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Contenido
PROlOGO
CAPiTULO 1
CONSIDERACIONES Y ASPECTOS GENERALES DEL DISENO DE
SUBESTACIONES.
1
1.1
INTRODUCCION
1
1.2
DEFINICIONES .
1
1.3
TENSIONES ASIGNADAS Y TENSIONES DE SERVICIO DE LAS SUBESTACIONES.
3
1.4
DISENO DE SUBESTACIONES
S
1.4.1
Generalidades
S
1.4.2
Procedimiento general de disefto
1.4.3
Recomendaciones y normas .
7
17
1.5
PLiEGO DE CONDICIONES
18
1.6
ELABORACION DE PRESUPUESTOS
18
1.7
1.6.1
Compra de predios servidumbres y vias de acceso .
19
1.6.2
Obras civiles
19
1.6.3
Equipos y materiales .
19
1.6.4
Fletes, seguros y gastos de importaci6n .
20
1.6.5
Montaje. pruebas y puesta en servlcio .
20
1.6.6
Ingenieria. administraci6n e imprevistos .
21
21
PLANOS Y DIAGRAMAS .
eh~ctricos.
1.7.1
Pianos y diagramas
1.7.2
Pianos de obras civiles.
21
22
CAPiTULO 2
CONFIGURACIONES
2S
2.1
INTRODUCCION.
2S
2.2
DEFINICIONES .
2S
vi
2.3
2.4
1 CONTEN1OO
CONFIGURACIONES DE CONEXION DE BARRAS - TENDENCIA EUROPEA ..
Barra sencilla .
27
2.3.2
Barra principal ybarra de translerencia .
29
2.3.3
Doble barra
30
2.3.4
Doble barra mas seccionador de by-pass 0 paso directo .
2.3.5
Doble barra mas seccionador d& translerencia
31
32
2.3.6
Doble barra mas barra de translerencia
33
CONFIGURACIONES DE CONEXION DE INTERRUPTORES - TENDENCIA
AMERICANA.
2.4.1
2.5
33
34
35
36
36
Anillo
2.4.2
interrupter y medio
2.4.3
Doble barra con doble interruptor
2.4.4
Anillo cruzado.
Interruptor y Ires cuartos
37
37
Malia
38
Doble translerencia .
39
OTRAS CONFIGURACIONES .
. 2.5.1
·~:!l.2
2.5.3
2.6
27
2.3.1
SELECCION DE LA CONFIGURACION DE UNA SUBESTACION.
.'"..... '
. .... ~..
39
Informacion requerida . .
39
2.6.2
Analisis detallado de los aspectos que inlervienen en la seteccion de fa
conliguracion
40
2.6.3
Metodologia de seleccion. .
56
"~<,
.
. -c~Jr~'"
COOROtNACION DE AISLAMIENTO ..
59
3.1
INTRODUCCION
59
3.2
DEFINICIONES .
59
3.3
SOBRETENSIONES
63
3.3.1
Tipos de sobretensiones
63
3.3.2
Tensiones conlinuas (frecuencia industrial)
65
3.3.3
Sobretensiones temporales ..
65
3.3.4
Sobretensiones de Irente lento
3.3.5
Sobretensiones de Irente rapido .
67
70
3.3.6
Sobrelensiones de frente muy rapido
72
.
3.4
NIVELES DE AISLAMIENTO NORMAlIZADOS .
73
35
CARACTERisTICAS DE LOS MECANISMOS DE PROTECCION CONTRA
SOBRETENSIONES ..
76
CONTENIDO ;.
3.6
3.7
3.8
3.9
vii
3.5.1
Observaciones generales
76
3.5.2
Pararrayos del Ii po resistencia no lineal con descargadores en serie
76
3.5.3
Pararrayos de 6xido rnetalico sin descargadores
77
3.5.4
Explosores
77
COOADINACION DE AISLAMIENTO .
78
3.6.1
Caractertsttcas de la rigidez del alslamiento .
3.6.2
Procedimientos para la coordtnacion de alslarniento
78
79
TENSION DE SOPORTABILIDAD AEQUEAIDA
84
3.7.1
Observaciones generales
84
3.7.2
Correcclon atrnosterica
85
3.7.3
Factores de seguridad
86
TENSION DE SOPOATABILIDAD NORMALIZADA Y PROCEDIMtENTOS DE
PRUEBA ...
87
3.8.1
Observaciones generales ...
3.8.2
Factores para conversion de pruebas
87
87
3.8.3
Determinacion de ta soportabilidad del alslarniento por medio de prueba
tipo
88
EJEMPLO DE COORDINACION DE AISLAMIENTO
91
3.9.1
Determinacion de las tens-ones representativas
91
3.9.2
Determinacion de las tensiones de coordinacion
92
3.9.3
Determinacion de las tensiones de soportabilidad requeridas
3.9.4
Conversion a tensiones de soportabilidad normalizadas
93
94
3.9.5
Resumen de los vatores de soportabilidad requendos
95
3.9.6
Seteccion de aislarniento normalizado
95
CAPiTULO 4
DISTANCIAS MiNIMAS EN EL AIRE Y DISTANCIAS DE SEGURIDAD
97
4.1
INTRODUCC'ON
97
4.2
DEFINICIONES
97
4.3
DIMENSIONAMIENTO DE DISTANCIAS MiNIMAS EN AIRE
97
4.4
DISTANCIAS DE SEGURIDAD
100
4.4.1
Catculo del valor baslco
100
4.4.2
Determinacion de la zona de seguridad
101
4.4.3
Resumen de las distancias de seguridad
106
4.5
DISTANCIAS PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE SUBESTACIONES
106
4.5.1
Ancho de barras
106
4.5.2
Ancho de campo
109
viii •
CONT£NIDO
4.5.3
Altura de campo ....
4.5.4
Longitud de campo .
111
114
CAPiTULO 5
APANTAlLAMIENTO ...
117
5.1
INTRODUCCION
117
5.2
DEFINICIONES ....
117
5.3
CONCEPTOS FUNDAMENTALES
118
5.3.1
Introduccion
5.3.2
Descripcion del tenorneno .
5.3.3
Magnitud de la descarga
5.3.4
Nivel ceraunico
5.3.5
Densidad de rayes a tierra (GFD)
118
118
120
120
122
122
122
5.4
5.5
5.3.6
Redes de deteccion de descargas ..
5.3.7
Dispositivos apantalladores .
5.4.1
Metodo de los angulos tijos ..
5.4.2
MetOdo de las curvas empfncas .
MODELO ELECTROGE;OMETRICO .
5.5.4
Mastiles ..
·5.5.5
Procedimientos para el diseno
5.5.6
Ejemplos de apucacion .
131
131
132
134
135
137
138
CONCLUSIONES Y RE;COMENDACIONE;S
140
5.5.1
5.6
123
123
126
METODOS DE DISENO EMPiRICOS ..
Inlroduccion
5.5.2
Descripcion del modele EMG
5.5.3
Cable de guarda
CAPiTULO 6
DISPOSICI6N FislCA DE SUBESTACIONES.
141
141
6.1
INTRODUCCION
6.2
DEFINICIONES
6.3
SELECCION DE LA DISPOSICION FislCA DE UNA SUBESTACION.
141
.
6.3.1
Configuraci6n seleccionada, tonna de desarrollo y etapa tinal
6.3.2
Equipos .....
6.3.3
Tapo de barraje (rigido 0 flexible)
6.3.4
Tapos de conexi6n .
6.3.5
Distancias minlmas y de seguridad .
,.
141
142
142
145
145
151
·.~-
CONTENIDO •
6.4
151
6.3.6
Area disponlble. accesos y posible orientaci6n de las Iineas
.
6.3.7
COstos
. 152
6.3.8
Facilidades para el mantenimiento y para la extensi6n
. 152
6.3.9
Histona y tradici6n
. 153
6.3.10
Impacto ambiental
. 153
FORMAS CONSTRUCTIVAS DE DISPOSICION FislCA . . . . . . . . .
. 153
.
. 153
6.4.1
Disposici6n clasica
6.4.2
Disposici6n escalonada con filas en sentido longitudinal
. 158
6.4.3
Disposici6n escalonada con filas en sentido transversal
. 160
6.4.4
Disposici6n alineada de seccionadores
6.4.5
Disposici6n elevada
6.4.6
6.4.7
.6.4.8
6.4.9
6.4.10
6.4.11
6.5
be:
.
160
162
Formas constructivas con seccionadores tipo pant6grafo 0 semipant6grafo ..... 163
165
Formas constructivas combinadas 0 especiales
.
171
Formas constructivas para la modulaci6n
.
173
Localizaci6n del transformador de corrlente . . . . .
.
174
Campos de transformaci6n
.
.
176
Campos de acople ylo de transferencia ..
.
.
SUBESTACIONES COMPACTAS
179
.
6.5.1
Subestaciones PIC
6.5.2
M6dulos compactos de alta tensi6n
.
.
179
180
6.6
SUBESTACIONES COMPACTAS HfBRIDAS .
182
6.7
CONCLUSIONES .
186
CAPiTULO 7
SUBESTACIONES ENCAPSULADAS EN SF,
189
7.1
INTRODUCCION
189
7.2
DEFINICIONES
190
7.3
CARACTERfsTICAS CONSTRUCTIVAS
190
7.3.1
Envolventes
7.3.2
Separadores
7.3.3
Conductores
.
.
190
193
193
7.4
CARACTERfsTICAS DEL GAS SF, Y SU SUPERVISION
193
7.5
ARREGLO FfslCO DE LAS SUBESTACIONES GIS .....
194
7.5.1
Introducci6n
7.5.2
Diagrama unifilar
7.5.3
Conexi6n al equipo de alta tensi6n
194
195'
195
.
l
X .• CONTENIDO
7.5.4
Comparaci6n entre instalaci6n interior y a la intemperie de ta subestacion
GIS.
7.5.5
Diagramas hibridos .
7.5.6
Orientaci6n de los interruptores
7.5.7
Mantenimiento y pruebas
7.5.8
Colocaci6n de los transformadores de corriente
7.5.9
Posibilidades de ampliaci6n
196
196
196
197
197
197
7.5.10
Arreglos lip icos
197
7.6
COORDINACION DE AISLAMIENTO .
209
7.7
EQUIPOS
210
7.7.1
Interruptores
7.7.2
Seccionadores y secclonadores de puesta a tierra.
7.7.3
Transformadores de corriente
7.7.4
Transformadores de tension
211
212
212
213
7.7.5
Buies de conexi6n
7.7.6
Pararrayos
-c._. 'T.7.7
7.7.8
7.8
7.9
Tablero de control
214
215
215
Sistemas modulares integrados
216
SISTEMAS DE SUPERVISION
219
7.8.1
Sensores de corriente y tension
219
7.8.2
Sensores para el monitoreo de la presion del gas
220
ESPECIFICACIONES
221
7.9.1
Normas
7.9.2
Condiciones de servicio
221
222
7.9.3
Tensiones asignadas
7.9.4
Niveles de aislamiento asignados
7.9.5
Frecuencia asignada
222
7.9.6
Corriente asiqnada
222
7.9.7
Corriente asignada soportada de corta duracion .
7.9.8
Corriente pica soportada asignada
222
223
7.9.9
Eievacion de temperatura.
223
7.9.10
Tensiones asiqnadas, Irecuencia y presiones de operaci6n para los
circuitos auxiliares .
223
7.9.11
Pruebas .
223
222
222
CAPiTULO 8
EQUIPOS DE PATIO.
225
8.1
INTRODUCCION ..
225
8.2
DEFINICIONES .
225
CONTENIDO •
8.3
CONCEPTOS GENERALES.. .
8.3.1
8.4
8.5
8.6
8.7
Consideraciones generales . . . . . . . ..
.
.
8.3.2
Caracter[slicas comunes al equipo de alia tensi6n .
8.3.3
Pruebas
.
.
INTERRUPTORES DE POTENCIA .....
8.4.1
Introducci6n
8.4.2
Consideraciones generales .
8.4.3
Tipos principales
8.4.4
Normas tecnicas
8.4.5
Accesorios
8.4.6
Caracteristicas comunes a otros equipos de patio
8.4.7
Caracterislicas especilicas de los interruptores .
8.4.8
Otras caracterfsticas .
8.4.9
Pruebas .
SECCIONADORES
8.5.1
Introducci6n
8.5.2
Normas tecnicas
8.5.3
Funciones desempefladas por los seccionadores en redes electricas
8.5.4
Tipos constructivos
8.5.5
Mecanismo de operaci6n .
8.5.6
Especilicaciones de caracterfsticas tecnicas
8.5.7
Desempeflo de los seccionadores durante cortocircuito
8.5.8
Esfuerzos meeamcos nominales sobre los terminales ..
8.5.9
Capacidad de interrupci6n y de cierre de corriente de seccionadores y
seccionadores de puesta a tierra
8.5.10
Pruebas
xl
226
226
227
235
236
236
236
238
243
243
245
246
252
254
256
256
256
257
257
258
259
261
261
263
266
TRANSFORMADORES DE TENSION
267
8.6.1
Introducci6n
8.6.2
Normas tecnicas
267
268
268
269
269
276
277
8.6.3
Selecci6n del tipo de transformador de tension
8.6.4
Caracterfsticas para la especificaci6n de un translormador de tensi6n
8.6.5
Especilicaciones de caracterfsticas tecrncas
8.6.6
Ferrorresonancia en translormadores de tension capacitivos .
8.6.7
Pruebas .
TRANSFORMADORES DE CORRIENTE
278
8.7.1
278
278
Inlroducci6n
8.7.2
Normas tecnicas
8.7.3
Cfasilicaci6n de los translormadores de corriente
8.7.4
Caracteristicas para la especilicaci6n de un Iranslormador de corriente.
278
280
r;
xii. CONTl:NlDO
8.8
8.9
8.7.5
Especificaci6n de las caracteristicas tknicas
8.7.6
Pruebas. ..
.
281
294
TRANSFORMADORES DE MEDIDA NO CONVENCIONALES
295
8.8.1
Generalidades
8.8.2
Transformadores que utilizan anillos de Rogowski ..
295
295
297
298
300
8.8.3
Translormadores 6pticos por electo Faraday ..
8.8.4
Translormador de medida electr6nico (TME) activo .
8.8.5
Transformador de medida electr6nico (TME) pasivo
BOBINAS DE BLOQUEO
8.9.1
8.10
.
Introducci6n ....
8.9.2
Normas tecnicas
8.9.3
Clasificaci6n de las bobinas de bloqueo ..
8.9.4
Caracteristicas para la especificaci6n ..
8.9.5
Pruebas
8.9.6
Relaci6n entre la impedancia asignada. resistencia de bloqueo asignada y
ancho de banda basado en la resistencia de bloqueo
8.9.7
Atenuaci6n
8.9.8
Impedancla caracteristica de la linea
301
301
303
303
303
305
305
308
308
310
PARARRAYOS
8.10.1
Introducci6n
8.10.2
Normas tecrncas
8.10.3
Pararrayos convencionales 0 de carburo de silicio
310
310
310
8.10.4
Pararrayos de ZnO ...
311
8.10.5
Caracteristicas electncas de los pararrayos ZnO
8.10.6
Clase de descarga de linea
313
316
CAPiTULO 9
CONDUCTORES, BARRAS, AISLADORES Y CONECTORES .
321
9.1
INTRODUCCI6N
321
9.2
DEFINICIONES .....
321
9.3
TIPO DE CONDUCTORES
321
9.4
CORRIENTE ASIGNADA
330
9.4.1
Temperatura superficial de conductores flexibles
330
9.4.2
Aumento de temperatura en conductoras (flexibles en airel y densidad de
corriente en cortocircuito
.
334
9.5
BARRAJE DE CAMPO ...
9.6
BARRAJES COLECTORES
336
.
336
CONTENloowxiij
9.7
EFECTO CORONA EN CONDUCTORES FLEXIBLES .
.....
337
9.7.1
Campo eh~ctrico disruptivo
338
9.7.2
Coeficientes de Maxwell
339
9.7.3
Tensi6n fase tierra
341
9.7.4
Gradiente superficial promedio .
342
9.7.5
Verificacion efecto corona
343
9.7.6
Tension crltica ..
343
9.8
EFECTO CORONA EN CONDUCTORES RiGIDOS .
343
9.9
ESPACIAMIENTO ENTRE HACES DE CONDUCTORES ..
344
9.10
9.11
9.12
9.13
CALCULO DE ESFUERZOS ELECTROMECANICOS EN BARRAJES .. .
345
9.10.1
lntroducclon . . . . . .
345
9.10.2
Evaluaci6n de cargas .
9.10.3
Calculo de tensiones mecanicas y f1echas en conductores f1exibles ..
347
356
9.10.4
Tablas de tendido
369
9.10.5
Calculo de esfuerzos en barrajes rigidos
..... .. .. ..
. . . ......
....
......
...... .
369
EFECTOS DE CORTOCIRCUITO EN SISTEMAS DE BARRAS FLEXIBLES Y
BARRAS RIGIDAS .
376
9.11.1
Sistemas de barras flexibles .
376
9.11.2
Sistemas de barras rigidas
385
SELECCION DEL CABLE DE GUARDA
389
AISLADORES
390
. . . .. . . .
390
9.13.1
Materiales.
9.13.2
Tipos de aisladores .'
391
9.13.3
Seleccion de caracteristicas
394
9.14
CONECTORES.
400
9.15
CORROSION
403
9.15.1
Tipos de corrosion
403
9.15.2
Extremo anodico y catodico .
403
CAPiTULO 10
SISTEMAS DE CONTROL ..
405
10.1
INTRODUCCION
405
10.2
DEFINICiONES
405
10.3
REQUERIMIENTOS GENERALES DE UN SISTEMA DE CONTROL
406
10.3.1
406
Facilidad de expansi6n
--
xiv .. CONTENIOO
10.4
10.5
10.6
10.7
10.8
10.9
10.10
10.11
10.3.2
Automatizacion de funciones
406
10.3.3
Seguridad
407
10.3.4
Disponibilidad
407
10.3.5
Flexibilidad
407
10.3.6
Simplicidad
407
10.3.7
Mantenimiento
408
CLASIFICACION DE SISTEMAS DE
ACUEADO CON SU UBICACION FislCA
CONTROL
DE
SUBESTACIONES
DE
408
10.4.1
Sistema de control centralizado
408
10.4.2
Sistema de control distribuido .
409
TECNOLOGiAS DE LOS SISTEMAS DE CONTROL.
410
10.5.1
Sistema de control convencional.
410
10.5.2
Sistema de control coordinado SCC. .
412
10.5.3
Sistema de automanzacion de subestaclones SAS .
413
ARQUITECTURAS DE LOS SISTEMAS DE CONTROL.
415
10.6.1
Arquitectura de los SAS
416
10.6.2
Arquilectura de los sistemas de control convencional . .
417
10.6.3
Modos de operacion para los equipos de alta tension
418
10.6.4
Modos de operacicn para los servicios auxiliares
419
CONTROL CONVENCIONAL VS. SISTEMAS DE AUTOMATIZACION DE
SUBESTACION SAS
420
CRITERIOS PARA LA ADOPCION DE SISTEMAS AUTOMATICOS DE
SUBESTACION SAS
421
FUNCIONES BAslCAS DE LOS SISTEMAS DE CONTROL
422
10.9.1
lntertaz de operacion (IHM)
422
10.9.2
Seiializaci6n local y comandos
425
10.9.3
Interfaz con el centro de control remoto
428
10.9.4
Enclavamientos de operaclon .
429
10.9.5
Medicion de energia
431
10.9.6
Registro de Iallas .
432
FUNCIONES ADICIONALES QUE INCORPORAN LOS SAS
434
10.10.1
Funciones adicionales Nivel 1
434
10.10.2
Funciones adicionales Nivel 2
435
COMUNICACIONES EN LOS SAS
437
10.11.1
Comunicaciones Nivel 0 - Nivel 1
437
10.11.2
Comunicaciones Nivel 1 - Nivel 2 ..
438
10.11.3
Comunicaciones Nivel 2 - Nivel 3 .
438
-----
CONTENIDO "
10.12
MODERNIZACION DE SISTEMAS DE CONTROL CONVENCIONAlES CON
SISTEMAS SAS. . .
. .. ...
10.12.1
Modernizaci6n de la Unidad Terminal Remota (UTR) .
10.12.2
Modernizaci6n del sistema de control convencional .
10.12.3
Modernizaci6n del sistema completo de protecci6n y control convencional .
xv
438
438
439
439
10.13
REQUERIMIENTOS DEL CABlEADO PARA lOS SISTEMAS DE CONTROL
439
10.14
NORMAS Y PROYECTOS DE INVESTIGACION Y DESARROllO..
443
10.14.1
Normas
443
10.14.2
Protocolos IEC 60870.
10.14.3
Proyecto UCA de la EPRI y la normalizaci6n IEC 61850.
10.14.4
CIGRE.
444
444
447
CAPiTULO 11
SISTEMAS DE PROTECCION
449
11.1
INTRODUCCION
449
11.2
DEFINICIONES .
449
11.3
CONCEPTOS GENERALES
449
11.3.1
Funci6n principal
11.3.2
Fallas .
449
450
453
455
462
462
463
464
11.4
11.3.3
Sistemas absolulamente
11.3.4
Requerimientos de protecci6n
11.3.5
Protecciones integradas
11.3.6
Evaluaci6n econ6mica
11.3.7
Especiticaci6n
11.3.8
Tendencias
0
0
relalivamente selectivos
multifuncionales
PROTECCION DE TRANSFORMADORES .
465
11.4.1
Consideraciones generales
11.4.2
Tipos de fallas
11.4.3
Esquema de protecci6n
465
466
466
115
PROTECCION DE REACTORES DE DERIVACION
472
11.6
PROTECCION DE BANCOS DE CONDENSADORES
473
11.6.1
Protecci6n individual de condensadores
11.6.2
Protecci6n de desbalance
475
475
475
475
476
11.7
11.6.3
Protecci6n contra sobretensiones
11.6.4
Otras protecciones de la compensaci6n serie
, 1.6.5
Protecci6n de bancos de condensadores en derivaci6n .
PROTECCION DE BARRAS
479
xvi. COHTBlIOO
11.8
11.9
11.10
PROTECCI6N DE LlNEAS . .
... ..
........
.....
486
Protecci6n de distancia (21)
486
11.8.2
Sistema de protecci6n por comparaci6n de lase (78) . . .
11.8.3
Sistema de protecci6n diferenciallongitudinal (87L) . .
11.8.4
Sistema de protecci6n par comparaci6n direccional . . . .
491
491
492
11.8.5
Sistemas de protecci6n de IIneas utilizando telecomunicaciones [CIGRE
(1987))
. ..
