter assembly, magnetic actuator
mechanism and one-piece drive beam.
j The single coil magnetic actuator is based on a solenoid plunger, held in the tripped or closed
position by a permanent magnet.
4
Vacuum bottles
in monoblock
Umbilical plug
and socket
Single coil magnetic actuator
The actuator coil is energised in one direction
to power close the GVR and in the opposite
direction to open it by de-latching the holding
force. This is a unique feature of the single coil
actuator design used in the GVR and ensures
reliable tripping operation under all battery
conditions and even for manual trip.
Position indicator
1.
Magnetic actuator
Magnetic flux
from permanent
magnet
Actuator coil
Non
magnetic
drive rod
Armature
Permanent
magnet
2.
Magnetic flux
from actuator coil
Closing
The bi-stable design ensures that the plunger
is held back in the open position (1) until the
solenoid current rises above the level required
to guarantee closure. Once the holding force
is overcome (2), the circuit breaker closes
positively (3), due to the stored energy
in the solenoid and permanent magnets.
Drive rod
movement
Closing current
3.
Tripping
The solenoid is energised in the reverse
direction (4) to overcome the magnetic hold-on
force and de-latch the actuator. Opening is then
completed by the energy stored during
the closing stroke in the contact pressure
and opening springs and is completely
independent of the power supply during
electrical opening, and of the operator during
manual opening. The energy required to trip is
approximately 1 / 30th of that required to close.
Contact
pressure
springs
compressed
4.
Drive rod
movement
caused by
spring
pressure
Tripping current
5
Stand alone control and protection Polarr
Principle of operation
The Polarr is the standard relay package for the GVR. It measures the 3 phase and residual currents
using CTs located in the GVR, and performs auto-reclosing over current, earth fault and sensitive
earth fault protection. The low power, microprocessor architecture of the Polarr is unique to the power
industry. Its design has been perfected over several years and offers the user significant benefits
through the elimination of the need for any external power supply. In addition to this, the Polarr offers
several advanced auto-reclosing functions in a comprehensive but cost effective package.
Weather protection
The Polarr relay and lithium batteries are
housed in a control box located on the pole
at ground height underneath the GVR.
Connection to the GVR is via an umbilical
cable and weatherproof plug and socket that
is used to carry the CT currents and the GVR
control signals. The IP 67 sealed control box
is made from hot dip galvanised steel, with
an outer double skinned sun shield
of polyester-coated galvatite. It protects
against
the
harshest
environment
and maintains an even internal temperature
keeping the relay condensation-free.
Lithium batteries
High
energy
density
lithium
battery
technology makes the GVR with Polarr ideal
for applications where an auxiliary power
supply is not available.
Programming protection settings
Protection settings can be programmed via the dot matrix display and keypad or downloaded though
the serial port from a hand held Psion organiser or directly from a notebook computer using libraries
of settings created in Windows based software.
6
Data logging
Historical, diagnostic and load current data can be accessed through the local display or the serial
port. The Polarr history is held in non-violate memory, and includes the time and date of the last
20 sequences together with number of trips in the sequence and fault magnitude of each
of the elements.
Minimum trip currents
The multi-ratio CTs located in the GVR and a wide range of programmable minimum trip settings
ensure that the GVR and Polarr can be used at any point in the network, from substation through
to the feeder ends with the earth fault currents as low as one ampere.
Short cut keys
In addition to large, clear control keys, LED indication and a menu-driven display for entering settings
and viewing historic data, the front panel also incorporates three push-buttons for instant access
to load current, fault target and battery condition information.
Sequence co-ordination
The Polarr's advance sequence co-ordination logic and fast response times of the relay allow
co-ordinating delays as low as 60 ms to ensure that only the recloser closest to the fault operates.
Local control
Push buttons are provided for the standard auto-recloser
functions, while separate keys and LED indication
are used for the circuit breaker control.
Remote control
All of these functions are also available through a parallel
SCADA port on the back of relay, accessible through
a gland plate in the control box. Voltage free contacts and
opto-isolated inputs offer a standard interface to a third
party RTU of the customer’s choice. Alternatively,
an enlarged control box to house an RTU
and rechargeable battery pack can be provided.
Operating sequence
Up to 4 trips to lockout are available for over current, earth fault and sensitive earth fault sequences.
The time between GVR clearing the fault and reclosing is known as the dead time and is selectable for
each trip. If the fault is temporary, the protection will begin to reclaim after reclosing. If the fault
is permanent, the GVR will lockout after the last trip. A Cold Load Pickup feature avoids spurious
tripping when manually closing onto de-energised loads.
trips to lockout
dead times (s)
reclaim times (s)
1 to 4
0,25 to 180
5 to 180
7
Minimum trip settings
The GVR is supplied with multi-tapped protection CTs with ratios of 300/200/100:1. Minimum trip
settings selections within the relay ensure suitable operation at any point in a network.
Polarr
0,2 to 3,2
0,1 to 1,6
0,01 to 0,16
I > (x In)
Io > (x In)
I….> (x In)
Time current characteristics
Time current characteristics are programmable for every trip in the sequence. There is choice of time
dependant curves of definite time. The curves can be modified using time multipliers, additional delays
and minimum response times. Instantaneous protection offers the fastest fault clearing times and can
be used with additional delays for sequence co-ordination.
Polarr
IEC 255 (IDMTL, VIDMTL, EIDMTL)
& McGraw Edison
1 to 20-krát
curves (t>)
inst. I >>(x In)
Accessories
Optional extras
• surge arrestors for lightning protection
• aluminium bushing conductor material
• fully insulated HV joint boots
• pressure relief device for internal arc withstand to EATS 41-27 & IEC 298 appendix AA
• metering CTs
• SF6 pressure sensor and indication
• umbilical lead length
• user programmable protection curves
Accessories
• Psion hand held terminal for data input and retrieval
• software and RS 232 cable for data input, retrieval and storage using IBM PC
• portable test set
• dummy sealing plug for use when umbilical lead disconnected from housing
• gas filling equipment
• hand held pressure gauge
• SF6 gas detector
Accuracy
• protection:
± 5% of time to IEC 255
• instrumentation: ± 5 % standard with capacitive voltage dividers or option for
± 2 % with separate VT
Specifications are subject to change without notice.
DRIBO 10/2003
8