.
11.8.6
Esquemas tipicos de protecci6n de IIneas de transmision . .
RECIERRE AUTOMATICO .
11.9.1
General .....
11.9.2
Recierre monopolar
11.9.3
Recierre exclusivamente tripolar .
11.9.4
Recierre temponzado ..
11.9.5
Restauraci6n automatica
PROTECCIONES COMPLEMENTARIAS
11.10.1
Rela de venficacion de sincronismo
11.10.2 ReJa de disparo y bloqueo ...
11.10.3 Rele de supervision de circuito de disparo .
11.11 SISTEMA DE PROTECCI6N LOCAL DE RESPALDO CONTRA FALLAS DE
INTERRUPTOR ....
11.12
.....
11.8.1
492
517
522
522
523
524
525
525
525
525
526
526
527
EQUIPO DE MANDO SINCRONIZADO (EMS) .
531
11.12.1 Generalidades
11.12.7
Energizaci6n de lineal ...
531
532
532
534
537
537
539
11.12.8
Consignas operativas del manco sincronizado para diferentes
configuraciones
541
11.12.2 Aplicaci6n de los reles de mando sincronizado
11.12.3
Energizaci6n de bancos de condensadores ..
11.12.4
Energizaci6n de transforrnadores de potencia
11.12.5
Apertura de transforrnadores .
11.12.6 Apertura de reactores .
CAPiTULO 12
MAlLA DE TIERRA ...
543
12.1
INTRODUCCI6N .
543
12.2
DEFINICIONES .....
543
12.3
FUNCIONES DE LA MALLA DE TIERRA
545
12.4
TENSIONES DE TOQUE Y PASO ..
545
CONTENIDO. xvii
12.5
12.6
12.7
12.8
12.9
12.10
PRINCIPALES CONSIDERACIONES DEL DISENO
549
12.5.1
Concepto general
549
12.5.2
Aspectos basjcos en el diseilo de la malla
550
SELECCION DEL CONDUCTOR Y DE LAS UNIONES.
551
12.6.1
Consideraciones generales.
12.6.2
Tarnafio de los conductores
551
551
552
553
12.6.3
Seleccion de las uniones
12.6.4
Otras consideraciones
.
.
ELSUELO
554
12.7.1
554
556
557
558
559
562
Resistividad del suelo .
12.7.2
Medidas de resistividad
12.7.3
Procesamiento de medidas
12.7.4
Suelo hornopeneo 0 unilorme
12.7.5
Suelos no homogeneos
12.7.6
Melodos sistematizados
12.7.7
Comparaci6n de los modelos unilorme y de las dos capas.
.
563
EVALUACION DE LA RESISTENCIA DE TIERRA
563
12.8.1
Metodo simplilicado de la norma IEEE Std 80
564
DETERMINACION DE LA CORRIENTE MAxiMA DE LA MALLA .
566
12.9.1
Definiciones
12.9.2
Tipo y localizaci6n de la lalla
12.9.3
Factor de division de corrientes .
12.9.4
Efecto de asimetria
12.9.5
Efecto de luturos carnbios en el sistema.
566
568
570
579
580
DISENO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
580
12.10.1
Procedimiento de diseilo ..
12.10.2
Calculo de las tensiones rnaxirnas de reticula y de paso
12.10.3
Calculo de la longitud minima de cable enterrado
12.10.4
Ejemplos de calculo de la malla ..
12.10.5
Relinamiento del diseno preliminar ...
12.10.6
Analisis del diseiio de la malta por computador .
580
583
585
586
590
591
12.10.7
Apantallamiento electromagnetico de .casetas .
593
12.11 OTRAS CONSIDERACIONES
12.11.1
Cajas de prueba
12.11.2
Conexi6n de los cables de guarda de la malla .
12.11.3
Cables de guarda
12.11.4
Conexion de elementos rnetancos a tierra
12.115
Recubrimiento de triturado .
594
594
594
594
594
594
xviii
-t CONTENJOO
12.11.6 Varillas de tierra.
12.11.7
595
595
595
597
597
597
598
598
598
598
Cerea perimetral (malla de cercamiento)
12.11.8
Corrosi6n galvanica
12.11.9
Sistemas de baja tension .
12.11.10 Sistema interne de agua potable
12.11.11 Sistema exterior de agua potable ..
12.11.12 Bandejas portacables .
12.11.13 Edilicios
12.11.14 Mallas adyacentes
12.11.15 Medida de la impedancia de una malla construida
CAPiTULO 13
SERVICIOS AUXllIARES
601
13.1
INTRODUCCION
601
13.2
DEFINICIONES.
601
13.3
CONCEPTOS GENERALES
602
13.4
NIVELES Y LiMITES DE TENSION
603
13.4.1
Niveles de tensi6n normalizados
13.4.2
Lfmites de tension admisible en las cargas
603
604
13.5
13.6
13.7
FUENTES DE ALIMENTACION DE LOS SERVICIOS AUXILIARES
604
13.5.1
Devanados terciarios de transformadores de potencia
13.5.2
Transformador reductor
605
605
605
13.5.3
Lineas aereas de distribucicn truastcas urbanas
13.5.4
Grupo electrogeno
0
rurares ..
CONFIGURACIONES DE SERVICIOS AUXILIARES DE SUBESTACIONES
605
606
13.6.1
Configuraciones de media tensi6n ..
606
13.6.2
Configuraciones de corriente alterna en baja tensi6n
610
13.6.3
Conliguraciones de corriente continua
616
13.6.4
Conliguraciones de corriente alterna regulada
618
13.6.5
Conliguraci6n general para sistemas centraiizados y distribuidos
620
EQUIPOS DEL SISTEMA DE SERVICIOS AUXILIARES
623
13.7.1
Caracterfsticas generales
13.7.2
Ancilisis de cargas
623
623
13.7.3
Analisis de cortocircuito
623
13.7.4
Corriente asignada en barrajes
625
13.7.5
Inversores
626
13.7.6
Banco de baterias ..
626
13.7.7
Cargadores de baterfas
634
CONTENIOO I<
13.7.8
Equipos de alirnentacion de media tension
13.7.9
Transformador de drstribucion
13.7.10
Grupo electrogeno
13.7.11
Interruptores de baja tension
13.7.12
Cables.
13.7.13
Medicion de energfa
xix
636
636
637
638
639
644
cAPirUlO 14
OBRAS CIVilES.
645
14.1
INTRODUCCION
645
14.2
DEFINICIONES.
645
14.3
CONCEPTOS GENERALES
646
14.4
PREDIO PARA LA SUBESTACION
648
14.4.1
Seleccion
14.4.2
Caracterizacion
648
649
14.4.3
Urbanismo
14.4.4
Recomendaciones respecto a las investigaciones basicas
14.5
14.6
14.7
14.8
14.9
649
650
ADECUACION
651
14.5.1
Actividades preliminares
14.5.2
Prediserio
651
652
14.5.3
Optirnizacion de la adecuacion y determinacion definitiva de la cota de
proyecto
145.4
Disenos definilivos de la aoecuacion del predio
652
653
DRENAJES
654
14.6.1
Actividades preliminares
14.6.2
Caudal de oiseno
14.6.3
Capacidad de los colectores y cunetas
654
655
656
14.6.4
Estrucluras de mspeccion y redes
657
658
VIAS
14.7.1
Generalidades
14.7.2
Estructura de las vias
14.7.3
Diserio de vias
658
658
658
CIMENTACIONES
659
14.8.1
Generalidades
14.8.2
Cimentaciones para soportes de porticos y equipos
659
661
CARRILERAS
665
xx •
CONTENIOO
14.10
FOSOS PARA TRANSFORMADORES Y REACTORES Y MUROS CORTAFUEGO
666
14.11
EDIFICACIONES
14.11.5
Elementos no eslrucluralas
668
670
670
671
671
671
14.11.6
Aire acondicionedo ....
671
.
14.11.1
Sala de control
.
14.11.2
Sala de balerfas
14.11.3
sata para planla diesel
14.11.4
Disei'lo eslructural .....
.
14.12
CARCAMOS Y DUCTOS
14.13
OBRAS COMPLEMENTARIAS.
14.13.1
Acabado de patio.
14.13.2
Cerramienlos··
672
.
14.13.3
ProlecciOn de taludes .
14.13.4
Omamentaci6n
14.13.5
lIuminaci6n exterior
673
673
673
673
674
674
.
.
CAPiTULO 15
ESTRUCTURAS METAL-ICAS
677
15.1
INTRODUCCI6N
.
677
15.2
DEFINICIONES
.
677
15.3
CONCEPTOS GENERALES.
15.4
SELECCI6N DEL TIPO DE ESTRUCTURA ....
15.5
15.6
678
15.4.1
Eslruc1uras mixtas en concreto y acero ..
15.4.2
Estructuras mataiicas .....
.. 679
679
680
CRITERIOS sAslCOS EN EL DISENO DE ESTRUCTURAS METALICAS.
682
15.5.1
Estudios preliminares .,
15.5.2
Condiciones criticas para al disei'lo
682
682
.
.
DISENO. FABRICACI6N Y SUMINISTRO DE ESTRUCTURAS METALICAS .
688
15.6.1
Generalidades
15.6.2
Disei'lo eStruClUral
15.6.3
Fabricacl6n y suminlstro .
688
689
690
.
.
CAPiTULO 16
PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO ...
16.1
INTRODUCCI6N
16.2
DEFINICIONES
693
. .. 693
.
.
693
COI'/TENlDO R
xxi
16.3
PRUEBAS PARA PUESTA EN SERVICIO ...
694
16.4
ACTIVIDADES PRELIMINARES
695
16.4.1
Gabinetes
16.4.2
Conexionado
695
695
16.5
PRUEBAS SISTEMA DE SERVICIOS AUXILIARES
696
16.5.1
696
Pruebas individuales ..
16.6
PRUEBAS PREOPERATIVAS EOUIPOS DE ALTA TENSION
696
16.7
PRUEBAS INDIVIDUALES DE EOUIPOS DE ALTA TENSION.
697
16.7.1
Equipos de alta tensi6n
16.7.2
Teoria y rnetooos de prueba de equipos de alta tension
697
699
16.8
16.9
16.10
16.11
16.12
16.13
16.14
PRUEBAS INDIVIDUALES DEL SISTEMA DE PROTECCION
714
16.8.1
Sistema de protecci6n
16.8.2
Pruebas individuales de reles de proteccion
714
715
PRUEBAS SISTEMA DE MEDIDA
717
16.9.1
Verificaciones iniciales
16.9.2
Programaci6n .
16.9.3
Pruebas luncionales
718
718
718
PRUEBAS SISTEMA DE REGISTRO DE FALLAS.
718
16.10.1
Verificaciones iniciales
718
16.10.2
Programaci6n.
16.10.3
Pruebas luncionales
719
719
PRUEBAS SISTEMA DE CONTROL
719
16.11.1
Actividades preliminares
16.11.2
Pruebas luncionales
719
720
PRUEBAS FUNCIONALES SISTEMA DE PROTECCION
720
16.12.1
Actividaoes preliminares
16.12.2
Pruebas luncionales
721
721
PRUEBAS DEL SISTEMA DE COMUNICACIONES
16.13.1
Verificaciones iniciales
16.13.2
Ajustes y programaci6n de equipos
16.13.3
Pruebas enlace de comunicaciones .
16.13.4
Pruebas funcionales
722
722
722
722
723
MEDICION DE PARAMETROS DE LiNEAS DE TRANSMISION
723
16.14.1
Objeto
16.14.2
Procedimiento
16.14.3
Precauciones.
723
723
725
Lista de Figuras
Figura 1.1 - Procedimiento de diseno subestaciones
Figura 1.2 - Diagrama unililar general
Figura 2.1 - Barra sencilla
Figura 2.2 - Conliguraci6n en H
Figura 2.3 - Subestaciones unitarias
Figura 2.4 - Barra principal y de translerencia
Figura 2.5 - Doble barra
Figura 2.6 - Doble barra mas seccionador by-pass 0 paso directo
Figura 2.7 - Doble barra mas seccionador de translerencia
Figura 2.8 - Doble barra mas barra de transterencia
Figura 2.9 - Anillo
Figura 2.10 - Interruptor y medio
Figura 2.11 - Doble barra con doble interrupter
Figura 2.12 - Anillo cruzado
Figura 2.13 - Interruptor y tres cuartos
Figura 2.14 - Malia
Figura 2.15 - Doble translerencia
Figura 2.16 - Comparaci6n de conliabilidad de subestaciones
Figura 2.17 - Desarrollo de conexi6n de barras
Figura 2.18 - Desarrollo de conexi6n de interruptores
Figura 2.19 - Comparaci6n de areas alternativas para seis campos
Figura 2.20 - Comparaci6n de areas alternativas para doce campos
Figura 2.21 - Curva de costos como lunci6n de la confiabilidad
Figura 2.22 - Gnilico de comparaci6n de costos
Figura 2.23 - Comparaci6n de costos (de inversi6n y mantenimiento) en subestaciones
encapsuladas y convencionales
Figura 2.24 - Comparaci6n de costos de encapsutadas vs. convencionales
Figura 3.1 - Clases y lormas de tensiones y sobretensiones
Figura 3.2 - Evaluaci6n dellactor de coordinaci6n estadistica K,..J
Figura 3.3 - Evaluaci6n del riesgo de lalla
llsTA DE FIGURAS. XXV
Figura 6.6 - Seccionador pant6grafo horizontal
Figura 6.7 - Conexi6n clasica • barraje flexible, conexi6n flexible
Figura 6.8 - Conexi6n claslca - barraje rigido, conexi6n rigida
Figura 6.9 - Conexi6n clasica - barraje rigido, conexi6n flexible
Figura 6.10 - Conexi6n con pant6grafo • barraje flexible, conexi6n flexible
Figura 6.11 - Conexi6n con pant6grafo - barraje rigido. barraje flexible
Figura 6.12 - Conexi6n escalon ada - barraje flexible
Figura 6.13 - Conexi6n clasica • barraje flexible
Figura 6.14 - Conexi6n con pant6grafo • barraje flexible
Figura 6.15 - Conexi6n con pant6grafo - barraje rigido
Figura 6.16 - Conexi6n claslca moditicada - barraje flexible
Figura 6.17 - Conexi6n con barras colectoras abajo • barraje flexible
Figura 6.18 - Conexi6n escalon ada transversal· barraje flexible
Figura 6.19 - Conexi6n alineada de seccionadores - barraje rigido
Figura 6.20 - Barra sencilla - disposici6n claslca
Figura 6.21 - Barra sencilla, salidas enfrentadas - disposlclon ctaslca
Figura 6.22 - Barra principal y de transferencia - disposici6n claslca
Figura 6.23 - Doble barra - disposlcion claslca
Figura 6.24 - Doble barra mas by-pass 0 paso directo - disposici6n ciasica
Figura 6.25 - Doble barra mas barra de transferencia - disposici6n clasica
Figura 6.26 - Conexi6n de interruptores, conexi6n flexible - disposici6n clasica
Figura 6.27 - Conexi6n de interruptores, conexi6n rigida • disposici6n Ciasica
Figura 6.28 - Anillo cruzado - disposici6n clasica
Figura 6.29 - Interruptor y medio. barrajes adyacentes
Figura 6.30 - Interruptor y medio
Figura 6.31 - Disposlcton escalon ada en tilas longitudinales, doble barra
Figura 6.32 - Disposici6n escalonada en filas transversales, doble barra
Figura 6.33 - Disposicicn alineada de seccionadores, doble barra
Figura 6.34 - Disposici6n elevada, barra principal y de transterencia
Figura 6.35 - Disposiclon elevada, doble barra
Figura 6.36 - Arreglo diagonal con barras colectoras arriba, doole barra
Figura 6.37 - Arreglo diagonal con barras colectoras arriba, interruptor y medio
Figura 6.38 - Arreglo diagonal con barras colectoras abajo, doble barra
Figura 6.39 - Disposicion clasica modificada, barra principal y de transferencia
Figura 6.40 - Disposici6n claslca modificada, doble barra
Figura 6.41 - Disposici6n clasica modificada, doble barra
Figura 6.42 - Dlsposicion claslca modificada, doble barra con by-pass 0 paso directo
Figura 6.43 - Disposici6n clasica modificada, doble barra con seccionador de transferencia
Figura 6.44 - Disposcion clasica modificada, entrada por un solo lado, doble barra con seccionador
de transferencia
Figura 6.45 - Disposici6n claslca moditicada, doble barra mas barra de transterencla (entrada de
linea y campo de acople)
LISTA OE FIGURAS :::
Figura 7.9 - Doble barra a 420 kV (ABB)
Figura 7.10 - Doble barra mas barra de translerencia a 420 kV (ASS)
Figura 7.11 - "H" a 525 kV (Merlin Gerin)
Figura 7.12 - Anillo a 245 kV (Merlin Gerin)
Figura 7.13 - Anillo modular a interruptor y medio 525 kV (Merlin Gerin)
Figura 7.14 -Interruptor y medio-secci6n
Figura 7.15 - Subestaciones hibridas a 245 kV ..convencional + GIS (ABB)
Figura 7.16 -Interruptor
Figura 7.17 - Seccionadores
Figura 7.18 - Translormador de corriente
Figura 7.19 - Translormador de tensi6n inductivo en diseiio tipo monotaslco
Figura 7.20 - Translormador de tensi6n capacitivo
Figura 7.21- Bujes de conexi on
Figura 7.22 - Pararrayos
Figura 7.23 - Sistema de control y proteccion integrado para subestaciones encapsuladas (ABB)
Figura 7.24a - Sistema modular integrado
Figura 7.24b - Sistema modular integra do
Figura 7.24c - SIstema modular integrado
Figura 7.25 -
Modulo PASS (ABB)
Figura 8.1 - Desarrollo de interrupci6n en una lalla tritaslca
Figura 8.2 - Interruptor de tanque muerto
Figura 8.3 - Interruptor de tanque vivo
Figura 8.4 - Resistencias de preinserci6n
Figura 8.5 - Corrientes de cierre y apertura de un interruptor
Figura 8.6 - Porcentaje de ta componente aperi6dica en Iuncion del trernpo
Figura 8.7 - Fenomeno de la tensi6n transitoria de restablecimiento
Figura 8.8 - Representaci6n de la tension transitcria de restablecimiento
Figura 8.9 - Nivel de aislarniento especificado para seccionaoores
Figura 8.10 - Fuerzas mecanicas sobre terminales de un secctonaoor de dos columnas
Figura 8.11 - Fuerzas rnecanicas sobre terminates de un seccionador pantogralo
Figura 8.12 - Transtorrnador de tensi6n inductivo
Figura 8.13 - Transformador de tension capacitive
Figura 8.14 - Respuesta de un nucteo TPZ y un nucleo convencionat ante corrientes de
cortocircuito
Figura 8.15 - Anillo de Rogowski
Figura 8.16 - Electo Faraday
Figura 8.17 - Sensores opncos extrtnsecos
Figura 8.18 - Diagrama de bloques del TME activo
Figura 8.19 - Unidad de medida de corriente del TME
Figura 8.20 - Esquema bobina de bloqueo
xxvii
L1STA DE FIGURAS II
Figura 9.33 - Tensiones criticas de f1ameo para configuraci6n punta plano para distancias en aire
Figura 9.34 - Conec1ores de alia tension
Figura 10.1 - Principio de los sistemas de control centralizados
Figura 10.2 - Principio de los sistemas de control distribuidos
Figura 10.3 - Sistema de control convencional centralizado
Figura 10.4 - SCC • Sistema de control coordinado
Figura 10.5 - Principio de los sistemas de autornatlzaclon de subestaciones SAS
Figura 10.6 - Dispositivos lED's
Figura 10.7 - Arquitectura tipica de un sistema de automatizaci6n de subestaci6n SAS
Figura 10.8 - Ejemplos de IHM en sistemas SAS
Figura 10.9 - Mimico de una subestaci6n con control convencional
Figura 10.10 - Diagrama general de un sistema de registro y analisis de falla
Figura 10.11 - Ejemplo de puesta a tierra del secundario de transformador de corriente
Figura 10.12 - Ejemplo de puesta a tierra de secundarios de transformadores de corriente para
subestaciones de dos interruptores por salida
Figura 10.13 - lncorporacion de UCA 2.0 en la IEC 61850
Figura 11.1 - Fallas propias al sistema de potencia
Figura 11.2 - Falla en derivaci6n
Figura 11.3 - Falla en serie
Figura 11.4 - Red de gestion de protecciones
Figura 11.5 - Sistemas absolutos y relatives de protecci6n
Figura 11.6 - Relacion entre operaci6n incorrecta y confiabilidad
Figura 11.7 - Esquema general de protecciones
Figura 11.8 - Esquema de proteccion de transformador
Figura 11.9a - Protecclon de autotransformadores terciario descargado
Figura 11.9b - Proteccion de terciario de autotransformador y transformador zigzag
Figura 11.1Oa- Protecci6n conexi6n y transformador con dos diferenciales porcentuales
Figura 11.1Ob - Proteccion diferencial corta porcentual mas dos diferenciales de alta impedancia
Figura 11.11 - Sistema de protecci6n de transformador economizando el interruptor dellado de
alta tension
Figura 11.12 - Sistema de proteccton de reactores
Figura 11.13 - Protecclon de ban cos de condensadores en serie
Figura 11.14 - Protecci6n de bancos de condensadores en doble .estrl;llla con neutro flotante
Figura 11.15 - Proteccion de bancos de condensadores en estrella simple con neutro flotante
Figura 11.16 - Protecclon de bancos de condensadores en estrella con neutro aterrizado
Figura 11.17 - Otros esquemas de proteccion de desbalance para bancos de condensadores
Figura 11.18 - Proteccion contra sobrecarga y cortocircuito de bancos de condensadores
Figura 11.19 - Proteccion de barras • doble barra
Figura 11.20 - Proteccion de barras • barra principal y de transterencia
xxix
LrSTA DE FIGURAS "
xxxi
Figura 11.57 - Sistema de protecci6n contra falla del interruptor • tiempo de operaci6n
Figura 11.58 - Sistema de protecci6n local contra fallas del interruptor
Figura 11.59 - Simbologla de los equipos de protecci6n
Figura 11.60a - Banco de condensadores en derivaci6n conectado en estrella con neutro puesto a
tierra
Figura 11.60b - Secuencia de energizaci6n de banco de condensadores en derivaci6n conectado
en estrella con neutro puesta a tierra
Figura 11.61a - Banco de condensadores en derivaci6n con conexi6n en estrella y neutro flotante
Figura 11.61b - Secuencia de energizaci6n de banco de condensadores en derivaci6n con
conexi6n en estrella y neutro flotante
Figura 11.62 - Onda tensi6n - cornente de magnetizaci6n. energizaci6n de transformadores de
potencia
Figura 11.63 - Fen6meno de energizaci6n de transformadores de potencia
Figura 11.64 - Curva de magnetizaci6n
Figura 11.65 - Secuencia de energizaci6n para un transformador tntasico, tipo nuctso, con el
devanado prima rio conectado en estrella aterrizada
Figura 11.66a - Reactor tritasico, tipo nucteo, conexi6n en estrella con el neutro aterrizado
Figura 11.66b - Secuencia de desenergizaci6n de reactor tritasico. tipo nucleo, conectado en
estrella con neutro puesto a tierra·
Figura 11.67a - Reactor trifasico. lipo nocleo, conexi6n en estrella con el neutro flotante
Figura 11.67b - Secuencia desenergizaci6n de reactor tritasico. tipo nucteo conectado en estrella
con neutro flotante
Figura 12.1 - Malia de tierra
Figura 12.2 - Tensiones de toque. paso, lazos y translerencia en una subestacion
Figura 12.3 - Situaciones lipicas de potenciales transferidos externos
Figura 12.4 - Factor de reducci6n C. como una funci6n dellactor de reflexi6n 1\ y el espesor de ta
capa de cascajo h,
Figura 12.5 - Situaciones de toque tipicas metal - metal en GIS
Figura 12.6 - Diferentes lipos de conexi6n
Figura 12.7 - Definicion de resistividad
Figura 12.8 - Metodo de Wenner
Figura 12.9 - Puntos de medici6n de resistividad en un lote rectangular
Figura 12.10 - Modelo del suelo de dos capas
Figura 12.11 - Metodo de la inspecci6n visual para el modelo de las dos capas
Figura 12.12 - Metodo grafico de Sunde
Figura 12.13 - Resistividad estimada por computador
Figura 12.14 - Resistividad del suelo
Figura 12.15 - Coeficientes de la f6rmula de Schwarz
Figura 12.16 - Relaciones entre los valores de
h. I, Y DJ para una lalla con duraci6n IJ
Figura 12.17 - Falla en la subestaci6n; neutro puesto a tierra localmente
Figura 12.18 - Falla en la subestaci6n; neutro puesto a tierra en subestaci6n remota
Figura 12.19 - Falla en la subestacion, sistema puesto a tierra en ta subestaci6n y otros puntos
LISTA DE FIGURAS lIZ
xxxiii
Figura 13.13 - Sistema servicios auxiliares centralizado
Figura 13.14 - Sistema servicios auxiliares distribuido
Figura 13.15 - Oiagrama de cicIo de trabajo
Figura 13.16 - Secciones lipicas de cicio de trabajo
Figura 13.17 - Curva hipotetlca de capacidad
Figura 13.18 - Corriente soportada por conductores de cobre aislados en cortocircuito
Figura 13.19 - Corriente soportada por conductores de aluminio aislados en cortocircuito
Figura 13.20 - Corriente soportada por pantallas de plorno. cobre y alurninio en cortocircuito
Figura 14.1 - Adecuaci6n del predio • planta
Figura 14.2 - Adecuaci6n del predio • secci6n
Figura 14.3 - Metodo para calculo de esfuerzos medios equivalentes en cimientos excentricarnente
cargados
Figura 14.4 - Esquema tipico de cargas en equipos
Figura 14.5 - Cimientos tipicos para estructuras de soporte de equipos y porticos - secci6n
transversal
Figura 14.6 - Cimiento y loso para translormador • esquema tipico
Figura 14.7 - Planta general edilicio de control
Figura 14.8 - Caseta de control
Figura 14.9 - Oetalles tipicos de carcamos y ductos bajo via
Figura 15.1 - Estructura mixta en concreto y acero tipo "A"
Figura 15.2 - Estructura mixta en concreto y acero tipo "H"
Figura 15.3 - Estructura rnetalica en celosia
Figura 15.4 - Oisposici6n de eslructuras rnetallcas en celesta en una subestaci6n
Figura 15.5 - Factor de respuesta de rataqa para estrucluras
Figura 15.6 - Espectro de diseFio slsrnico de estructuras
Figura 16.1 - Circuito equivalente serie
Figura 16.2 - Oiagrama lasorial circuito serie
Figura 16.3 - Circuito equivalente paralelo
Figura 16.4 - Oiagrama fasorial clrcuito paralelo
Figura 16.5 - Corriente de fuga
Figura 16.6 - Medida de resistencia de contactos
Figura 16.7 - Medida resistencia de devanados
Figura 16.8 - Verificaci6n de polaridad
Figura 16.9 - Polaridad sustractiva
Figura 16.10 - Polaridad aditiva
Figura 16.11 - Metodo de prueba del golpe inductive
Figura 16.12 - Metodo de prueba de suma de tensiones
Figura 16.13 - Medida de relaci6n de transtorrnacion
-----
xxii .. CONTENIDO
16.15
16.16
PRUEBAS "TERMINAL - TERMINAL" .
725
16.15.1
Conocimiento del sistema de potencia
16.15.2
Generaci6n de archivos COMTRADE
16.15.3
Canal de comunicaciones
726
726
726
726
727
16.15.4
Determinaci6n de fallas a simular
16.15.5
Ejecucion de las fallas
PRUEBAS PREVIAS Y POSTERIORES A LA ENERGIZACION
727
16.16.1
Verificaciones previas a la energizaci6n
16.16.2
Verificaciones posteriores a la energizacion
727
728
APtNDICEA
'ta'tSfACION Y SIMBOLOGiA
729
. APENDICE B
SIGLAS Y ABREVIATURAS
753
APENDICE C
DENSIDAO, PRESION ATMOSFERICA Y FACTORES DE CORRECCION
757
C.l
INTROOUCCION
757
C.2
GENERALIDADES
757
C.2.1
Densidad del aire
C.2.2
Presion atrnosterica
757
757
C.2.3
Condiciones atrnosfericas norrnanzaoas - atmosfera tipo
758
C.2.4
Variacicn de la densidad del aire y de ta presion atmcstenca con ta aliiIud .
758
C.3
EXPRESIONES DE usa COMUN
761
C.4
APLICACION DE LA CORRECCION ATMOSFERICA EN LA SELECCION DE
AISLAMIENTO
.
765
APENOICE 0
REFERENCIAS ..
767
Llsta de Tablas
Tabla 1.1 - Tensiones para sistemas de menos de 35 kV
Tabla 1.2 - Tensiones para sistemas de mas de 35 kV
Tabla 1.3 - Estudios del sistema
Tabla 2.1 - Facilidades de mantenimiento de cada conliguracion
Tabla 3.1 - Niveles de aislamiento normaazados para las tensiones asignadas del range I
(1 kV <
s 245 kV)
u;
Tabla 3.2 - Niveles de aislamiento normaazados para las tensiones asignadas del rango \I
(u~ >245 kV)
Tabla 3.3 - Factores de conversion para pruebas para rango I, para convertir tensiones requeridas
de soportabilidad al impulso de maniobra a tensiones de soportabilidad a lrecuencia
industrial de corta duracion yal impulso atmosterico
Tabla 3.4 - Factores de conversion para pruebas para range II, para convertir tensiones de
soportabilidad a lrecuencia industrial de corta duracion requeridas a tensiones de
soportabilidad al impulso de maniobra
Tabla 4.1 - Corretacion entre tensiones de soportabilidad al impulso atmosterico y distancias
minimas en el aire (u~ < 300 kV)
Tabla 4.2 - Correlacicn entre tensiones de soportabilidad al impulso de manlobra y distancias
minimas lase-tierra en el aire (U. > 300 kV)
Tabla 4.3 - Corralacion entre tensiones de soportabilidad al impulso de rnaniobra y distancias
minimas lase-lase en el aire (U. > 300 kV)
Tabla 4.4 - Distancias de seguridad en eI aire
Tabla 4.5 - Distancias lipicas entre equipos de patio
Tabla 5.1 - Angulo de apantallamiento
Tabla 81 - Estudios basicos para la selea:i6n de equipos
Tabla 8.2 - Niveles de aislamiento asignados para las tensiones asignadas de la gama I • Serie I
Tabla 8.3 - Niveles de alslarniento asignados para las tensiones asignadas de la gama I • Serie \I
(utilizados en America del Norte)
Tabla 8.4 - Niveles de aislarniento asignados para las tensiones asignadas de la gama \I
xxiv. LISTA DE FTGURAS
Figura 3.4 - Dependencia del exponente m en la lensi6n de coordinaci6n soportada al impulso de
maniObra
Figura 4.1 - Dimensiones medias de un operador
Figura 4.2 - Circulaci6n de personal
Figura 4.3 - Proteccion para equipos en bajo nivel
Figura 4.4 - Circulacion de vehiculos
Figura 4.5 - Mantenimiento de rutina
Figura 4.6 - Trabajo utilizando maquinaria pesada
Figura 4.7 - Ancho de barras - barra rigida
Figura 4.8 - Efectos de deflexi6n de aisladores
Figura 4.9 - Ancho de campo determinado por los equipos
Figura 4.10 - Ancho de campo con seccionador de apertura central (fase central centrada en el
campo)
Figura 4.11- Practicas para reducir anchos de campo
Figura 4.12 - Altura de barraje
Figura 4.13 - Altura de barras con seccionadores tipo pant6grafo
Figura 4.14 - Altura de templa superior
Figura 4.15 - Otstancias minimas al cerco 0 muro
Figura 5.1 - Proceso de la descarga atmosterica
Figura 5.2 - Probabilidad de que una descarga exceda la corriente pico
Figura 5.3 - Mapa lscceraunlco de Colombia
Figura 5.4 - Angulos fijos para cables de guarda
Figura 5.5 - Angulos fijos para mastiles
Figura 5.6 - Cubrimiento con masules
Figura 5.7 - Protecci6n con un mastil
Figura 5.8 - Protecclon con dos mastiles
Figura 5.9 - Proteccion con cable de guarda
Figura 5.10 - Proteccion con dos cables de guarda
Figura 5.11 - Area protegida por dos rnastiles
Figura 5.12 - lIuSlraci6n del concepto de la esfera de radio igual a la distancia de descarga SM
Figura 5.13 - Apantallamiento con cable de guarda cada campo 0 cada dos campos
Figura 5.14 - Area prolegida por un mastil
Figura 5.15 - Protecci6n con cuatro rnastiles
Figura 6.1 - Seccionador de apertura central
Figura 6.2 - Seccionador de rotaclon central
Figura 6.3 - Seccionador de apertura vertical
Figura 6.4 - Seccionador pant6grafo
Figura 6.5 - Seccionador semipant6grafo
lISTA DETABLAS ~ xxxvii
Tabla 9.8 - Caracteristicas barras tubulares de aluminio
Tabla 9.9 - Constantes B, Y 1]
Tabla 9.10 - Coeficiente geometrico
Tabla 9.11 - Coeficiente de Iimpieza
Tabla 9.12 - Parametres de dlsefo en funci6n de la categoria de exposici6n
Tabla 9.13 - Coeficiente de sitio S
Tabla 9.14 - Parametres recomendados para cables de guarda mas comunes en subestaciones
Tabla 9.15 - Caracteristicas de aisladores de soporte tipo poste (cerarnica
0
vidrlo)
Tabla 9.16 - Distancia nominal de fuga especifica minima
Tabla 9.17 - Separaci6n de electrodos para cuernos saltachispas en cadenas de aisladores
Tabla 9.18 - Potenciales aproximados con respecto al hidr6geno
Tabla 10.1 - Estructura jerarquica de un sistema de control SAS
Tabla 10.2 - Estructura jerarquica de un sistema de control convencional
Tabla 11.1 - Aplicaciones del rele de mando sincronizado
Tabla' 12.1 - Constantes de materiales
Tabla 12.2 - Caracteristicas Iisicas de cables de cobre desnudo, clase B
Tabla 12.3 - Resistividades de diferentes conductores
Tabla 12.4 - Resistividades tipicas de los suelos
Tabla 12.5 - Factor de decremento Dfpara diferentes relaciones xt»
Tabla 12.6 - Simbolos del diagrama en bloques de la Figura 12.34
Tabla 12.7 - Electropotencial de los metales
Tabla 13.1 - Tensi6n corriente continua
Tabla 13.2 - Tensi6n corriente allerna
Tabla 13.3 - Tensi6n corriente alterna
Tabla 13.4 - Factores de correcci6n por temperatura y por allura sobre el nivel del mar
Tabla 13.5 - Caracteristicas de cables de cobre aislacos 600 V. 75'C
Tabla 13.6 - Factores X y Y
Tabla 14.1 - Niveles de iluminaci6n exterior en subestaciones
Tabla 15.1 - Coeficiente de fuerza para viento normalen estructuras en celosia
Tabla 15.2 - Coeficiente de fuerza de elementos estructurales
Tabla 15.3 - Valores tipicos de amortiguamienlo en estructuras
Tabla 15.4 - Conversiones de la masa de las capas de zinc y pinlura at equivalente de micrones
xxvi ., lISTA
DE FIGURAS
Figura 6,46 :.... Disposici6n clasica modilicada, doble barra mas barra de translerencia
Figura 6.47- Arreglo diagonal modilicado, barra principal y de translerencia
Figura 6,48 - Pant6gralos en arreglo diagonal, barra rfgida, barra principal y de translerencia
Figura 6.49 - Doble barra con ba:;ra rlgida
Figura 6.50 - Doble barra mas barra de translerencia con barra rigida
Figura 6.51 - Arreglo diagonal modilicado. barras colectoras abajo, doble barra
Figura 6.52 - Fases rnezcladas, barras colectoras arriba, doble barra
Figura 6.53 - Disposici6n de Figura 6.41 con interruptor puenteable, doble barra
Figura 6.54 - Modulacion. barra sencilla
Figura 6.55 - Modulacion, barra principal y de translerencia
Figura 6.56 - Modulaci6.r)·; doble barra
Figura 6.57 - Modulaci6n, doble barra mas barra de translerencia
Figura 6.58 - Doble barra, alternativa No.1, conexi6n a translormadores
Figura 6.59 - Doble barra, altemativa No.2, conexlen a translorrnadores
Figura 6.60 - Conliguraci6n con translerencia, conexi6n a translorrnadores
Figura 6.61 - Conljguraci6n de interruptores, conexi6n a translormadores
Figura 6.62 - Planta nprca de translorrnadores
Figura 6,63 - Campo de transferencia • barra principal y translerencia
Figura 6.64 - Campo de acople • doble barra
Figura 6.65 - Campo de acople alternativa • doble barra
Figura 6.66 - Campo de transterencla • doble barra mas barra de translerencia
Figura 6.67 - Campo de acople - doble barra mas barra de translerencia
Figura 6.68 - Campo de acople y transferencia (barra rfgida y pant6gralos • doole barra mas barra
de translerencia)
,
Figura 6.69 - Subestaci6n interior compartimentada (PIC)
Figura 6.70 - Reducci6n de espacio con m6dulo CHVS
Figura 6.71 - Modulo de entrada de linea
Figura 6.72 - Modulo MCI
Figura 6.73 - Subestaci6n compacta CAIS
Figura 6.74 - Diagrama unifilar para doble barra, modulo PASS y convencional
Figura 6.75 - Subestaci6n con contiquracien doble barra con mOdulos PASS
Figura 6,76 - Subestacion con configuracion de interruptor y medio con modules PASS
Figura 7.1 - Conliguraci6n basica de una GIS
Figura 7.2 - Conliguraciones basicas de envolventes '
. ,.",.f~a 7.3 - Modulo a 123 kV de transtorrnador (Merlin Gerin)
~ra 7.4 - MOdulo de linea a 420 kV (Merlin Gerin)
Figura 7.5 - Barra sencilia a 123 kV (Merlin Gerin)
Figura 7.6 - Barra sencilia seccionada a 245 kV (Merlin Gerin)
Figura 7.7 - Doble barra a 245 kV - conexi6n subterranea (ABB)
Figura 7.8 - Doble barra a 245 kV· conexi6n asrea
Prologo
En 1989 publicamos la primera edicion de este !ibro, como un gran ejercicio de
recopilacion ternatica sobre el diseiio de subestaciones de alta y extra alta tension. Su base
fundamental
fueron
Electrica S.A. - ISA
los
trabajos de normalizacion desarrollados para Interconexion
Y las
multiples subestaciones diseiiadas durante las decadas de los
setenta y ochenta por la firma de Ingenieria Mejia Villegas S.A. Considero que eI objetivo de
esa prirnera edicion se cumplio con satisfaccion.
En esta segunda version se ha dado cabida a los nuevos desarrollos del terna y se han
reorganizado y cornplernentado algunos capitulos, Para ello, un equipo multidiscipJinario de
profesionales de Mejia Villegas S.A ha trabajado con gran dedicacion, Cad a uno de ellos, en
forma desinteresada, ha plasrnado 10 mejor de sus conocirnienios para lograr este libro que
sin lugar a dudas represema una guia de disefio muy importante, tanto a nivel universitario
como profesional, sobre las subestaciones de alta y extra alta tension.
Mucha gente ha colaborado de una u otra forma para lograr esia gran obra. Seria
irnposible tratar de rnencionarlos a todos sin caer en penosas omisiones. Como representante
de la Empresa, quiero agradecer a iodos y a cada uno de ellos por sus aportes y dedicacion.
Carlos F. Ramirez
Autor primera ediclon
xxvlll •
USTA Of F1GURAS
Agura 8.21 - Llmites de las bandas obtenibles en bobinas de bloqueo R. > 400 n
Figura 8.22 - Limites de las bandas obtenibles en bobinas de bloqueo R. > 600 n
Figura 8.23 - Esquema de un pararrayos convencional
Figura 8.24 - Esquema tipico intemo de un pararrayos de 6xido metalico (ZnO)
Figura 8.25 - Energia especlfica en kJ/kV de tensi6n asignada con respecto a ta relsci6n tensi6n
residual al impulso de maniobra U./valor eficaz de la tensi6n asignada U,
Figura 8.26 - Diagrama de f1ujo para la selecei6n de un pararrayos
Figura 9.1 - Densidad relativa del aire
Figura 9.2 - Temperatura conductores de aluminio. aleaci6n de aluminio y ACSR en eortoeireuito
Figura 9.3 - Temperatura conductores de cobra y acero en cortocircuito
Figura 9.4 - Presi6n atmostenca
Figura 9.5 - Teorema de imagenes
Figura 9.6 - Longitud subvanos
Figura 9.7 - Conliguraci6n tipica de conexiones en subestaciones
Figura 9.8 - Factor m
Figura 9.9 -.Factor k
Figura 9.10 - Velocidad basica de viento
Figura 9.11 - Factor de respuesta de nllaga para eonduclores - eategoria de exposici6n C
Figura 9.12 - Coeficiente de aceleraci6n sismica A.
Figura 9.13 - Carga resultante sobre un cable con sobrecargas simult.ineas de hielo y viento
Figura 9.14 - Conductores con cargas concentradas
Figura 9.15 - Diagrama de fuerzas en una viga simplemente apoyaca
Figura 9.16 - Rango de movimiento de conduelores f1exiblesdurante un cortocircuito
Figura 9.17 - Trayectoria parab6lica aproximada de un conductor con apoyos a nivel
Figura 9.18 - Trayectoria parab6lica aproximada de un conductor con apoyos a desnivel
Figura 9.19 - Convenei6n de dimensiones de conductor y cadenas
Figura 9.20 - Catenaria descrita por el conductor
Figura 9.21 - Factores
a.13 y 1 Ymomento maximo para diferentes condiciones de apayo
Figura 9.22 - Factor q
Figura 9.23 - Oscilaci6n de lases durante y despues de cortocircuito trifasico
Figura 9.24 - Locallzaci6n de movimientos de conductores antes y despues de cortocircuito lase­
fase
Figura 9.25 - Vanos L1, L2 durante un cortocircuito lase-lase
Figura 9.26 - AngUlo Ii.
Figura 9.27 - Angulo 'V
Figura 9.28 - Dispostci6n de conductores y dlreccl6n de luerzas electromagnelicas
Figura 9.29 - Relaci6n de luerzas dinamica y estatica de los puntos de apoyo YF
Figura 9.30 - Relaci6n de luerzas dlnamica y estatica del conductor Va
Figura 9.31 - Cadenas compuestas
Figura 9.32 - Cadenas vidrio 0 porcelana
XXX" USTA OE FIGURAS
Figura 11.21 - Protecci6n de barras • interruptor
y medio
Figura 11.22 - Protecci6n de barras • doble interruptor
Figura 11.23 - Protecci6n del anillo
Figura 11.24 - Zona de veriflcaci6n
Figura 11.25 - Disparo translerido por lalla entre el translormador de corriente y el interruptor
Figura 11.26 - Alcance de la protecci6n de dlstancia
Figura 11.27 - Ejemplo de protecci6n de distancia de esquema completo y esquema conmutado
Figura 11.28 - Ajuste normal del sistema de protecci6n de distancia de bajo alcance
Figura 11.29 - Principio basico del esquema de bloqueo basado en la direcci6n de la corriente
·~~'U'O - Sistema de protecci6n de distancia de bajo alcance permisivo
Figura 11.31 - Sistema de protecci6n de distancia de bajo alcance con translerencia directa de
disparo
Figura 11.32 - Sistema de protecci6n de distancia acelerada
Figura 11.33 - Sistema de protecci6n de distancia de sobrealcance permisivo
Figura 11.34 - Sobrealcance permisivo en lineas cortas
Figura 11.35 - Sistema de protecci6n de distancia con bloqueo del sobrealcance - arreglo tipico
con elementos de impedancia mirando hacia atras 0 "impedancia direccional"
Figura 11.36 - Arreglo tipico del sistema de protecci6n de distancia con bloqueo del sobrealcance
sin elemento de medida mirando hacia atras
Figura 11.37 - Sistema de protecciOn de distancia con desbloqueo del sobrealcance
Figura 11.38 - Protecci6n direccional de sobrecorriente sensible para lallas de alta resistencia
Figura 11.39 - Principios basiccs de la protecci6n dilerencial
Figura 11.40 - Protaeci6n dilerencial longitudinal par hilo piloto
Figura 11.41a - Sistema de protecci6n dilerencial de corriente FM
Figura 11.41b - Selial de onda portadora de un sistema de protecci6n dilerencial de corriente FM
Figura 11.42 - Ejemplo de un sistema de protecci6n diferencial de corriente PCM no segregado
Figura 11.43 - Sistema de protecci6n de comparaci6n de lases de media onda
Figura 11.44 - Protecci6n de comparaci6n de lase de media onda no segregada con arrancador
Figura 11.45 - Protecci6n de comparaci6n de lase de onda completa no s.:gregada
Figura 11.46 - Sistema de protecci6n de comparaci6n de lases segregada
Figura 11.47 - Protecci6n de comparaci6n direccional por ondas viajeras 0 magnitudes
superimpuestas
Figura 11.48a - Protecci6n de lineas de transmisi6n • esquema 1a
Figura 11.48b - Protecci6n de lineas de transmisi6n - esquema 1b
Figura 11.49 - Protecci6n de Iineas de transmisi6n • esquema 2
Figura 11.50 - Protecci6n de Iineas de transmisi6n • esquema 3
Figura 11.51 - Protecci6n de Ifneas de transmisi6n • esquema 4
Figura 11.52 - Sistema tfpico de protecci6n de una linea de extra alta tensi6n
Figura 11.53 - Deflniciones en el campo del recierre auto matico
Figura 11.54 - Raeierre mono polar
Figura 11.55 - Recierre tripolar
Figura 11.56 - Rele de supervisi6n de circulto de disparo
xxxII"
LIST" De FlGUMS
Figura 12.20 - Divisi6n t(pica de corrientes por una falla en ellado de alta tensi6n de una
subestaci6n de distribuCi6n
Figura 12.21 - DistribuCi6n de la cornente de falla
Figura 12.22 - Factor de distrlbuci6n S,vs. R.
Figura 12.23 - Factor de distribuci6n S,vs. R.
Figura 12.24 - Factor de distribuci6n S,vs. R.
Figura 12.25 - Factor de distribuci6n S,vs. R.
Figura 12.26 - Factor de distribucion S,vs. R,
Figura 12.27 - Factor de distribucion Sf vs. R.
Figura 12.28 - Factor de distribuci6n S,vs. R.
Figura 12.29 - Factor de distribucion S,VS. R.
Figura 12.30 - Factor de distribucion S,VS. R.
Figura 12.31 - Factor de distribucion S,VS. R,
Figura 12.32 - Factor de distribuci6n S,VS. R,
Figura 12.33 - Factor de distribucion S,VS. R.
Figura 12.34 - Diagrama de lIujo para el calculo de la maUa de tierra
Figura 12.35 - Ejemplo de maUade tierra y ruta de perfil
Figura 12.36 - Perfil de tensi6n toque
Figura 12.37 - Perfil de tensi6n paso
Figura 12.38 - Superficie de tension toque
Figura 12.39 - Metodo de las imagenes
Figura 12.40 - Jaula de Faraday
Figura 12.41 - Metodo de la calda de potencial
Figura 12.42 - Metodo de caida de potencial· curva obtenida
Figura 12.43 - Metodo de caida de potencial· curva sin area plana
Figura 13.1 - Esquema radial y un solo alimentador de media tension
Figura 13.2 - Alimentaci6n media tension radial doble
Figura 13.3 - Alimentaci6n media tension con alimentador de reserva
Figura 13.4 - Sistema de baja tension c.a., barraje seccionado y un alimentador de media tension
Figura 13.5 - Sistema de baja tension c.a., barras acopladas con dos alimentadores en media
tension
Figura 13.6 - Sistema de baja tension c.a. modificado, barras acopladas con un alimentador de
media tension
Figura 13.7 - Sistema de baja tension c.a., barras acopladas con dos alimentadores de media
tension y dos grupos electr6genos
Figura 13.8 - Sistema de baja tensi6n c.a. modificado, barraje seccionado con alimentador de
media tensi6n y dos grupos electr6genos
Figura 13.9 - Sistema de C.C., un cargador y banco de baterlas con una barra de distribuci6n
Figura 13.10 - Sistema de c.c, barraje secclonado y dos cargadores de baterias
Figura 13.11 - Sistema C.B. regulado, inversor simple
Figura 13.12 - Sistema c.a, regulado, doble inverser
xxxvi. USTA
Of TABLAS
Tabla 8.5 - Niveles de aislamiento suplementarios utilizados en Norte America para las tensiones
asignadas de la gama II
Tabla 8.6 - L1mites de temperatura yelevaci6n de la temperatura para diferentes partes. materiales
y dielectricos de equipos de corte de alta tensi6n
Tabla 8.7 - Pruebas tipo
Tabla 8.8 - Fuerzas meeanicas asignadas recomendadas sobre terminales de seccionadores
Tabla 8.9 - Tensi6n asignacla de transferencia de barras para los seccionadores
Tabla 8.10 - vaiores normaJizados de corrientes y tensiones asignadas de induccion para los
seccionadores de puesta a tierra
Tabla 8.11 - Limites de incremento de temperatura en transformadores de tensi6n
Tabla 8.12 - Valores normalizados de factores de tensi6n asignados
Tabla 8.13 - Nivel de aislamiento asignado para devanados primarios de transformadores con
tension maxima U~ < 300 kV
Tabla 8.14 - Nivel de aislamiento asignado para devanados primarios de transformadores con
tension maxima U~ <: 300 kV
Tabla 8.15 - Tension soportada a frecuencia industrial para los devanados primarios de
transformadores con tensiOn maxima U. > 300 kV
Tabla 8.16 - Tension de prueba de descargas parciales y niveles admisibles
Tabla 8.17- L1mites de error para transformadores de tensi6n para medici6n
Tabla 8.18 - Limites de error para transformadores de tension para proteccton
Tabla 8.19 - Corriente asignada para transformadores de corriente con una 0 dos relaciones
Tabla 820 - Corriente asignada para transformadores de corriente rnultlrrelaclon
Tabla 8.21 - Tensi6n de prueba de descargas parciales y niveles admisibles
Tabla 8.22 - Limites de error para transformadores de corriente para medida
Tabla 8.23 - Limites de error para transformadores de cornente convencionales para proteccicn
Tabla 8.24 - Limites de error para transformadores de corriente para proteccion tipo PR
Tabla 8.25 - Metodos de especificaci6n para transformadores de corriente
Tabla 8.26 - Limites de error para transformadores de corriente con comportamiento transitorio
Tabla 8.27 - Asignaci6n de corrientes en bobinas de bloqueo
Tabla 8.28 - Rangos de impedancla caracterlstica en Iineas de transmision
Tabla 8.29 - Tensiones asignadas de pararrayos
Tabla 8.30 - Clasificaci6n de los pararrayos segun la norma IEEE Std C62.11
Tabla 8.31 - Tensiones residuales maximas tlpicas. pararrayos de 20000 A Y 10000 A
Tabla 8.32 - Valores Iipicos de impedancias caracteristicas y sobretensiones
Tabla 9.1 - Caracteristicas materiales
Tabla 9.2 - Caracterlsticas conductores de cobre
Tabla 9.3 - Caracterlsticas conductores de aluminio
Tabla 9.4 - Caracterlsticas conductores ACSR • conductores de varias capas
Tabla 9.5 - Caracterlsticas conductores ACSR • conductores de una capa
Tabla 9.6 - Caracterlstieas conductores ACSR· conductores de una capa yalta resistencia (cable
de guarda)
Tabla 9.7 - Caracterlsticas barras tubulares de cobre
..~
xxxiv. U5TA
OE FlGURAS
Figura 16.14 - Medida directa de tensi6n
Figura 16.15 - Curvas de magnetizaci6n
Figura 16.16 - Circuito de prueoa
Figura 16.17 -Circuito empleado para medir 2,
Figura 16.18 - Circuito empleado para medir 2 0
Figura C.l - Variaci6n de las caracteristicas basicas del aire con la allitud
Figura C.2 - Temperatura, presi6n atrnostenca y densidad relativas
Figura C.3 - Densidad relativa en funci6n de la temperatura ambiente
Figura C.4 - Variaci6n de la presi6n atmosferica y la densidad con la altitud - comparaci6n
...
.~ ~~
~.~ty':-
SUBESTACIONES DE ALTA Y EXTRA ALTA TENSION
Segunda edici6n
Prohibida la reproducci6n total 0 parcial de esla obra par
cualquier medio, sin aulorizaci6n escrita del edilor.
II:> 1991, Carlos Felipe RamIrez.
ISBN 958-95-2472·9 (primera edici6n corregida 1991)
OERECHOS RESERVAOOS C 2003, Mejia V1Uegas SA.
ISBN 958-33-5295-0
Impresl6n: Impreslones Griilfic:asLlda.
Impreso en Colombia
Printed in Colombia
Capituloll
CONSIDERACIONES Y ASPECTOS GENERALES
DEL DISENO DE SUBESTACIONES
1.1
INTRODUCCI6N
Una subestacion electrica es la exteriorizacion ffsica de un nodo de un sistema electrico
de potencia, en el cual la energia se transfonna a niveles adecuados de tension para su
transporte, distribucion 0 con sumo, con determinados requisitos de calidad. Esta conformada
por un conjunto de equipos utilizados para controlar el flujo de energia y garantizar 101
seguridad del sistema por medio de dispositivos autornaticos de proteccion,
Una subestacion puede estar asociada con una central generadora, controlando
directamente el flujo de potencia al sistema, con transformadores de potencia convirtiendo 101
tension de suministro a niveles mas altos 0 mas bajos, 0 puede coneciar diferentes rutas de
flujo al mismo nivel de tension. Algunas veces una subestacion desempefia dos 0 mas de
estas funciones.
Basicamente una subestacion consiste en un rnirnero de circuitos de entrada y salida,
conectados a un punto cormin, barraje de 101 subestacion, siendo el interruptor el principal
componente de un circuito y complernentandose con los transformadores de
instrumentacion. seccionadores y pararrayos, en 10correspondiente a equipo de alta tension, y
con sistemas secundarios como son los de control, proteccion, comunicaciones y servicios
auxiliares.
1.2
DEFINICIONES
A continuacion se presentan algunas dcfiniciones de terrninos cornunmente utilizados en
el tema de las subestaciones y que se encontraran en los diferentes capitulos del Iibro.
Acople: operacion mediante la cual se enlazan los barrajes constitutivos de una
subestacion. Nornbre que se asigna 011 campo de conexi6n de barrajes,
Barraje: punto cormin de conexi6n de los diferentes circuitos asociados a una
subestaci6n (nodo del sistema).
.._
Campo de conexien (bahia, mOdulo): conjunto de los equipos de una subestacion para
la rnaniobra, protecci6n y medida de un circuito que se conecta a ella.
Configuration: ordenamiento dado a los equipos de maniobra de una subestacion que
permite definir sus propiedades y caracteristicas de operaci6n.
Construcclon: conjunto de actividades que se realizan para adelantar la ejecuci6n de las
obras ffsicas de 101 subestacion.
2 ..
CAPITULO
1
Disposici6n fisica: ordenamiento ffsico de los diferentes equipos y barrajes
constitutivos del patio de conexiones enlazados de acuerdo con el tipo de configuraci6n dc la
subestacion (layout).
Energizaci6n I puesta en servicio: procectimiento que se realiza para la toma de tensi6n
ySa-.a dCcarga de los equipos y sistemas de la subestacion y de los circuitos asociados,
para disporteren operacion comercialla instalacion (commisioning).
Equipos de patio: elementos electromecanicos de alta tension utilizados para realizar la
rnaniobra, proteccion y mcdida de los circuitos y barrajes de una subestacion (switchgear).
CPS: instrumento que permite establecer las coordenadas geograficas de un sitio a
partir de un sistema satelital.
Interruptor: dispositivo de maniobra capaz de interrumpir, establecer y llevar las
corrientes normales 0 asignadas del circuito y las anormales 0 de cortocircuito, mediante la
concxion 0 desconexion de circuitos.
Modularidad: propiedad mediante la cual es posible modificar la configuracion de la
subestacion, mediante la adicion de modules.
Montaje: conjunto de actividades que se realizan para ejecutar el ensamble y conexion
dc los equipos y sistemas que conforman la subestacion.
Pararrayos: dispositivo para la proteccion del sistema de potencia y sus componentes
contra las sobrctensioncs, ya sea producidas por dcscurgas atrnosfericus 0 por maniobras en
el sistema durante fallas.
Patio de conexiones: area en donde se instalan los equipos de patio y barrajes con el
mismo nivcl dc tension (switchyard).
Pruebas: conjunto de actividades que se realizan par.! vcrificar el diseiio, la fabricacion,
cl correcto montaje (pruebas individuales) y la funcionalidad (pruebas funcionales) de los
cquipos y sistemas de la subestacion de acuerdo con las especificaciones tecnicas, los
discfios de detalle y las condiciones operativas definidas.
Seccionador: dispositivo de maniobra utilizado para aislar los interruptores, porciones
dc la subcstaci6n 0 circuitos, para mantenimiento; en configuraci6n de barras son utilizados
para selcccionar la forma de conectar los circuitos a los barrajes,
Sistema de comunicaciones: conjunto de dispositivos que operan de acuerdo con
condiciones preestablecidas que permiten el manejo de seiiales de comunicacion segun los
requerimientos de operacion de los equipos y sistemas de la subestacion.
Sistema de control: conjunto de dispositivos que operan de acuerdo con condiciones
preestablecidas y se emplean para realizar el manejo y supervision de todos los equipos,
dispositivos y sistemas instalados en la subestacion,
Sistema de protecci6n: conjunto de dispositivos que operan siguiendo condiciones
preestablecidas para proteger los circuitos, sistemas y dispositivos instalados en una
subcstaci6n.
Sistema de servicios auxiliares: conjunto de dispositivos que operan de acuerdo con
condiciones preestablecidas para realizar el surninistro de la potencia necesaria para la
operaci6n de los equipos y sistemas instalados en la subestacion,
Sistemas secundarios: sistemas utilizados en la subestacion para ejecutar el control, la
protcccion, las comunicaciones y el suministro de servicios auxiliares.
CONsIDERAQON£S Y A51'ECTOS GENERALES DELDlSEN<> DE SUBESTACONES •
3
Subestacien eonvenclonal 0 abierta: subestacion cuyos componentes se instalan de tal
forma que el aislamiento para su nivel de tension se obtiene a traves del aire a presion
atmosferica. Son tarnbien denominadas AIS (Air Insulated Substation), subestaciones
aisladas al aire.
Subestaelen encapsulada: subestacion cuyos componentes se instalan en ductos
metalicos de tal forma que el aislamiento para su nivel de tension se obtiene con un gas
diferente al aire, nonnalmente SF6 a presion por encima de la atrnosferica Son tambien
denominadas GIS (Gas Insulated Substation), subestaciones aisladas en gas.
Transferencla: operacion mediante la cual se conrnuta un circuito desde su
campo de conexion hasta el barraje dispuesto en la subestacion para dicho proposito.
Nombre que se asigna al barraje sobre el cual se conmuta un circuito conectado a la
subestacion.
Transformadores de instrumentos: dispositivos de monitoreo que sensan, por medio
de un acople inductive, capacitivo u optico, el cambio de estado de los parametres de tension
y corriente del sistema.
Urbanizacien: distribucion de las diferentes areas que confonnan la subestacion dentro
del predio dispuesto para su construccion.
1.3
TENSIONES ASIGNADAS
SUBESTACIONES
Y
TENSIONES
DE
SERVICIO
DE
LAS
La tension de servicio de una red no pennanece constante sino que varia de acuerdo con
las condiciones de funcionamiento del sistema electrico. Estas variaciones de tension deben
mantenerse dentro de los limites establecidos por las caracteristicas del aislamiento de los
equipos para evitar la aparicion de fallas de aislamiento. Por esta razon, los equipos
constituyentes de las subestaciones se construyen para una determinada tension asignada y
para una tension maxima de servicio, conceptos que se definen a continuacion.•
La tension asignada de un sistema se define, segun la IEC 60038, como aquella con la
cual se designa el sistema y a la cual se referencian ciertas caracteristicas de operacion. Por
otro lado, la tension de servicio en un punto cualquiera de un sistema electrico es el valor
realmente existente en dicho punto, en un instante detenninado. EI valor de la tension de
servicio podra variar en los diferentes puntos de la red para que la tension en los terminates
de toma de los usuarios se mantenga dentro de los limites admisibles; el mayor valor de esta
tension que se present a en cualquier instante y punto, bajo condiciones normales de
explotacion de la red, se denomina tension maxima del sistema. De aquf se deriva que la
tension maxima de un equipo es el maximo valor de la tension asignada del sistema para la
cual el equipo 0 material puede ser utilizado. Adicionalmente, la tension asignada
corresponde al limite superior de la tension maxima del sistema para la cual un equipo esta
previsto,
De acuerdo con estas disposiciones, en las Tablas 1.1 y 1.2 se ilustran los vaJores de
tensiones asignadas y las tensiones maximas de servicio normalizados por la Comisi6n
Electrotecnica Internacional CEI 0 IEC [lEC 60038 (2002)].
~;l
4 • CApITuLO 1
Tabla 1.1- Tens/ones para sistemas de menos de 35 kV
Serle 1
Tension mAxima [kV]
Tension aslgnada (kV]
3,6(1)
3,3(1)
3 111
7,2(1)
6,6(1)
6 111
12
10
11
·
·
·
·
-
-
(15)
22
20
(17,5)
24
-
-
33
.
.
(3)
-
Serle II
Tension asignada IkV] Tension mAxima [kV]
4,16 (1)
4,4(')
-
-
.
12,47 (2)
13,2 (2)'
13,8 (I)
13,2 (2)
13,97 (2)
14,52 (1)
-
-
-
24,94
-
34,S (2)
(2)
26,4
(2)
36,5
12
-
36 (3)
35 131
.
-
40,S (3)
)
-
Notas:
La serie I es para 50 ., 60 Hz
La serie II es para 60 Hz (praetlca norteamericana)
Los valores indicados son entre lases y son utllizados para sistemas de 3 hilos salvo que se indique Olra cosa
Los valores indicados entre parentesis no son comunes y no deben ser usados para sistemas nuevos
(I)
Estos valores no deben ser usados para sistemas de dislribuci6n publica
I2l
131
Estos valores son para sistemas de 4 hilos
La unilicaci6n de estos valores esla bajo consideraci6n.
Tabla 1.2 - Tenslones para sistemas de mas de 35 kV ..
Tension aslgnada [kV]
Tension mAxima [kV]
(45)
-
(52)
66
69
72,S
110
115
123
132
138
145
(150)
.
(170)
230
220
245
(I)
(300)
(I)
362
(II
420
(I)
5500525
(I)
800 0 765
(I)
105001100
(I)
1200
Notas:
Los valoAls son apIicables para las dos series
Los valDnls indicados son entre lases
Los valonlS Indicados entre parentesls no son comunes y no deben ser usados para sistemas nuevos
(I)Valares no especificados par la nonna.
CONSIOfRAOONES Y ASPECTOS GENERAlES DEL DlSENo DE SUBESTAOONES. 5
Los niveles de tension anteriores se pueden agrupar en las siguientes categorias:
Alta tension, AT:
52 kV :S V.. < 300 kV
Extra alta tension. EAT:
300 kV:S V.. :S 550 kV
Ultra alta tension, UAT:
V,. ~ 800 kV
1.4
1.4.1
DISENO DE SUBESTACIONES
Generalidades
La base del desarrollo tecnico en el disefio de subestaciones la forman las nuevas
tecnologfas y los requisitos que imponen las cornpanias de suministro electrico y el usuario
final. Los logros en cuanto a la relacion beneficio/costo y el desarrollo tecnico han originado
una rapida introduccion de nuevos productos y sistemas.
Hoy en dia, la aplicacion de tecnologias de punta y del estado del arte perrnite
incrementar la confiabilidad y disponibilidad de las subestaciones, tanto para la
actualizacion 0 extension de subestaciones existentes como para la construccion de
subestaciones nuevas, basandose en la utilizacion de modernos sistemas de control,
monitoreo y proteccion, asf como en el empleo de soluciones innovadoras relativas a los
equipos de patio de subestacion.
La posibilidad de conseguir reducciones en los costos constituye un vigoroso incentivo
para el desarrollo. La estructura y operacion de los nuevos negocios de transrnision de
energia ha llegado a ser en el curso actual de desregulacion, cada vez mas una consideracion
entre el costa del ciclo de vida y la confiabilidad de la instalacion.
La capacidad de soportar esfuerzos impuestos por las condiciones ambientales y de
servicio y de cumplir con las dcmandas funcionales exigidas, forma la base general del
diseno, Cualquicr cambio en las exigcncias sera importanre para el desarrollo. Se estima que
los factores relacionados con la seguridad, confiabilidad, rentabilidad, rnantcnimiento,
comunicacion "hombre-maquina", medio ambiente y espacio, aumentan en irnportancia,
conjugandose todo en un aruilisis sistematico del costo de ciclo de vida de servicio de la
subestacion.
El disei'io mecanico y electrico integral de las subcstaciones presenta una completa garna
de problemas al ingeniero disefiador, quien debe tener en cuenta adecuadarnente: seleccion
de la configuracion de barrajes, considerando que son muchos los tipos de configuraciones
que brindan los diferenies grados de confiabilidad, flexibilidad y seguridad requeridos por
las diferentes subestaciones del sistema; presencia de conductores pesados necesarios para
transportar las elevadas corrientes que conllevan a la exigencia de estructuras metalicas y
obras con mayores solicitaciones y a mayores perdidas de energla; requisitos de disei'io
especiales para utilizacion de equipos en ambientes hostiles; caracteristicas de aislamiento
para las instalaciones y equipos de acuerdo con su ni vel de tension y ubicacion; intensidad
de campo electrico y presencia de efecto corona; conexion a tierra para la seguridad del
personal; etc.
Con respecto a la influencia de nuevos desarrollos e innovacion tecnologica en el disefio
de subestaciones pueoen hacerse las siguientes precisiones:
6•
CApITuLO 1
En los equipos de alta tensi6n la innovaci6n ha estado relativamente limitada en las
ultimas decadas. Algunos elementos como los interruptores (aire, aceite hacia SF 6) ,
pararrayos (SiC hacia ZnO). transformadores de corriente y tensi6n (aceite hacia SF6 y
medidores 6pticos) han experimentado algunos cambios tecnologicos sin cambios
sustanciales en sus dimensiones extemas. Consecuentemente, no ha sido posible realizar
grandes modificaciones en las disposiciones de las subestaciones, con excepci6n de las
modificaciones introducidas en la decada del sesenta del siglo anterior con la teenologia GIS
(Gas Insulated Substation). la cual penniti6 un gran avance en las condiciones de operaci6n
y en los requerimientos de espacio para la subestaci6n en zonas altamente pobladas 0 en
regiones de intensa contaminaci6n.
h~
<.fi"",,~.~,on respecto a los sistemas de control, monitoreo y proteccion, se ha tenido
un fuerte ynovedoso desarrollo en las ultimas tres decadas con el acelerado avance de las
tecnicas digitales y de los dispositivos electronicos, 10 que se ha aplicado con exito en los
proyectos de subestaciones.
Tarnbien los nuevos desarrollos en las tecnologfas de componentes han contribuido a la
introducci6n de nuevas tendencias para subestaciones:
\
11
Hoy en dla es cormin disponer interruptores de una camara de interrupci6n hasta niveles
de tension de 300 kV, dos camaras para el nivel de tension de 550 kV Y cuatro camaras para
el nivel de tensi6n de 800 kV. Con el aumento de la utilizacion de autosoplado en estos
cqlii(K)$..S<; ha reducido el requerimiento de energia para operacion Y. por consiguiente, la
co~.>,,mecanica del interruptor ha aumentado, siendo menor el mantenimiento
necesario. La utilizacion de dispositivos de maniobra sincronizada contribuye a simplificar
los equipos y a producir una operaci6n con menores esfuerzos en estos equipos y en los
equipos asociados. Los aisladores de porcelana son sustituidos por aisladores compuestos.
T090 10 anterior permite tener interruptores simples y de bajo peso. Se tiene la expectativa
de4~un futuro cercano en todo el rango de tensi6n se tengan interruptores de una sola
cdrnara de interrupci6n.
Ya que los interruptores estan siendo mas simples y pequenos, la funci6n del
seccionador puede ser integrada en el interruptor mismo, pudiendose combinar varias
funciones de desconexi6n y de puesta a tierra. Debido al reducido mantenimiento que se
requerira y a la alta confiabilidad, algunos de los seccionadores que se disponen
normalmente en las subestaciones no seran necesarios, con 10 que podria reducirse el area
para la subestacion, obteniendo tambien una reducci6n del costo del cicio de vida de la
instalaci6n en valores hasta del 20%, entre otros factores por la eliminaci6n de las acciones
de mantenimiento que se requieren actualrnente para este tipo de equipos.
Actualmente existe una gran variedad de sensores de corriente y tension basados en
principios de funcionamiento electricos y 6pticos con sus correspondientes interfaces de
comunicaci6n con los sistemas de control y protecci6n, la mayoria de los cuales se pueden
integrar on 61 interrupter 0 en los aisladores de buje, lograndose de esta forma eliminar las
zonas muertas de protecci6n en las subestaciones. La gran mayoria de los fabricantes
buscaran nuevos disefios de transformadores de instrumentos con un ancho de banda mas
alto teniendo en cuenta los requerimientos de medida asociados a los contratos de calidad de
potencia que se tendran en el futuro. La utilizaci6n de este tipo de transformadores de
instrumentacion pennite reducir los recursos de mantenimiento al no necesitarse la
inspecci6n peri6dica y mcdici6n del nivel y torna de muestras de aceite para verificaci6n del
estado del equipo.
+."1'11!."
O'
CONSIDERACIONES VASPECTOS GENERAlES DEL DISENO DESUBESTACIONES.
7
En la actualidad se encuentran en el mercado equipos de proteccion que requieren
muy bajos niveles de energia para las sei'iales analogas y estan en consideraci6n equipos
que puedan trabajar directamente con sefiales digitales provenientes de los
transformadores de instrumentacion opticos. Los sistemas de control se estan
complementando con sistemas de informacion (monitoreo de interruptores, monitoreo de
transformadores) con el objeto de disponer de estas mediciones para diagnosticar el estado
del equipo y determinar la necesidad de mantenimiento 0 reparacion. La tendencia es que
una 0 dos unidades de proceso combinen todas las funciones de control, proteccion y
diagn6stico. La transmisi6n de datos se hace cad a vez mas a traves de fibra optica,
disminuyendo la utilizaci6n de cables de control, 10 que esta creando la tendencia de
utilizar casetas de control prefabricadas distribuidas a traves del patio, en lugar de un solo
edificio de control. Lo anterior permite reducir las labores de ingenieria de disefio,
lograndose requerir entonces menos pIanos en la subestaci6n para su operaci6n. La
operaci6n de las subestaciones seguira en aumento hacia obras no atendidas, con control a
traves de Internet.
Los aisladores compuestos son usados actualmente en las conexiones de alta tensi6n de
las subestaciones y en los equipos de patio, como se menciono anteriormente.
Consecuentemente los pesos se reducen con respecto a los de porcelana, favoreciendo los
disei'ios de cimentaciones y eliminando la necesidad de Iimpieza y aplicaci6n de grasas
especiales en los aisladores.
La electr6nica de potencia (VSC • Voltage Source Converter, IGBT . Insulated Gate
Bipolar Transistor) se esta utilizando mas ampliamente para control de potencia
reactiva/activa, control de flujo de carga, Iimitaci6n de corriente, reemplazo de interrupt ores
de media tensi6n y de cambiadores de tomas en transform adores.
Con las anteriores evoluciones en desarrollo e investigacion, orientadas a atender
econ6micamente al usuario final, se esui creando una nueva concepci6n para el disei'io de las
subestaciones con soluciones innovadoras, tanto desde el punto de vista de los sistemas
secundarios como de los equipos de patio, que llevarti a reducir los costos de cicio de vida de
la instalaci6n e incrernentara la confiabilidad de la subestacion, mediante la consideraci6n de
esta como un sistema unico y no como un conjunto complejo de equipos y sistemas. como
hasta ahora se ha concebido.
No puede dudarse tampoco que la mentalidad ambientalista de las nuevas generaciones,
asf como las normas y reglamentaciones estatales, imponen cada vez mas unos disei'ios de
subestaciones orientados a producir el menor impacto posible en el medio.
Los anteriores aspectos dan una idea general del reto que un ingeniero proyectista tiene
cuando inicia el disefio deuna subestacion, siendo este Iibro una gufa para enfrentarlo.
1.4.2
Procedimiento general de dlsefio
,'-
-
,.
­
A continuacion se describe el procedimiento general para el disei'io de una subestacion
con base en los criterios expuestos en los diferentes capitulos de este libro y en las
exigencias y tendencias modernas, de forma tal que permita al personal responsable del
disefio de una subestaci6n determinada. seguir un procedimiento sistematico y organizado
que 10 vaya lIevando a traves de las diferentes actividades. partiendo desde unos
requerimientos iniciales hasta liegar a e1aborar los pliegos de condiciones respectivos para
cotizaci6n de la subestaci6n.
,~
I
r- "
8 • CA,lTulO 1
En la Figura 1.1 se representa, mediante un diagrama de bloques, el procedimiento
general de diseno de una subestaci6n, mostrando las diferentes actividades que 10 confonnan
y el flujo de informacion entre elias.
-. ­
~
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rr1.
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•
~
H- -::...-1-L-.J
:-
f-{ -=:-l
Figura 1.1 - Procedim/ento de disei'lo subestaclones
1.4.2.1
Datos de entrada
La iniciacion de los disefios parte del establecimiento de la necesidad de una nueva
subestacion 0 de la ampliaci6n de una ya existente en el sistema, para 10 cual se requiere que
el personal de planeacion haya establecido la siguiente informacion antes de comenzar las
actividades:
Localizaci6n general
Tension de disefio
Ndrnero de circuitos iniciales
Equipos de transformacion y/o compensacion requeridos
Ampliaciones futuras (tamaiio final de la subestacion),
La unidad de planeacion de una compaiiia de produccion y transmisi6n de energia 0 el
ente regulador de la expansi6n del sistema de transmisi6n de un pais 0 region, es quien se
encarga de detenninar el mimero de circuitos de transmisi6n y transformaci6n, el mimero de
patios de conexi6n y la ubicaci6n general de la subestaci6n en el sistema. En el caso de una
subestacion asociada con una planta generadora, el mimero de circuitos de generacion esta
..
...~t,
CONSJDERAClONES Y ASPECTOS GENERAl.ES DEL DISENoDESUBESTACIONES I:
9
determinado por el disefio rnismo de la central. Esta informaci6n es entregada en forma de
diagrama unifilar general. tal como se ilustra en la Figura 1.2; a cada circuito se debe asignar
el afio de entrada y la etapa de desarrollo a la que pertenezca.
2001
i a. etapa
I
.,.
2003
2a. etapa
I
A subestaci6n
A subeslaci6n
A subeslaci6n
I
~
IP
230 kV
t,
115 kV
i
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1
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2008
3a. etapa
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A subeslaci6n
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L.-,..--'
A subeslaci6n
A subeslaci6n
V
VI
l
-t-v-e-
---'
4.200 MVA
Figura 1.2 - Diagrama unifilar general
1.4.2.2
Datos generales
Una vez se haya deterrninado el predio en el que se construira la obra, se debe proceder
a recolectar 0 complementar la siguiente informaci6n:
1.4.2.2.1
Datos del sitio seleccionado
Altura sobre el nivel del mar
Ternperaturas minima. media y maxima anual y mensual
Humedad relativa
Viento maximo
Grado de contaminaci6n ambiental
10 '1 CAPtrulO 1
Exposicion solar
Precipitacion pluvial
Nivel de descargas atrnosfericas
Amenaza sismica
Caracteristicas topograficas
Pianos generales del area, con indicacion de vias de acceso y lineas de transmision.
Condiciones de suelos del terreno
Resistividad del terreno.
1.4.2.2.2
Datos del sistema
Tension y frecuencia asignadas de la instalacion
Estudio de flujos de cargas para diferentes afios
Corriente de corto circuito maxima
Requerimientos de estabilidad del sistema
Capacidad maxima de transporte y longitud de las lineas de transmision
Sobretensiones transitorias y de regimen permanente del sistema, especialmente para
.
sistemas EAT y VAT
Requerimientos de cornpensacion reactiva del sistema en el punto de la subestacion.
Una vez se tengan disponibles estos datos iniciales se determinan la importancia y las
nccesidades de la subestacion en el sistema, se identifica el tipo de la subestacion y se Ie
asigna una configuracion. Para la asignacion de la configuracion se deben tener en cuenta los
requerimientos y preferencias de la compania duefia de la subestacion. De acuerdo con las
diferentcs ctapas de desarrollo se determina si se justifica efectuar un desarrollo modular
(cambios de configuracion en diferentes etapas de la subestacion establecidos desde el
disefio inicial).
Con la configuracion asignada se procede a efectuar una seleccion preliminar de la
forma constructiva 0 disposicion fisica; la seleccion es preliminar ya que puede ser
modificada una vez se tenga conocimiento detailado del predio disponible para la
subestacion 0 se tengan en cuenta aspectos normativos 0 de prefercncias de la entidad
propietaria de la instalacion.
1.4.2.3
Proceso de ejecuci6n
A continuacion se presentan las diferentes actividades relacionadas con los diseiios
electromecanicos, civiles y ambientales de una subestacion. EI orden en que se describen no
representa, en forma estricta, una secuencia de ejecucion ya que muchas de las actividades
de diseiio pueden realizarse sirnultaneamente, tal como se muestra en la Figura 1.1.
1.4.2.3.1
Estudios del sistema
Bajo esta actividad se lievan a cabo los estudios electricos que permiten definir
parametres iitiles en el diseiio de la subestacion. Estos estudios se realizan a partir de las
condiciones estacionarias y transitorias del sistema de potencia en el cual sera implantada la
CONSIDERACONES YASPECTOS GENERALES DEL DlSENo DESUBESTAOONES R
11
subestacion y penniten definir los parametres fundamentales exigidos para su conexi on al
sistema y para su correcta operacion. Puesto que con base en los datos de planeaci6n se
conoce la ubicaci6n aproximada de la subestaci6n y su posible altura sobre el nivel del mar,
se puede asignar el nivel de aislamiento de los equipos.
En la Tabla 1.3 se presenta un resumen de los estudios a realizar, con la infonnaci6n que
es obtenida y con la utilizacion de esta informacion dentro del diseiio de la subestaci6n.
Tabla 1.3 - Estudios del sistema
Estudios
Estudlos fundamentales
a) Flujo de cargas
b) Cortocircuito
c) Estabilidad
d) Sobretensiones temporales
··
·
Electo Ferranti
Rechazo de carga
Por lalla monotasica
e) Estudio Z (w)-armonicos
Estudios transitorios
a) Sobretensiones de maniobra
··
···
·
·
Energizaciones
Aperturas
Recierres
Recierre monopolar
Descarga capacitores .
Despeje de lallas
b) Sobretensiones atmostertcas
·
Descargas directas e
indirectas
Electo distancia
1.4.2.3.2
Utllizaci6n de la Informacion
Informacion obtenlda
··
·
··
•
·
··
·
··
·
·
··
·
··
•
·•
·
Flujos maxlmos de potencia
Corrientes maximas
Tensiones maximas y minimas
Corrientes de cortocircuito
Dlstrlbuclon de corrientes y
aportes
Relacion X/R
Sobretensiones lallas
asimetrlcas
% de corriente cd aperi6dica
Tiempos maximos para
despeje de lallas
Sobretensiones por rechazo
de caraa
Corriente capacitiva de lineas
Maxima tension extrema
abierto
Sobretensiones lases sanas
Frecuencias de resonancia
(polos y ceros)
Sobretensiones rnaxlrnas
Corrientes de energizacion
TTR en interruptores de alta
tension.
Corrientes rnaxlrnas
Bobinas limitadoras
Energia pararrayos
Maximas sobretensiones
Energia pararrayos
Distancias de pararrayos a
equipos
·•
··
··
Ajustes de protecciones
Establecer necesidades de
compensaci6n
Relaciones de TC's v ITs
Equivalentes Thevenin
Cooroinaclon de protecciones
Selecclon pararrayos
··
Seleccion tiempos de recierre
Seleccion pararrayos
··
··
,.
Seleccion pararrayos
Seleccion interruptores
Seleccion compensaciones
Ajustes de reles de
sobretension
Determinacion de la necesidad
de liltros (para el caso de
sistemas de comcensacionl
Dimensionamiento reactancias
limitadoras
seieceen pararrayos
Sintonizacicn react ores de
I neutro (verilicacion de tomas)
• seieccicn interruptores
Seleccion dispositivos de
.
oroteecion bobinas de btooueo
Seleccion pararrayos
Coordinaclon de aislamiento
I;
I.
··
Seleccion del sitio
Bajo esta actividad se lleva a cabo el proceso de seleccion del sitio para una nueva
subestacion, para 10 cual se parte de unos requerimientos tecnicos 0 restricciones especiales
'it !,
(,
12 • CApfruLO 1
tales como niveles de tension, tamano de la subestacion, numero de circuitos, ampliaciones
futuras, etc.• hasta llegar a la definicion 0 propuesta final del sitio recomendado.
Para esto se definen unas condiciones minimas del sitio, unas restricciones y unas
criticidades con sus respectivos pesos, de acuerdo con las diferentes dimensiones del
andlisis: econornica, politica, socio-cultural. flsica, biotica y tecnica, Puede emplearse un
andlisis SIG, sistema de informacion geografico,
Luego de la verificacion de condiciones minimas y de la evaJuaci6n ambiental en campo
de las a1temativas planteadas durante el estudio, se selecciona la mejor opci6n para la
localizacion de la nueva subestacion.
1.4.2.3.3
Caracterfsticas generales del sitio
Para obtener en detalle las caracterfsticas y la informacion relacionada con el sitio donde
sera localizada la subestacion, requeridas para realizar los respectivos disenos
electromecdnicos y civiles, es necesario realizar una visita de reconocimiento y las
actividades de recopilacion de informacion relacionada con el sitio, tanto en el lugar como
en las entidades ptiblicas y privadas, ubicacion y orientaci6n de la subestacion,
establecimiento de los parametres ambientales y meteorolcgicos. determinacion de la
contaminacion ambiental presente en el area donde sera instalada la subestacion y medida de
la resistividad del terreno.
1.4.2.3.4
Estudios topograficos
Estes estudios determinan el levantamiento planimetrico y altimetrico del area del
proyecto y su arnarre al sistema de coordenadas establecido para la subestacion, EI arnarre
puede realizarse con GPS.
Los estudios topograficos se realizan con base en la informacion recolectada en la visita
de reconocimiento del predio, en las vias a levantar (si se requieren) y en la identificacion de
puntos de amarre, Se atienden los requerimientos de informacion minima para la ejecucion
de los diseiios de las obras civiles de la subestacion y para establecer los Iimites del predio.
1.4.2.3.5
Estudios geotecnicos
Un estudio geotecnico se define como un conjunto de actividades que tienen por objeto
la investigacion del subsuelo con el lin de recomendar los criterios necesarios para el disefio
y la construccion de las obras en contacto con el suelo para garantizar su cornportamiento
adecuado,
EI a1cance de los estudios geotecnicos se determina con base en la visita de
reconocimicnto y en las caracteristicas geornorfologicas del sitio donde se construira la
subestacion, en la identificacion de vias de acceso a construir (si se requieren), en la
urbanizacion del predio y en las caracterfsticas del edificio de control y de los equipos.
1.4.2.3.6
Estudios sismicos
Los estudios para la evaluacion de la arnenaza sismica local, se realizan con el fin de
establecer los efectos sismicos a considerar en el disefio de las obras civiles y estructuras
metalicas y en las verificaciones de la confiabilidad sismica de los equipos electromecanicos
del proyecto.
CONSIDERAClONES Y ASPKTOS GENERALES DEL DISENO DE SUBESTACIONES •
13
Los estudios para la evaluacion de la amenaza sismica local se realizan, para el caso
colombiano, con base en los catalogos sisrnicos de la Red Sismol6gica Nacional y de
Ingeominas, en la informacion geologica disponible de la zona del proyecto y en los estudios
de suelos correspondientes al sitio del proyecto.
1.4.2.3.7
Aspectos ambientales
Se identifican y evahian los irnpactos que podria causar una subestaci6n hacia el entomo
en cada una de sus etapas de construccion y operacion, bajo la mirada objetiva de cinco
dimensiones de analisis: cultural, politica, econornica, ffsica y bi6tica.
Se e1aboran documentos de disefio para la evaluaci6n de posibles escenarios, con los
cuales se puede construir un documento arnbiental, segun la legislaci6n vigente, en el sitio de
instalaci6n de la subestacion, Cada uno de los documentos se orienta hacia las
especificaciones tecnicas correspondientes y presenta en detalle la metodologia para la
identificaci6n y evaluaci6n de los impactos ambientales que pennita al evaluador construir
los programas del plan de manejo ambiental (PM A) de acuerdo con el entomo caracterizado
en el estudio de impacto ambiental (EIA) de la obra para lograr una adecuada insercion del
proyecto en la regi6n en la cual se construye, teniendose en cuenta aspectos tales como:
contratacion de mane de obra local, capacitaci6n y educacion ambiental, sefializacion vial,
proteccion del patrimonio arqueologico, gesti6n de condiciones atrnosfericas, abastecimiento
de agua, gesti6n de residuos liquidos, gestion de residuos solidos, control de erosion y
sedirnentacion, nonnas basicas para eI desmonte, descapote y re-vegetalizacion, adecuacion
paisajista y ornamentaci6n, control de vegetacion en el patio, manejo de la fauna, entre otros.
1.4.2.3.8
Urbanizaci6n y disposicion fisica
En esta etapa se realizan la urbanizaci6n del predio y las disposiciones fisicas definitivas
de los diferentes patios de concxi6n que pueda tener la subestacion. EI resultado final son los
pianos de planta y seccion de la disposicion ffsica y las cantidades de materiales que se
incluiran en las especificaciones del proyecto, presentandose en detalle los diseiios de la
disposicion fisica, en donde se tendra en cuenta el desarrollo final de la subestacion' dado por
el estudio de planeacion y su sitio de instalacion,
Conociendo la configuraci6n, disposicion ffsica y niveles de aislamiento se pueden
elaborar pIanos preliminares de prediseiio detenninando las areas de los patios. Adernas, se
deben tener en cuenta otras areas para casetas y edificios de control, vias perimetrales de
circulacion y de acceso, zonas de parqueo, bodegas y talleres, patios de transfonnadores con
sus carrileras para rnovilizacion y servidumbres de acceso de circuitos de Ifneas; sin olvidar
las areas para ampliaciones futuras,
Una vez que se han determinado las diferentes areas se procede a "urbanizar" eI predio
de la subestacion, 10 cual consiste en distribuir dichas areas en tal forma que se ocupe el
rnenor espacio sin que existan interferencias entre elias, ni problemas de acceso y
circulacion.
Es tambien de importancia efectuar un estudio detail ado de los accesos de lineas de
transmision a los diferentes patios de conexiones, para poder ordenar adecuadamente la
entrada de las line as a la subestaci6n y hacer la adjudicaci6n de los campos a dichas Ifneas.
14' CAP!nJLO
1.4.2.3.9
1
Equipos de alta tension
Se realiza la selecci6n de los siguientes equipos normalizados de alta tension:
Interruptores autornaticos
Seccionadores
Seccionadores de puesta a tierra
Transfonnadores de corriente
Transformadores de tensi6n
Pararrayos para los sistemas
Aisladores
Material de conexi6n.
1.4.2.3.10
Equipos de transformacion y compensaci6n
Se realiza la seleccion y definicion de los equipos de transfonnaci6n y cornpensacion a
instalar en la subestaci6n correspondientes a:
Autotransfonnadores y transformadores
Rcactores de linea
Reactores de terciario
Reactores de neutro
Batcrias de condensadores
Compensacion serie
Sistema de compensaci6n estatica
Transfonnador zigzag de puesta a tierra.
1.4.2.3.11
Equipos de media tension
Bajo esta actividad se realizan la definicion y la especificaci6n de los equipos de
maniobra y concxion a tensiones entre 72,5 kV y 1000 V. Estos equipos pueden disefiarsc
para instalacion exterior 0 para instalacion en celdas. Los equipos de media tension son los
siguientes:
Celdas
.... "..Ilfletruptores autornaticos; pueden ser cxtraibles cuando sc instalan en ccldas
Seccionadores de puesta a tierra
Transformadores de corriente
Transformadores de tension
Pararrayos para el sistema
Aisladores de soporte para el sistema
Cables y tenninales de media tension.
CoNsIOfRAOONES Y ASPECTOS GENERAlES DEL olSENo Of SU8ESTACONES •
'1.4.2.3.12
15
Malia de tierra
EI calculo de la mall a de tierra y la elaboraci6n de los pIanos correspondientes se
realizan con base en la medida de la resistencia del suelo y en la urbanizacion del predio.
1.4.2.3.13
Sistemas de protecci6n y analisis de fallas
Esta actividad cubre la selecci6n de los sistemas de proteccion y analisis de falla que se
requieren dentro del proyecto de construcci6n de una subestacion, teniendo en cuenta si las
Iineas involucradas son nuevas 0 son existentes, y su interacci6n con campos de
subestaciones remotas, nuevos 0 existentes.
Para el disefio de los sistemas de protecci6n y registro de fallas se requiere conocer la
informaci6n acerca de tipos y cantidades de campos que conformaran la subestaci6n, la
longitud de las lineas, si son nuevas 0 existentes, si tendran equipo de compensacion reactiva
en cualquiera de los dos extremos y si requieren control de sobretensiones por disparo
transferido.
1.4.2.3.14
Sistemas de telecomunicaciones
Bajo esta actividad se realiza la selecci6n del sistema de telecomunicacion para cada
conexi6n de la subestacion con las otras subestaciones asociadas al proyecto y con el centro
de control remoto de la instalacion mas apropiado para la subestacion, teniendo en cuenta en
el disefio misrno, su configuracion, su calidad y desernpefio dentro del sistema nacional de
tclecomunicaciones, EI sistema de comunicaciones debera ser seleccionado entre los
siguientes:
Red de radio microondas
Sistema de libra optica
Enlace de onda portadora por linea de palencia - PLP
Estacion satelital
Abonados de la red telefonica publica local - RTPL
Red de radio movil,
1.4.2.3.15
Servicios auxiliares
Esta actividad comprende la definicion detail ada de los siguientes aspectos relacionados
con los servicios auxiliares:
Configuracion
Tensiones de alimentaci6n y distribucion
Capacidad, tipo y caracteristicas de equipos que componen el sistema
Sistemas de cableado.
1.4.2.3.16
Cables de media y baja tensi6n
Bajo esta actividad se determinan las cantidades y calibre de los cables aislados de
media y baja tension para los servicios auxiliares de equipos de patio, gabinetes y otros
equipos. Ianto en edificio fomo en casetas de control, Adernas, se consideran los diferentes
WI
16 •
eJ,PfruLO 1
I
circuitos de control y seiializaci6n de los equipos de patio, controladores y equipos de
protecci6n en edificio y casetas de control.
'
1.4.2.3.17 Sistema de automatizacion de la subestaci6n
I
Esta actividad se refiere a la selecci6n de los tipos y cantidades de, controladores que
componen el sistema de automatizaci6n de la subestacion y los resp~tivoS listados de
senates propios para cada tipo de controlador, con base en la informacio suministrada por
las actividades de implantaci6n electrica, sistema de proteccion y re istro de fallas y
I
servicios auxiliares.
1.4.2.3.18 Estructuras metalicas
En esta actividad se realizan los disefios de estructuras metalicas de r6rticos y soportes
de equipos para la subestacion teniendo en cuenta las caracteristicas especificas de los
equipos que se suministraran para el proyecto.
'I
1.4.2.3.19 Adecuacion del predio
Esta actividad comprende los estudios para establecer los mo~.rnientos de tierra
requeridos para disponer de las areas necesarias para el proyecto, con iderando criterios
econ6micos, tecnicos y ambientales, y el diseiio de las obras de protecci n de los taludes y
los sistemas de recolecci6n de aguas freaticas y de escorrentia sobre los smos.
La adecuacion definitiva del predio depende de las condiciones topograficas del terreno,
de las condiciones de estabilidad del suelo y de la disposici6n fisica de la subestaci6n con
sus diferentes patios de conexiones.
1.4.2.3.20 Disefio de obras civiles
Esta actividad cubre la ejecuci6n de los disefios de las VIas interiores y de acceso de la
subestacion, drenajes de aguas lluvias, tipos y longitudes de carcarnos y ductos, ubicacion de
cajas de tiro, cerramientos, seiializaci6n interior y ubicacion de las casetas para el sistema
contraincendio, cimentaciones de porticos y equipos, foso y cirnentacion para
transfonnadores y autotransfonnadores, reactores de linea, reactores de terciario, reactores
de neutro, transfonnadores zigzag, carrileras y tanques separadores de aceite, muros
cortafuego, alumbrado exterior confonnado por el alumbrado perimetral de seguridad y de
patio, el alumbrado del patio de equipos y el alumbrado de las vias de acceso de la
subestacion.
EI disefio de las vias de la subestacion dependc de las condiciones topograficas del
predio y de las condiciones de estabilidad del suelo, caracteristicas que se detenninan a partir
de los estudios correspondientes; los radios de curvatura de las vfas dependen del tipo de
vehlculos que ingresardn a la subestacion y del tipo de vehiculos que se utilizaran para el
mantenirniento. EI disefio del sistema de drenaje depende de la disposicion fisica establecida
para la subestaci6n; adernas, para la ejecuci6n de los disenos, se toman como infonnaci6n
los datos de vfas y acabados de patio. Los disei'ios para los cerramientos del predio se
realizan con base en la informacion correspondiente a topografia del predio (demarcacion de
linderos), adecuaci6n general del predio, urbanizaei6n del predio y detalles para la
instalaci6n de malla de puesta a tierra.
COHSIDEAAOONES Y ASl'fCTOSGENERALES DEL DISENO DE SUBESTAOONES III
1.4.2.3.21
17
Edificaciones
Bajo esta actividad se seleccionan las edificaciones que conforman la subestacion como
son: edificio de control, casetas de control, porteria y parqueadero, dependiendo de las
caracteristicas tecnicas del proyecto.
Se realizan adernas otras actividades que complementan estas edificaciones como son: la
seleccion del sistema de abasto de agua potable para el proyecto, el trazado de las redes
exteriores de aJcantariJlado de aguas residuales, la seleccion de los sistemas de aire
acondicionado y la conexion de la acometida telefonica de la subestacion.
1.4.3
Recomendaciones y norm as
Para la elaboracion de disefios y metodologfa de seleccion de equipos se considera la
utilizacion de las normas establecidas por la compafiia duefia de la instalacion; dentro de las
recomendaciones de la IEC, las siguientes son las mas importantes en el area de
subestaciones.
IEC 60038
Tensiones asignadas
IEC 60044
Transformadores de instrumentos
IEC 60071
Coordinacion de aisJamiento
lEC 60076
Transformadores de potencia
IEC 60099
Pararrayos
IEC 60114
Barrajes de aluminio
lEC 60 120
Aisladores de suspension (tarnbien lEC 60305, 60372, 60383, 60672)
lEC 60 137
Bujes para tensiones rnayores de I 000 V
IEC 60143
Condensadores en serie
IEC 60168
Aisladores de poste (tambien IEC 60273)
lEC 60227
Cables de control (tarnbien IEC 60228)
IEC 60255
Reles de proteccion
lEC 60289
Reactores
lEC 60296
Aceite mineral
IEC 60297
Dimensiones de iableros y bastidores (19")
IEC 60353
Bobinas de bloqueo
IEC 60376
IEC
60~8l
Especificacion y aceptacion del hexatluoruro de azufre
Equipos de comunicaciones PLP
IEC 60502
Cables de potencia XLPE (tarnbien IEC 60840)
IEC 60517
Equipo encapsulado para tensiones superiores a 72,5 kV
IEC 60694
Cliiusulas comunes para el equipo de alta tension
IEC 60S I5
Seleccion de aisladores con respecto a condiciones contaminadas
IEC 60865
Calculo de corrientes de cortocircuiio
IEC 60870
Equipos y sistemas de telecontrol
18 • CApfTvLO 1
IEC 60871
Condensadores en deri vacion
lEe 60896
Baterias de plorno-acido
IEC 60947
Equipo de maniobra de baja tension
IEC 61000
Compatibilidad electrornagnetica
IEC 61089
Conductores
IEC 61109
Aisladores compuestos
IEC 62271-100
Interruptores
IEC 62271-102
Seccionadores
Para el disefio de la malla de tierra, la norma mas utilizada es la IEEE Std 80; para el
disefio de baterias la IEEE Std 450 Y la IEEE Std 485; para el diseno sismo-resistente la
IEEE Std 693 y para el disefio de sistemas contraincendio la IEEE Std 979. Por otro lado,
para el disefio de los conectores se emplea la NEMA CC I.
Cabe anotar que las normas estan conformadas por una 0 mas partes y que estan en
continua actualizacion y pueden ser reemplazadas por otras, El usuario de este libro debera
comprobar la aplicabilidad de las normas aqui descritas ya que en el momenta de edicion
algunas estaban en proceso de adecuacion por parte de la lEe.
Otras normas aplicables se mencionan en capitulos posteriores,
1.5
PLiEGO DE CONDICIONES
El resultado final de las actividades de disefio es la elaboracion de los pliegos de
condiciones que pcrmitan adelantar la realizaci6n de licitaciones publicus 0 cotizaciones
dircctas para el suministro de equipos elcctromecdnicos, de proteccion, cornunicacioncs,
servicios auxiliares y control; para la construcci6n de las obras civiles y para el rnontajc y
puesta en servicio de la subestacion. El pliego de condiciones para realizar Ia licitacion de
suministro e instalacion de las obras, puede estar estructurado de la siguiente forma:
Descripcion del proyecto y alcance de las obras
Condiciones contractualcs y legales
Formularios de cantidadcs, precios y, para los equipos, caractcristicas garantizadas.
Especilicaciones tecnicas (suministros, obras civiles y/o montajes)
Pianos.
1.6
ELABORACI6N DE PRESUPUESTOS
En la elaboracion del presupuesto de la subestacion se deben considerar todos aquellos
renglones que constituyen el costo agregado de la misma y que son los siguientes:
Compra de predios
Obras civiles
CONSIDERACJONES Y ASPECTOS GENERALES DEL OlSEN<> DE SUBESTACIONES •
19
Equipos y materiales de importacion
Fletes, seguros y gastos de irnportacion de los equipos anteriores
Equipos y materiales nacionales
Fletes y seguros nacionales (hasta el sitio de la obra)
Montaje, pruebas y puesta en servicio
Ingenieria y administracicn,
EI mecanismo para elaborar un presupuesto consiste en identificar en la forma mas real
posible los costos relacionados con la subestacion que se esta considerando. hacer su
::Iiscriminaci6n segun se irate de desembolsos en moneda nacional 0 extranjera, y asignar una
partida apropiada para costos imprevistos.
Como se comprendera, es imposible generalizar el proceso, puesto que cada caso
constituye una aplicacion particular. Sin embargo, a continuacion se dan algunas guias que
pueden contribuir a hacer claridad sobre los Items de costa para una subestaci6n cualquiera.
1.6.1
Compra de predios, servidumbres y vias de acceso
En el prediseiio de la subestaci6n se establecen las dimensiones minimas requeridas,
pero en muchas ocasiones la compafiia propietaria se vera obligada a adquirir un terre no que
no se ajusta necesariamente a elias. En la comparaci6n de los diferentes predios disponibles
es necesario tener en cuenta tres aspectos Intimarnente ligados a los mismos, a saber:
La existencia
0
necesidad de nuevas vias de acceso,
0
reforma de las disponibles.
La influencia que la topografia 0 construcciones perimetrales alrededor del sitio
escogido puedan tener sobre la ruta y ubicaci6n de torres terminales de las lineas de
transrnision, EI mayor costo que el1as tengan constituye una penalizacion para el costa
del terrcno.
La disponibilidad 0 facilidad de obtenci6n de servicios piiblicos ncccsarios para la
construccion y operacion de la subestacion, como energia, acueducto, alcantaril1ado.
telefono y aseo. El presupuesto debera, por 10 tanto, tener en cuenta el nivel de cdstos en
la region y la incidencia de los factores anotados, aSI como los costos de las
servidumbres requeridas.
Obras regionales futuras que puedan afectar los predios (nuevas VIas, ampliaci6n de las
cxistcntcs, etc.).
1.6.2
Obras civiles
Tal como ya se anoto anterionnente, las obras civiles comprenden dos etupas muy
definidas como son la adecuacion inicial del predio y la construccion propiamente dicha.
Tampoco en este caso es posible establecer un criterio general para cuantificar el
presupuesto, ya que este quedani condicionado por las cantidades de obra asociadas al diseiio
particular y por las circunstuncias propias de la region.
1.6.3.
Equipos y materiales
.~," :'."
Para fines de presupuesto se pueden dividir en la forma siguiente:
.'~·I
20 • CAplrulo 1
Equipos de transfonnaci6n y compensaci6n: su presupuesto sc puede estimar con base
en un valor por kV A, que depende de los niveles de tension, de la capacidad en kVA Y
del tipo de equipo (trifasico 0 rnonofasico, c1ase de refrigeraci6n, transfonnador 0
autotransforrnador, etc.). Las estadisticas de adquisiciones recientes de las empresas de
servicio y de otras similares proporcionan una guia segura para la asignacion de costos,
Equipo de patio: incluye interruptores, seccionadores, trampas de onda, transfonnadores
de medida y pararrayos, todos ellos con sus correspondientes estructuras de soporte.
Estos equipos sue len ser objeto de una Iicitaci6n intemacional y para estimar un costa es
necesario recurrir a estadfsticas de precios de las tiltimas compras hechas por empresas
de servicios de energia electrica; para cada aplicaci6n particular debe definirse por 10
tanto la cantidad de equipo requerida y valorarla con los costos unitarios.
Dentro de la misma Iicitaci6n anterior, se pueden incluir ademas otros equipos como los
tableros de control, medida y protecci6n; material de conexion (aisladores, cables,
tuberias) y otro material menor (conectores y accesorios).
Por ultimo, en la lista de equipos pueden incluirse:
• Terminales de telecomunicacion, cuando
comunicaciones y/o transmision de datos
sean
requeridos
para
fines
de
• Estructuras rnetalicas
• Cables de control y fuerza
• Servicios auxiliares: gabinetes, baterias, cargadores, plantas de emergencia, etc.
• Postes y luminarias.
Para estos iiltimos elementos debera estimarse un precio con base en los datos de las
licitaciones 0 compras recientes.
1.6.4
Fletes, seguros y gastos de importaclen
Su valor final dependera del origen de los equipos, de su costo, del volumen y peso de
embarque y del sitio de la subestaci6n. Debe tcnerse en cuenta que es necesario considerar
los siguientes aspectos:
Transporte maritime (para bienes importados)
Seguro maritime (para bienes importados)
Transporte terrestre
Scguro terrestre
Gastos de puerto (nacionalizacion de bienes importados)
Derechos de aduana, cuando sea aplicable.
1.6.5
Montaje, pruebas y puesta en servicio
Para la ejecuci6n de estas obras en una subestacion, puede elaborarse el presupuesto
aplicando un factor al valor resultante de sumar el costa FOB (Free On Board) de los
equipos importados y el costo en fabrica de los nacionales. Este factor se detennina
generalmente con base en datos hist6ricos que posee cada compafifa,
CONSIDERACJONES Y ASPECTOS GENERALES OfL OISENo DESU8ESTAClONES •
1.6.6
21
Ingenieria, admlnlstraclon e imprevistos
Las partidas a asignar por estos conceptos pueden estimarse como porcentajes de los
totales presupuestados para los renglones anteriores, asi:
Para ingenieria y administraci6n: porcentaje a definir sobre el total general
Para imprevistos: porcentajes a definir sobre la componente en moneda local y en
moneda extranjera, asignada en d6lares.
1.7
PLANOS Y D1AGRAMAS
1.7.1
Pianos y diagramas eltktricos
Algunos de los pIanos y diagramas electricos que se deben desarrollar durante el diseno
de una subestaci6n son los siguientes:
1.7.1.1
Pianos generales
Lista de pIanos
Localizaci6n del proyecto
Simbolos y convenciones
Galibos, carreteras y ferrocarriles
Espectro para disefio sismico.
1.7.1.2
Pianos de equipos de transformaclon y compensacion
1.7.1.3
Diagramas unifilares y nomenclatura operativa
1.7.1.4
Pianos de disposici6n fisica
Planta general
Seccion y planta salida autotransforrnador 0 transfonnador
Seccion y planta salida de linea
Seccion y plantu campo de acople
Lista de materiales y detalles de conexi6n.
1.7.1.5
Pianos de estructuras metltlicas
Disposicion ffsica de porticos y templas - planta general y localizacion
lsornetrico de porticos y cargas de conexi6n de cables
Estructuras soportes de equipos
Placas de identificaci6n para porticos y soportes.
1.7.1.6
Diagramas de servicios auxiliares
Diagramas unifilares 120/208 Yea
22 !I
CApfruLO
1
Diagramas unifilares 125 Vcc
Diagramas unifilares 48 Vcc
Diagramas unifilares 120 Vca regulado.
1.7.1.7
Diagramas de cableado de control y Juerza .
Cableado tipico campo
0
bahfa de linea
Cableado tipico campo
0
bahia de acople
Cableado tipico campo
0
bahia de autotransforrnador 0 transformador.
1.7.1.8
Diagramas del sistema de control
Diagrama general de sistemas de la subestacion
Circuito de cierre interruptor
Circuitos de apertura interruptor
Circuito de apertura y cierre de seccionadores.
1.7.1.9
Diagramas de los sistemas de protecclon
Acci6n de protecciones - Campo
0
bahia de linea
Acci6n de protecciones - Campo
0
bahia de acople
Acci6n de protecciones - Autotransforrnador/transformador
Acci6n de protecciones - Campo
0
bahfa de bateria de condensadores
Acci6n de protecciones - Reactores,
1.7.1.10 Pianos de disposicion de gabinetes
Disposici6n de equipos edificio de control
Disposici6n flsica de gabinetes de protecci6n
Gabinete tipico vista interior
Disposici6n de borneras
Distribuci6n de polaridades y servicios auxiliares.
1.7.1.11 Otros documentos
Manuales de opcracion y puesta en servicio
Manuales de mantenimiento (generalmente elaborados por el fabricante)
Documentos de cableado.
1.7.2
1.7.2.1
Pianos de obras civiles
Pianos de localizacion general y adecuaci6n del predio
Localizaci6n del proyecto
PIanos topograficos del predio
CONSIDEAAOONES Y ASPECTOS GENERAlfS DEL DISfNo DESU8ESTACONES.
Pianos topograficos de la via de acceso
Adecuacion general del predio
Detalles de adecuacion del predio
Disefios estructurales y detalles de muros de contencion.
1.7.2.2
Pianos de planta general, vias, drenajes, carcamos y ductos
Disposicion general de la subestaci6n
Detalles de sei'ializ.aci6n
Pianos de vias y acabado de patios
Pianos para la via de acceso
Pianos de drenajes
Pianos de carcamos y ductos
Disposici6n de cimentaciones, carcarnos y ductos
Detalles tipicos de cajas de tiro y ductos ernbembidos.
1.7.2.3
Pianos de cimentaciones para porticos y soporte de equlpos
Cimentaciones para porticos
Cimentaciones para soportes de equipos.
1.7.2.4
Pianos de fosos, muros cortafuego y estructuras asociadas
Muros cortafuego
Fosos y estructuras asociadas
Carrileras exteriores para autotransformadores 0 transformadores
Tanque colector y scparador de accite.
1.7.2.5
Pianos de alumbrado exterior
Detalles para alumbrado y tomas exteriores
Alumbrado perimetral de vias y patio subestaci6n.
1.7.2.6
Pianos de malla de puesta a tierra en patios
Planta general patio
Malia de tierra edificio de control
Detalles malla de tierra.
1.7.2.7
Pianos de edificio de control y otras edificaciones
Arquitectonicos
Estructurales
Alumbrado y circuitos electricos
Abasto de aguas
23
~!i.. ,
24 ... CAPfrulO
1
Alcantarillados aguas lluvias y aguas negras
Carcamos y ductos
Apantallamiento
Aire acondicionado
Sistema contra incendio.
Capitulol2
CONFIGURACIONES
2.1
INTRODUCCION
Se denomina configuracion al arreglo de los equipos electromecanicos constitutivos
de un patio de conexiones 0 pertenecientes a un mismo nivel de tension de una
subestacion, de tal forma que su operacion permita dar a la subestacion diferentes grados
de confiabilidad, seguridad 0 f1exibilidad para el manejo, transformacion y distribucion de
la energla.
Basicamente existen dos tendencias generales con respecto a los tipos de
configuraciones para subestaciones de alta tension (AT) y extra alta tension (EAT). Estas
tendencias son la europea 0 de conexi6n de barras y la americana 0 de conexion de
interruptores. Cada una de las tendencias tiene diversos tipos de configuraciones, siendo las
principales las descritas en este Capitulo. Dichas configuraciones son aplicables tanto para
subestaciones convencionales como para subestaciones encapsuladas en SF6 •
La utilizacion de una tendencia obviamente esta condicionada por la tradicion y
uniforrnidad de operacion y mantenimiento, mientras que la utilizacion de una configuracion
esta Iigada a requerimientos de la empresa dados principal mente por eI sistema de potencia.
En este Capitulo, adicionalmente a la descripcion de las configuraciones, se explica una
breve metodologia para la seleccion de una configuracion.
2.2
DEFINICIONES
Flexibilidad: propiedad de la instalacion para aC,9modarse a las diferentes condiciones
que se puedan presentar especialmente por cambios.operativos en el sistema y, ademas, por
contingencias y/o mantenimiento del mismo.
Los cambios operativos que pueden darse
e~
n sistema se realizan buscando:
Control de potencia activa y reactiva para optimizar la carga de los generadores. Esto
implica alguna forma de independizar 0 a rupar circuitos de carga y/o generacion.
Limitar niveles de cortocircuito. Cua uier arreglo 0 configuracion que incorpore
medios para dividir la subestacion e dos (0 mas) secciones independientes puede
reducir los niveles de cortocircuito. La reduccion del nivel de cortocircuito no debe ser
un pararnetro inicial de diseiio de la m sma, mas bien debe ser una condicion operativa
de la instalacion para prolongar la vida uti! de los equipos y mejorar la estabilidad del
sistema, como se menciona a continuaci n.
~~
26 • CApITULO 2
Incrementar la estabilidad en el sistema. La reducci6n de cortocircuito no solo trae como
consecuencia el tener equipos de menor capacidad, sino que tambien incrementa la
estabilidad del sistema.
Independizar 0 limitar la influencia de algunas cargas 0 circuitos pertenecientes a sub­
sistemas que por sus caracteristicas pueden afectar la seguridad, estabilidad, etc.• del
sistema de potencia.
Si existe mas de una compania de energia en la misma subestaci6n se puede tener la
facilidad de independizarlas para limitar la influencia de una obra sobre la otra, por ejemplo,
durante periodos de racionamiento, politicas operativas durante contingencias 0
mantenimiento, control de potencias activa y reactiva, etc.
Confiabilidad: se define como la probabilidad de que una subestaci6n pueda
suministrar energia durante un periodo de tiempo dado, bajo la condici6n de que al menos un
componente de la subestaci6n este fuera de servicio. Es decir, que cuando ocurra una falla en
unelemento de la subestaci6n (Interrupter, barraje, etc.) se pueda continuar con el suministro
. de
de efectuar una operaci6n intema (conmutaci6n de los seccionadores
adeCuiidM;"'por ejemplo), mientras se efectiia la reparaci6n de dicho elemento. Esto es
aplicable tambien en el caso de mantenimiento.
MJI.1Ji'Ues
Diferentes estudios y articulos tecnicos incluyen cifras 0 graflcas que permiten hacer
comparaciones de tipo general sobre la confiabilidad de una u otra configuraci6n de
subestaciones, entre ellos los presentados por Cakebread, Reichert y Schutte (1979) que se
incluyen en la Figura 2.16, mediante metodos estocasticos como el de las cadenas de Markov
o mediante simulaciones estadisticas como el metodo Montecarlo.
Para una aplicaci6n dada, es conveniente poder efectuar un estudio particular que. con
excepcion de los casos mas simples. exige una soluci6n mediante el uso de computador. Ello
implica tarnbien establecer las tasas de frecuencia y duraci6n de fallas que deben ser usadas,
10 mismo que la metodologfa para llevar una estadistica de defectos de los componentes del
sistema. Cabe anotar que organizaciones intemacionales como la CIGRE (International
Council on Large Electric Systems) tienen publicaciones en donde se ilustran las tasas de
frecuencia y de duraci6n de fallas de los equipos constitutivos de las subestaciones,
obtenidos de encuestas intemacionales.
Sin embargo, definir el grado de confiabilidad que requiere una subestaci6n para una
aplicaci6n particular puede resultar algo complejo, y en algunos casos la experiencia de los
ingenieros de disefio y operaci6n sera un factor determinante para establecer finalmente cual
configuraci6n de subestaci6n permite lograr la confiabilidad requerida.
Seguridad: propiedad de una instalaci6n de dar continuidad de servicio (surninistro de
energia) sin interrupci6n alguna durante fallas de los equipos de potencia, especialmente
interruptores y barrajes. La seguridad implica confiabilidad.
AI igual que en el caso de la confiabilidad, es dificil determinar el grado de seguridad
requerido en una subestaci6n particular. Por 10 general, la seguridad esta determinada por la
potencia que se pierde durante la falla y su impacto en la estabilidad y en el comportamiento
del resto del sistema.
Idealmente, un sistema seguro y confiable es aquel en donde todos sus elementos estan
duplicados y la perdida de uno de ellos no afecta ninguno de los otros. Por razones
econ6micas ningiin sistema 0 subestaci6n se hace 100% seguro y con base en esto se debe
efectuar el diseiio.
CONFlGIJAAQONES •
2.3
CONFIGURACIONES DE CONEXI6N
EUROPEA
27
DE BARRAS - TENDENCIA
Por configuraciones de conexi6n de barras se entienden aquellas en las cuales cada
circuito tiene un interruptor, con la posibilidad de conectarse a una 0 mas barras por medio
de seccionadores. Las configuraciones mas utilizadas en esta tendencia para niveles de AT y
EAT son:
2.3.1
Barra sencilla
Como su nombre 10 indica, es una configuraci6n que cuenta con un solo barraje colector
al cual se conectan los circuitos por medio de un interruptor (Figura 2.1). Es econ6mica,
simple. facil de proteger, ocupa poco espacio y no presenta muchas posibilidades de
operaci6n incorrecta, Como desventaja principal puede citarse la falta de confiabilidad,
seguridad y flexibilidad teniendo asi que suspender el servicio en forma total cuando se
requiera hacer una revision 0 reparaci6n en la barra colectora, 0 del circuito cuando la
revision 0 reparacion es en el interruptor; sin embargo, con un seccionamiento longitudinal
se obtiene alguna confiabilidad y flexibilidad pues se hace posible separar en dos partes el
barraje, 10 cual facilita las reparaciones, trabajos de ampliaci6n y, en determinadas
circunstancias, aun la operaci6n de la misma subestaci6n. Si el seccionamiento del barraje se
efecuia con el fin de lograr flexibilidad en la subestaci6n, se requiere uri planeamiento muy
cuidadoso ya que durante la operaci6n normal no se pueden cambiar los circuitos de una
barra a la otra. Un seccionarniento mal planeado puede inclusive atentar contra la seguridad
del sistema.
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J
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J
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II
Figura 2.1 -/Jarra sencilla
Una aplicaci6n practica del seccionamiento del barraje ocurre cuando se tienen dos
circuitos provenientes de una misma subestacion y alimentan dos transformadores para
conformar las configuraciones denominadas en "H" (Figura 2.2). Si los dos circuitos
provienen de subestaciones distintas, el seccionamiento no debe comprorneter la seguridad
de dichas subestaciones por la suspension de la interconexion entre elias.
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28 • CApITuLO 2
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Figura 2.2 - Conflguracitin en H
La barra sencilla se puede utilizar para subestaciones de AT y EAT con muy pocos
campos de conexi6n y exige retirar del servicio todo el campo y su elemento conectado
(linea 0 transformador) cuando se va a realizar cualquier trabajo sobre el interrupter u otro
de los equipos del campo de conexi6n.
En esta configuraci6n caben las subestaciones unitarias (Figura 2.3) en las cuales la
linea de transmisi6n terrnina en un transforrnador sin existir un barraje principal. En EAT
por 10 general existe interrupter de potencia, rnientras que en algunas subestaciones de AT y
MT se climina estc y se irnplerncnta un sistema de transferencia remota de disparo. Este tipo
de subestacion se utiliza cuando hay una sola linea de transmision y un solo transformador 0
cuando se tiene un transforrnador conectado en derivaci6n; adicionalmente requiere una
justificaci6n cuidadosa porque el equipo de telecomunicaciones para la transferencia remota
de disparo, cuando se utiliza s610 para este fin. puedc tener costos comparables con el
interruptor que se elimina.
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En derivaci6n
Figura 2.3 - Subestaeiones unltarlas
\
1
CONFIGURAOONES t:
2.3.2
29
Barra principal ybarra de transferencia
Para mejorar la confiabilidad por falla en interruptores en la configuraci6n de barra
sencilla, a esta se Ie puede agregar una barra auxiliar 0 de transferencia, a cada circuiio un
seccionador (de transferencia) para la conexi6n a dicha barra y un interroptOl" (de
transferencia) para unir las dos barras, conforrnandose asi una configuraci6n Ilamada de
barra principal y de transferencia (Figura 2.4).
OpCio~1
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_
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BP
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Barra principal
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I­
M
~~~
lranslerencia
Figura 2.4 - Barra principal y de transferencia
Con est a conliguraci6n cada circuito se puede conectar pOI' medio del interrupter de
transferencia a la barra de igual nombre, conservando en esta forma el servicio del circuito
respective durante el mantenimiento del interruptor 0 fallas del mismo, sicmpre y cuando no
existan fallas en el circuito, 10 que demuestra la buena confiabilidad que la configuracion
presenta bajo estas circunstancias, Si la barra principal se divide pOI' medic de un
seccionador, para cada parte de ella, y el interruptor de transfereneia se coloca entre los dos
seccionadores, se tiene la posibilidad de hacer mantenimiento de barras dejando sin servicio
unicarnente la mitad de la subestacion, y aiin se puede mantener en servicio pOI' medio del
interruptor de transferencia y la barra de transferencia uno de los circuitos correspondicntcs a
la barra que se quiere aislar, lognindose en esta forma alguna flexibilidad (con las
lirnitaciones descritas para la barra sencilla), Adermis, con el seccionamiento se logra alguna
confiabilidad por fallas en el barraje.
Esta configuraci6n es economica en costa inicial y final a pesar de exigir interruptor de
transferencia. Es posible tarnbien en casos especiales usar la barra de transferencia como
puente de paso de una linea que entra a la subestacion y vuelve a salir de ella. POl' otra parte,
una falla en el barraje 0 en un interruptor saca de servicio toda la subestaci6n 0 el circuito
asociado al interruptor hasta que pueda aislarse la falla, 10 cual implica falta de seguridad de
la configuraci6n.
Para el diseiio se debe tener en cuenta la ubicacion de los transformadores de corriente
en tal forma que no existan problemas de proteccion con los circuitos a los cuales se les esta
efectuando la transferencia (su ubicaci6n debe ser en el lado de la linea). El campo de
transferencia no requiere transformador de corriente si estes en los circuitos son ubicados
30 •
CAPITulO 2
"
correctamente. Adernas, la capacidad de la barra y del campo de transferencia debe ser igual
. a IIf'lf!iiflri•••~iera de los otros campos 0 circuitos.
Esta configuraci6n es muy utilizada en subestaciones de centrales de generacion de
mediana irnportancia, as! como en subestaciones de transforrnaci6n.
2.3.3
Doble barra
Para aumentarle la flexibilidad a la barra sencilla se puede adicionar una segunda barra
principal y un interruptor para el acoplarniento de las dos barras conformandose as! una
configuraci6n lIamada de doble barra (Figura 2.5). .
..
Esta configuraci6n es flexible pues permite separar circuitos en cada una de las barras,
pudiendose as! dividir sistemas; ademas, tiene confiabilidad pero no seguridad por falla en
barras y en interruptores; es posible tarnbien hacer mantenimiento en barras sin suspenderel
servicio y por ello se usa en areas de alta contarninacion ambiental. Se adapr.i muy bien a
sistemas muy enmallados en donde es necesario disponer de flexibilidad; debido a esta
flexibilidad se puede usar el acople como seccionador de barras, perrnitiendo as! conectar a­
una y otra barra circuitos provenientes de una misma fuente sin necesidad de hacer cruce de
las lineas a la entrada de la subestacion, Tiene la ventaja adicional, sobre el seccionamiento
longitudinal en las configuraciones anteriores, de que la conexion de un circuito a una barra
u otra puede ser efectuada en cualquier momento dependiendo de circunstancias 0 consignas
operativas del sistema.
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tj
Acople
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I
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1
Figurll 2.5 - Doble bllrrll
En el diseiio es necesario considerar que las dos barras deben tener la misma capacidad
y a su vez la capacidad total de la subestaci6n; el interruptor de acople hace parte de los
barrajes y por 10 tanto debe tener la misma capacidad que estos 0, por 10 menos, la capacidad
equivalente a la maxima transferencia posible entre los dos barrajes en cualquier topologia
de la subestaci6n. Ademas, se debe tener especial cuidado con el tipo de la protecci6n
diferencial de barras que se requiere utilizar. Los transforrnadores de corriente pueden estar
localizados adyacentes a los interruptores, el campo de acoplamiento requiere
transforrnadores de corriente para la protecci6n diferencial de barras.
CONFIGURACIONES •
31
Para el mantenimiento de interruptores es necesario suspender el servicio de la
respectiva salida. Sin embargo, cuando el sistema es muy enmallado y disefiado para
operacion continua durante la salida de un circuito, la desconexi6n de un circuito no tiene
mucho efecto en su comportamiento. En algunos sistemas, las Iineas son de doble circuito
y cada uno puede soportar la capacidad total de la linea; por 10 tanto, no es esencial tener
forma de dar mantenimiento a interruptores conservando el circuito energizado. Algunas
disposiciones fisicas de esta configuraci6n permiten efectuar un by-pass 0 paso directo
temporal 0 permanente por medio de carnbios en las conexiones de los equipos y barrajes,
para permitir una continuidad en el servicio durante prolongados periodos de
mantenimiento 0 reparaci6n del interruptor; esta disposici6n ffsica es la denominada
"puenteable". La configuraci6n de doble barra es objeto de especial preferencia en Europa
para subestaciones a 220 kV Y aun para niveles mas elevados de tension, 10 mismo que
para subestaciones encapsuladas con aislamiento en SF. y tensiones hasta 400 kV
inclusive. Cuando se requiere una gran tlexibilidad se coloca una tercera barra, pero esto
es en casos demasiado especiales.
2.3.4
Doble barra mas seccionador de by-pass
0
paso directo
Reline, pero no simultanearnente, las caracteristicas de la barra principal y de
transferencia y la doble barra. Esto se logra a partir de la doble barra conectando un
seccionador de by-pass 0 paso directo al interruptor de cada salida y adicionando ademas
otro seccionador adyacente al interruptor para poder aislarlo (Figura 2.6). Con estes
seccionadores adicionales se puede operar la subesiacion, complementanamente a la
operaci6n normal de doble barra, con una barra siendo la principal y la otra la de
transferencia, utilizando el interrupter de acoplamiento como de transferencia para uno
cualquiera de los interruptores de linea que se encuentre en mantenimiento. Cuando se tienen
circuitos conectados a una y otra barra no es posible hacer mantenimiento a interruptores sin
suspender el servicio, pues para ello se necesitaria que una de las barras estuviera
completamente Iibre para usarla como barra de transferencia, no presentandose asf
conjuntamente las propiedades de Ilexibilidad y confiabilidad.
•
Esta configuraci6n es la que requiere un mayor mirnero de equipos por campo,
presentandose asi mismo una mas elevada posibilidad de operaci6n incorrecta durante las
maniobras, Por 10 general, a esta configuraci6n no se Ie explota su tlexibilidad, pues se usa
una de las barras como simple barra de reserva y/o transferencia, no compensandose asl la
alta inversion que ella implica.
EI material adicional necesario para la doble barra con seccionador by-pass 0 paso
direcio equivale aproximadamente a1 que se requerirfa para agregar al doble barraje una
barra de transferencia, configuraci6n que desde el punto de vista de servicio tiene mejor
utilidad.
La configuraci6n de doble barra con secc1onador de by-pass permite adernas algunas
variantes entre las cuales se pueden mencionar la particion de una de las barras mediante
interruptor 0 seccionador, la utilizaci6n de interruptores de acople en una 0 en arnbas
mitades de la barra seccionada, etc., pero esto hace la subestacion mas costosa y mas
compleja en su operacion,
En el diseiio se debe tener en cuenta 10 estipulado anteriormente para la barra principal y
de transferencia y la doble barra,
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32. CAPfrulO
2
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:
U
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Acople
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Figura 2.6 - Doble barra mas seccionador by-pass
2.3.5
0
paso dlrecto
Doble barra mas secclonador de transferencia
Esta configuracion es una variante de la anterior, perc utilizando un seccionador menos
(Figura 2.7). Como se vera en el Capitulo 6, Disposicion Fisica de Subestaciones, para lograr
esta configuracion en forma practice se requiere la utilizacion de seccionadores del tipo
pantografo 0 scmipantografo (en donde la conexion 0 desconexion se efectua verticalmente)
o scccionadores instal ados en los porticos de la subestacion en por 10 menos una de las
conexiones a las barras. Tiene lasmismas caracteristicas generales de la doble barra con
seccionador de by-pass.
I
tJ
\FfT:
y
J - i
J
~
Figura 2.7- Doble ba"a mas seccionador de transferencia
CONFIGURACIONES •
2.3.6
33
Doble barra mas barra de transferencia
Es una combinaci6n de la barra principal y de transferencia y la doble barra, ya que se
tienen dos barras principales mas una de transferencia, dando como resultado un arreglo que
brinda sirnultanearnente confiabilidad y flexibilidad (Figura 2.8).
Normalmente se usan dos interruptores para las funciones de acople y transferencia,
respectivamente, pudiendose as! efectuar en forma simultanea ambas operaciones. En
algunos casos se utiliza un solo interrupter (con el debido arreglo de seccionadores) para las
dos operaciones, perdiendose as! la funcion fundamental de las tres barras con 10 cual se
asimila esta configuracion a las dos anteriores; sin embargo, cuando se prefiere dejar uno de
los barrajes como reserva (por ejemplo en zona de alta contaminacion en donde estes exigen
limpieza periodica) se puede disponer de un solo interruptor que cumpla ambas funciones
con 10 cual la solucion pasa a ser muy econ6mica (la altemativa se muestra tambien en la
Figura 2.8).
En el disefio se debe tener en cuenta 10estipulado anteriormente para la barra principal y
de transferencia y la doble barra.
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Transferencia
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-----!
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Acople y transferencia
(altemaliva)
Figura 2.8 - Doble barra mas barra de transferencia
En Europa, esta disposici6n encuentra un campo de aplicacion muy amplio a niveles de
220 kV. Como desventaja puede anotarse que requiere una mayor area en cornparacion con
las configuraciones anteriores.
2.4
CONFIGURACIONES DE CONEXI6N DE INTERRUPTORES •
TENDENCIA AMERICANA
Por configuraciones de conexion de interruptores se entienden aquellas en las cuales los
circuitos se conectan a las barras 0 entre elias por medio de interrupt ores. Estas
configuraciones incluyen la barra sencilla (que ya fue descrita anteriormente), el anillo, el
---,"-­
34 • CApITuLO 2
'-::.'./
interruptor y medio, el anillo cruzado, y la doble barra con doble interruptor, 10 mismo que
otras versiones que son poco practicas y por ella no seran descritas.
2.4.1
An ill 0
En esta configuracion no existe una barra colectora como tal, la conexion de los
circuitos se realiza sobre un anillo confonnado por interruptores, con los circuitos
conectados entre cada dos de ellos (Figura 2.9). Para aislar un circuito es necesaria la
apertura de los dos interruptores correspondientes, abriendose asi el anillo. Cuando se quiere
aislar un circuito por un periodo largo. se debe abrir el seccionador de conexi6n del mismo
para poder cerrar los interruptores asociados a dicho circuito y asi dar continuidad al anillo.
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I
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Figura 2.9 - Anillo
Es una configuraci6n econornica y segura, adernas de confiable, pero sin flexibilidad. Es
segura y confiable por permitir continuidad de servicio por falla 0 durante mantenimiento de
un interrupter, ya que cada linea 0 circuito esta asociado ados interruptores. EI principal
inconvcniente consiste en que, en caso de falla en un circuito mientras se hace
mantenimiento en otro, el anillo puede quedar dividido y presentar falta de servicio para
alguna de las partes, 0 perderse la seguridad en el sistema. Para cumplir la funci6n de
seguridad y confiabilidad para los cuales esta subestacion fue ideada, es necesario operarla
con todos los interruptores cerrados (tal como es su operaci6n normal); por 10 tanto, bajo eI
punto de vista de la flcxibilidad, la subestaci6n es similar a una barra sencilla.
Para efectos de distribuci6n de corrientes, los circuitos conectados al anillo se debcn
repartir de tal manera que las fuentes de energia se alternen con las cargas,
Por consideraciones practices conviene lirnitar el uso de esta configuracion a un maximo
de seis salidas. En caso de ser necesario agregar mas, es preferible cambiar la configuracion
a interruptor y medio. Por 10 anterior, el diseno inicial de la subestacion debe prever este
desarrollo de anillo a interruptor y medio.
La aplicacion de la disposici6n en anillo exige especial cuidado en 10 referente a ciertos
aspectos como. la operaci6n de dos interruptores con falla en una salida, el recierre
automatico, 10 mismo que la protecci6n y la medida. El dailo de un interruptor durante la
falla en uno de los circuitos de salida, origina la perdida de otro circuito debida a la
operaci6n de la protecci6n contra falla de interruptores.
CoNFlGURAOONES.35
EI sistema en anillo es muy utilizado en los Estados Unidos de America para todo tipo
de subestaciones y a nivel mundial para subestaciones encapsuladas en SF 6 en AT y EAT.
2.4.2
Interruptor y medio
Esta configuraci6n debe su nombre al hecho de exigir tres interruptores por cada dos
salidas (Figura 2. I0). Un grupo de tres interruptores, llamado diametro (bahia en los Estados
Unidos de America), se conecta entre los dos barrajes principales. Se puede hacer
mantenimiento a cualquier interrupter 0 barraje sin suspender el servicio y sin alterar el
sistema de protecci6n; ademas, una falla en un barraje no interrumpe el servicio a ningtin
circuito, presentando asi un alto Indice de confiabilidad y de seguridad tanto por falla en los
interruptores como en los circuitos y en las barras. Normalmente se opera con ambas barras
energizadas y todos los interruptores cerrados y, por tal motivo (igual que en el caso del
anillo), no es flexible; adernas, el tener dos barras no significa que los circuitos puedan ser
conectados independientemente a cualquiera de elias manteniendo la configuraci6n, como es
el caso de la doble barra.
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Figura 2.10 - Inferrupfor y medio
Como en el caso del anillo, la desconexi6n de un circuito implica la apertura de dos
interruptores. La protecci6n y el recierre autornatico se dificultan por el hecho de que el
interruptor intermedio (entre dos circuitos) debe trabajar con uno u otro de los circuitos
asociados. Por otra parte, la falla de un interruptor en el peor de los casos solo saca de
servicio un circuito adicional.
La definicion de la capacidad de los equipos es diffcil por cuanto exige prever la
distribuci6n de las corrientes, especialmente durante contingencias. En el caso de que la
subestaci6n tenga un mimero impar de circuitos, uno de ellos necesitaria dos interruptores, 10
cual representa un sobrecosto para la instalaci6n. Usando el interruptor intennedio es posible
pasar directamente a traves de la subestaci6n un circuito que nonnalmente entre a ella y que
salga por el mismo campo.
Esta configuracion adrnite ciertas modificaciones para ahorrar alguna cantidad de
equipos en salidas para transformadores, colocando un 5610 interruptor por campo y un
seccionador a modo de transferencia conectando directamente los transfonnadores a las
barras, como se i1ustraen la Figura 2.10.
i'; I
36. Ct.Pfrut.o 2
La disposici6n de interrupter y medio es bastante utilizada en paises no europeos,
particularmente en los Estados Unidos de America. para todo tipo de subestacion y a nivel
mundial para subestaciones encapsulada en SF6 en AT y EAT.
2.4.3
Doble barra con doble interruptor
En esta configuracion se duplican tanto las barras como los interruptores de cada
circuito (Figura 2.11). Presenta la mayor seguridad, tanto por falla en barras como en .
interruptores. entre todas las configuraciones y gran libertad para operacion, para trabajos de
revisi6n y mantenimiento. Para lograr la mayor seguridad, cada circuito se conecta a ambas
barras 0 sea que la aplicaci6n normal es con todos los interruptores cerrados y las dos barras
cncrgizadas. En algunos casos, los circuitos se pueden separar en dos grupos conectandolos
cada uno a una barra; en tal condicion, la falla en una de las barras saca del servicio todo 10
que esui conectado a ella, perdiendose la seguridad que brinda la operacion normal y no
justificandose el extracosto con respecto a una doble barra.
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* Allemativa con campo de transferencia
•• Altemativa con conexien de translonnadores a barras
Figura 2.11 - Doble barra con dob/e Interruptor
Es la mas costosa de todas las configuraciones a expensas de su seguridad desde el
punto de vista del suministro, por 10 cual su adopcion en un caso particular requiere una
justificaci6n cuidadosa. Tarnbien, como en la configuracion de interrupter y medio, esta
pueda sufrir modificaciones para la conexion de los transformadores directamente a barras
(un solo interruptor y un seccionador a modo de transferencia).
2.4.4
Anillo cruzado
Las anteriores configuraciones de conexion de interruptores han probado proveer una
mayor confiabilidad que las configuraciones de conexion de barras, debido basicamente a
que cada circuito de salida esta conectado al resto de la instaJaci6n por dos interruptores en
CONFlGURACJON£S II
37
"paralelo" (significando esto que estas configuraciones utilizan redundancia de interruptores
para asegurar la operaci6n bajo condiciones de contingencia).
La disponibilidad de cada circuito puede ser obviamente incrementada usando tres
interruptores en "paralelo" en lugar de dos. Esto puede ser ejecutado de muchas formas,
siendo la mas factible de lograr desde el punto de vista practice, la configuraci6n en anillo
cruzado (Figura 2. I 2).
La cantidad requerida de interruptores es (n + nI2), en donde n es el nurnero de nodos
(suponiendo un numero par), siendo esta cantidad la rnisma requerida por la configuracion
de interruptor y medio. Cuando se tiene un rnimero impar de nodes, se puede introducir un
nodo "ficticio" tal como se hace para el interrupter y medio. La operaci6n normal de Ja
subestacion es con todos los interruptores cerrados.
Esta configuracion fue ideada por ingenieros de la firma BBC (Brown Boveri and Co.
Ltd. de Suiza), a principio de la decada de 1980.
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Figura 2.12 - Anillo cruzado
2.5
OTRAS CONFIGURACIONES
Otras configuraciones no tan convencionales como las descritas anteriormente que se
encuentran en algunas de las referencias de la literatura sobre subestaciones, son las
siguientes:
2.5.1
Interruptor y tres cuartos
Esta configuracion es una variante del interrupter y medio, la cual se ha utilizado para
reduccion de equipos (Figura 2.13).
38.CAP~LO 2
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Figura 2.13 -Interruptor y tres cuartos
2.5.2
Malia
Esta configuracion es de origen ingles (en donde se Ie conoce tarnbien por el nombre de
anillo) y consiste basicamente en una barra sencilla unida por los dos extremes e
introduciendo un seccionador de barras entre cada circuito (Figura 2.14). Prescnta
confiabilidad por falla en barras, siendo las dermis caracteristicas similares a la de la
configuracion de barra sencilla.
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Figura 2.14 - Malia
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CoHFlGURAOONES II
2.5.3
39
Doble transferencia
Esta configuracion esta confonnada por dos barras principales independientes con una
barra de transferencia cormin. Adicionalmente, se instala un seccionador especial que provee
el medio para que dos lineas puedan ser conectadas sin entrar a las barras principales
(Figura 2.15). Con esta configuracion se pueden dejar disponibles las dos barras principales
o un campo para mantenimiento sin suspensi6n de servicio.
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Figura 2.15 - Doble transferencia
2.6
SELECCION DE LA CONFIGURACION DE UNA SUBESTACION
2.6.1
Informacion requerida
Para seleccionar la configuracion de una subestaci6n es necesario conocer
entre otros. los siguientes aspectos:
0
evaluar,
~~~<
40 • CAPfnJLO 2
Oficio que desernpefia la subestacion en el sistema de potencia para determinar el grado
de flexibilidad, confiabilidad y seguridad que requiere
Tipo de la subestacion, es decir: generacion, transformacion 0 maniobra, 0 bien cual de
estas funciones es prioritaria si en un caso dado concurren mas de una
Caracterfsticas de las diferentes configuraciones
Facilidad de extension y modulacion de acuerdo con la planeacion y normalizacion de la
empresa
Simplicidad en el control y proteccion
Facilidad de mantenimiento
Area disponible
Costos.
2.6.2
Analisis detallado de los aspectos que intervienen en la selecci6n de
la contiguraci6n
A continuacion se efecnia un analisis detail ado de los diferentes aspectos 0
rcquerimientos descritos en el numeral anterior que se deben tener en cuenta para efectuar la
correcta seleccion de la configuracion para subestaciones de alta 0 extra alta tension. Los
puntos 0 requerimientos que se analizaran pueden estar en conflicto unos con otros y de aqui
la importancia y responsabilidad del ingeniero de subestaciones de evaluarlos y determinar
10mas conveniente para el sistema.
2.6.2.1 Oficlo que desempei'la la subestacl6n en el sistema de potencia
Cuando se quiere seleccionar la configuraci6n de una subestacion es necesario analizarla
no como un punto independiente 0 aislado, sino como una parte integral de todo el sistema,
de tal forma que pol' fallas no se afecte la seguridad 0 capacidad operativa de este,
De acuerdo con el papel que cumple dentro de un sistema, una subestacion requiere
disponer de un mayor 0 menor grado de flexibilidad, confiabilidad 0 seguridad. Estos
conceptos fueran definidos en el Numeral 2.2. En la Figura 2.16 se muestra una comparacion
de confiabilidad de subestaciones.
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[por 100 alios)
a) Tasa de lalla de una subestaci6n de distribuci6n en Iunci6n de Ia tasa de lalla de los interruptores
CONFlGUA.AClONES •
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Manl8nimlento del CB
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b) Tass de falla de una subeslaci6n de distribuci6n leniendo en cuenla elliempo de mantenimiento de los interruplores
c) No disponibilidad de una subestaci6n de lransmisi6n en funci6n delliempo de mantenlmiento de los lnterruptores
Figura 2.16 - Comparac/6n de confiabilidad de subestaciones
2.6.2.2
Tipos de subestaciones
Fundamentalmente pueden distinguirse tres tipos de subestaciones: generacion,
transforrnacion y maniobra. Las necesidades 0 r.equerimientos de cada tipo de subestacion se
describen a continuaci6n.
2.6.2.2.1 Subestaciones de generacion
Se considera subestacion de generacion aquella que sirve como punto de conexion al
sistema de una central generadora, La necesidad primordial de una subestacion de
generacion es la confiabilidad; la seguridad y la flexibiIidad estan dadas por la importancia
de la subestacion y por su ubicacion en el sistema .
..
- -
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42. CAPtrulO 2
En general, si la central generadora es de una capacidad e importancia tal que su salida
del sistema produzca suspensiones, inestabilidades y problemas de racionamicnto en el
mismo, la subestacion de dicha central requiere un alto grado de seguridad. Determinar que
cAPiM<idad de la planta es importante en 10 referente a la seguridad, es algo que depende de
cada situacion particular y debera ser coordinado con el personal de planeaci6n y operacion
del sistema.
EI factor de carga de una central (potencia promedio/potencia pica) puede tambien
implicar exigcncias especiales desde el punto de vista de confiabilidad y seguridad, aunque
no es posible establecer una relacion muy definida, En principio, para una central con un
factor de carga bajo seria posible admitir una configuracion de menor confiabilidad que otra
ante la posibilidad de efectuar mantenimiento preventivo con frecuencia, coincidiendo con
periodos de baja generacion: por el contrario, si el factor de planta es elcvado sera mas
importante la continuidad del suministro de potencia en uno y otro caso. Sin embargo, el
solo factor de carga no constituye el criterio detenninante de la confiabilidad 0 seguridad
requeridas, sino que habra necesidad de evaluar aspectos tales como la potencia de la central
con relacion a la carga del sistema, el regimen de operacion de la central, etc.
Si la subestaci6n de la central generadora tiene un gran mimero de circuitos de
interconexion y ademas ellos pertenecen a diferentes sistemas 0 compaiiias, 0 tienen
longitudes tan diferentes que se requiere un control efectivo de las potencias activa y reactiva
para optimizar la carga de los generadores, 0 se necesita limitar los niveles de cortocircuito,
dicha subestacion requiere f1exibilidad adernas de la confiabilidad propia exigida por la
generacion.
2.6.2.2.2 Subestaciones de maniobra
Una subestacion de maniobra es aquella que sirve para interconectar sistemas 0, dentro
de un sistema, es la que distribuye la energfa a subestaciones de transformacion. En este caso
la necesidad primordial es la f1exibilidad; las necesidades adicionales de confiabilidad y
seguridad estaran dadas por el papel que desempefia en el sistema.
Deacuerdo con la definicion antes mencionada, una subestacion de maniobra es un
notftn....'l!Ilema que recibe energia de circuitos provenientes de centrales generadoras 0 de
sistemas interconectados y la distribuye a subestaciones de carga 0 a otros sistemas
interconectados; por esto, dicha subestacion debe ser capaz de acomodarse a diferentes
situaciones, 10que concuerda con 10 descrito en la definicion de flexibilidad,
En terminos generales, una subestacion de maniobra requiere confiabilidad y/o
seguridad por falla en barras ya que, como su definicion 10 dice, es el punto de union entre
sistemas 0 entre generacion y carga. La confiabilidad y/o seguridad por falla en interruptores
dcpendera de cada circuito en particular.
Requerimientos adicionales de confiabilidad y/o seguridad dependeran de si existe
adernas generacion 0 transformacion y de la importancia de estos en el sistema.
2.6.2.2.3 Subestaciones de transfonnaci6n
Se consideran subestaciones de transformacion aquellas cuyo objetivo primordial es eI
de suministrar energfa a un sistema con un nivel de tension diferente. Puede llamarse
tambien subestacion elevadora cuando la tension de salida es mas elevada que la tension de
entrada, 10 contrario seria una subestacion reductora, de distribucion 0 de carga.
CONFIGURAOONES •
43
La necesidad de Is subestacion de transforrnacion reductora es primordialmente de
confiabilidad, aunque puede lIegar a ser importante tambien la seguridad dependiendo de las
necesidades del sistema secundario y de la disponibilidad de transformacion. Esto es, si el
sistema secundario tiene mas de una alimentacion y/o los transformadores estan cargados
muy por debajo del 100%, la necesidad principal serfa la eonfiabilidad; pero si el sistema
secundario no tiene sino una alirnentacion y/o los transformadores estan eargados cerea del
100%, dicha necesidad seria la seguridad (l6gicamente esto dependeria del tipo de la carga y
de su importancia).
Podrian ademas estas subestaciones requerir flexibilidad en caso de existir un gran
rnimero de circuitos de conexi6n.
Cuando son subestaciones elevadoras, la necesidad primordial es la seguridad, la cual
debe estar de acuerdo con la seguridad propia del sistema de mas alto nivel de tension 0 sea
que es necesario determinar primero las necesidades de este sistema y, a continuaci6n de
estas, determinar las del sistema de menor nivel de tension.
2.6.2.3 Caracteristicas de las configuraciones
Las diferentes configuraciones que pueden tener las subestaciones fueron descritas en
los Numerales 2.3, 2.4 Y2.5, de los cuales se puede extractar 10 siguiente:
Las subestaciones con barra de transferencia brindan confiabilidad par falla
mantenimiento en interruptores.
0
Las subestaciones con doble barra brindan flexibilidad para la operacion del sistema y
confiabilidad por falla 0 mantenimiento en barras.
Las subestaciones con doble barra, en donde una de elias tambien sirva como barra de
reserva, no brindan simultaneamente flexibilidad y confiabilidad.
EI seccionamiento de barras
mantenimiento en barras.
brinda parcial mente
confiabilidad
por
falla
0
Las subestaciones con conexion de interruptores brindan mejor confiabilidad y
seguridad sacrificando la flexibilidad.
La configuracion en anillo siempre se debe disefiar en forma modular, tal que se pueda
convertir en interruptor y medio (Numeral 2.4).
Las configuraciones mas utilizadas para subestaciones encapsuladas en SF 6 en alta
tension son: doble barra, anillo e interruptor y medio; para extra alta tension
adicionalmente doble interruptor.
La barra sencilla es una configuracion sin confiabilidad, seguridad 0 flexibilidad, que se
debe utilizar solo para subestaciones pequefias y/o de media y baja tensi6n 0 de menor
importancia en el sistema.
La doble barra mas seccionador de by-pass 0 paso directo es una configuraci6n que
brinda, pero no simultaneamente, flexibilidad y confiabilidad, cornplicada en su
operacion y control, que puede ser utilizada en subestaciones de maniobra con
generacion 0 transformacion.
La doble barra mas seccionador de transferencia es una configuracion similar a la
anterior perc un poco mas simple en su operacion y contro\.
~}i:j
44 • CApITuLO 2
EI anillo cruzado es una configuraci6n un poco mas confiable que el interruptor y medio
pero mas complicada en su control y operaci6n.
2.6.2.4 Facilidad de extensi6n y modulaci6n
La mayoria de las configuraciones antes descritas son de facll extension, en el sentido de
que se pueden adicionar campos siempre y cuando ellos sean iguales a los existentes (del
mismo tipo de la configuraci6n de la subestaci6n). Sin embargo, a medida que la subestaci6n
y el sistema crecen se pueden tener necesidades de cambiar la configuraci6n debido a nuevas
exigencias de confiabilidad, seguridad 0 flexibilidad. EI inconveniente de esto, si se quiere
tener una configuracion satisfactoria en la etapa final de la subestacion, consiste en que
usualmente se debe dejar equipo en exceso en las etapas iniciales, sacrificdndose as! la
simplicidad operacional e implicando un elevado costa inicial; adernas, puede llegar a
suceder que la configuraci6n inicialmente designada para la etapa final de la subestacion no
corresponda a las necesidades que pueda tener el sistema en el futuro. Solarnente se puede
justificar una subestacion mas costosa de 10 requerido en etapas iniciales, cuando se esta
completamente seguro del crecimiento y conformacion en Jas etapas finales.
Existe una forma de desarrollo modular de los dos tipos basicos de conexi6n de
subestaciones (conexion de barras y conexion de interruptores) de tal manera que perrnita
carnbios de configuraci6n a medida que el desarrollo del sistema 10 requiera, sin mayores
altcraciones en la subestacion misma, eliminandose as! los inconvenientes de la expansion
antes mencionados.
EI primero de estos desarrollos es el de conexion de barras; consiste en una iniciacion de
la subestacion como barra sencilla y concluye en la doble barra mas barra de transferencia 0
en la doble barra mas seccionador de transferencia, pasando ya sea por la barra principal y de
transferencia 0 por la doble barra. EI cambio de una configuracion a otra, tal como se ilustra
en la Figura 2.17, 10 deterrninan las necesidades de flexibilidad y confiabilidad que se
presentan con las ampliaciones de la subestacion,
EI otro desarrollo es el de conexion de interruptores, y consiste en una subestacion que
se inicia como un anillo y concluye como interruptor y medio. Este desarrollo 0 cambio de
una configuraci6n a otra no es un proceso que depende de la voluntad del disenador 0 del
propietario de la subestacion, como en el caso de conexion de barras, sino del crecimiento de
la instalacion, es decir, el cambio se hace necesario con el paso desde seis circuitos hasta
siete 0 mas. La Figura 2.18 muestra el proceso de crecimiento y de cambio de una
subestaci6n en anillo a una en interruptor y medio.
EI desarrollo modular de conexion de barras s610 se debe efectuar si en las necesidades .
derivadas de la evolucion de la subestacion se requiere llegar hasta una configuracion de
doble barra con barra de transferencia 0 doble barra mas seccionador de transferencia; en
caso de que no se llegue a tal necesidad, se puede prever un desarrollo desde la barra
sencilla, ya sea hasta la barra principal y de trasferencia 0 la doble barra, 0 puede darse el
caso de construir una subestaci6n desde un principio en su forma definitiva con cualquiera de
las configuraciones mencionadas. Cabe anotar que, por razones practices, es conveniente
deterrninar desde un inicio cual sera el estado final de la configuracion, es decir la doble
barra mas barra de transferencia 0 la doble barra mas seccionador de transferencia.
CoNFlGURAOONES
.45
Barra sencilla
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Doble barra mas
seccionador de
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I5 circuilos:
(anillo)
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6 circuitos
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4 circuilOS
(anillo)
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I
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>6 circu/los
(inlerruptor y medio)
Figura 2.18 - Desarrollo de conexion de interruptores
Para poder efectuar el desarrollo de una subestacion tal como fue descrito es necesario:
-
Establecer el tipo de desarrollo modular 0 configuracion que se acomode a cada
subestacion en particular de acuerdo con los criterios formulados en este Capitulo.
. CONFlGURAClONfS.
47
Preyer el area necesaria para todo el desarrollo.
Diseiiar las estructuras en una forma modular, de tal manera que las ampliaciones y
cambios de configuraci6n se efecnien en fonna simple, sin graves perturbaciones al
servicio y en un minima de tiempo.
Diseiiar las barras para la capacidad definitiva de la subestaci6n.
Diseiiar el control y la protecci6n de tal manera que se adapten facilmente a cualquier
tipo de configuraci6n del-desarrollo, Especial cuidado se debe dar al nornero de nocleos
secundarios de los transfonnadores de corriente para pennitir el paso de una
configuraci6n en anillo a interruptor y rnedio.
Los anteriores desarrollos modulares no son los unicos que se pueden efectuar,
encontrandose otros posibles en la literatura de subestaciones [Maneatis (1976»).
2.6.2.5 Simplicidad en el esquema de control y pretecclen
Mientras mayor sea el numero de interruptores que se deben disparar durante
condiciones de falla, mas complejo sera el sistema de control y protecciones. Esto es
particularmente cierto cuando existe recierre automatico,
!:La configuraci6n que brinda una mayor simplicidad en los esquernas de control y
proteccion obviamente es la barra sencilla; estos se complican mas a -rnedida que la
configuracion va teniendo mas equipos y barrajes, hasta Ilegar a las configuraciones en
donde los interruptores hacen parte de dos zonas diferentes de protecci6n de llneas
(configuraciones de conexion de interruptores) 0 en donde se tienen enclavamientos muy
eomplicados para la operaci6n de algunos equipos (dos barras 0 mas en configuracion de
conexion de barras),
La simplicidad en el esquema de control y proteccion puede tener una relativa influencia
.en la seleccion de la configuracion; por ejemplo, en eJ caso de subestaciones alejadas de
. "centres urbanos y de diffcil acceso, y especial mente de operacion local. No tendria tanta
influencia para el casu de la subestacion de una central generadora en donde existan
facilidades para el personal de opcracion, 0 de subestaciones en 0 ccrca de centros urban os y,
rncnos aun, en subestaciones no atendidas 0 de operacion remota y automtitica en 'muchas de
sus funciones.
.
Con las tecnologias actuales de control nurnerico de subestacion, el concepto de
simplicidad en el sistema de control de una subestacion es relative, ya que los sistemas de
enclavamientos y las logicas de operacion se logran por medio de software. no de logicos
cubleados como es cl caso de controles convencionales.
De cierta forma se puede decir. en terrninos generales. que el sistema de control para
una subestacion can configuracion de interruptor y media es mas simple que el control de las
subestaciones con configuracion de seccionadores, porque para la primera no se requiere
intercambiar informacion entre diametros 0 bahias, como si se requiere para las segundas. Lo
contrario ocurre en el casu del sistema de protecciones porque rnientras para la primera se
maniobran dos interruptorcs, para las segundas uno solo.
2.6.2.6
Facilidades de mantenimiento
Hay ciertos periodos en la operacion de una subestacion en los cuales se tiene que llevar
a cabo mantenimiento, ya sea por un plan programado 0 por una emergencia. La importancia
de este aspecto depende de la filosofia de planeamiento del sistema y del conocimiento. por
~l
48 • CApITulO 2
cxperiencia, de 101 confiabilidad del equipo. En la Tabla 2.1 se ilustran las facilidades de
mantenimiento y las ventajas y desventajas que brindan las diferentes configuraciones en el
aspecto del rnantenimiento. El desempefio de las subestaciones durante el mantenimiento
tarnbien depende del esquema de proteccion y del riesgo que 101 ernpresa de energfa este
dispuesta a correr.
2.6.2.6.1 Efectos del mantenimiento sobre 101 seguridad del sistema
En general. el efecto de una suspension programada de energia por un mantenimiento de
rutina no es tan perjudicial como el que pueda ocurrir en cualquier momento debido a una
falla, puesto que las suspensiones planeadas son llevadas a cabo en tiempos de baja carga y
cuando el sistema esui en periodos de bajo riesgo.
EI rnantenimiento de interruptores se efectua mas facilmente en las configuraciones de
couexion de interruptores y en las que tienen barra de transferencia, aunque se puede dejar
algiin medio de paso directo 0 by-pass al interrupter, ya sea permanente 0 temporal, por
medio de cambios en 101 conexion de los equipos 0 de los equipos a los barrajes, para el caso
de 101 barra sencilla 0 101 doble barra. La facilidad de mantenimiento en barras depende del
numcro de altemativas de conexion disponibles.
.
2.6.2.6.2 Facilidades para el mantenimiento
Una de las razones de las configuraciones de concxion de interruptores es 101 necesidad
de mantener el circuito en servicio aun durante mantenirniento, Sin embargo. puede resultar
una gran economia reducir el mimero total de interruptores, siempre y cuando ellos puedan
ser mantenidos 0 reparados nipidamente. Esto puede lograrse, ya sea teniendo el equipo de
manejo (gnias, etc.) rapidarnente disponible, 0 efectuando un disefio que permita una rapida
sustitucion de los interruptores por una unidad de repuesto disponible en el sitio. Lo anterior,
(tendencia europea referente 011 mantenirniento de subestaciones) implica tener personaf;
equipos de manejo y equipos de repuesto disponibles en los sitios de las subestaciones, 10
cual no es muy aplicable en nuestro medio por razones economicas y por 10 alejado, en
algunos casos, de las subestaciones con respecto a los centros urbanos.
Los sistemas modemos de supervision y diagnostico de los equipos de subestacion estan
produciendo el cambio de orientaci6n del mantenimiento en las compafiias de servicio a
cfcctuarlo no en forma periodica sino solamente basado en la condicion del equipo, 10 cual
scgurarncntc tracra 101 adopci6n de configuraciones mas simples Y, por consiguiente, mas
cconomicas.
2.6.2.6.3 Area disponible
La disponibilidad de un sitio puede ser el aspecto mas importante en el planeamicnto de
una nueva subestacion. Cuando el espacio es limitado es necesario imponer restricciones en
el disefio, 10 cual puede dar como resultado una subestacion con caracterfsdcas inferiores a
las requeridas por el sistema. Usualmente aquellas subestaciones que son simples en un
diagrama y utilizan menos cantidad de interruptores ocupan la rnenor area. Cuando las
rcstricciones del area, por ejemplo en areas urbanas 0 en terrenos rnontanosos, 0 su coste de
adccuacion son excesivos se debera seguir un disefio del tipo encapsulado en SF6 •
Efectuar una comparacion general del espacio requerido para las diferentes
disposiciones es diflcil, ya que se presentan en cada configuraci6n situaciones variadas tal
CONFlGUrv.CONES •
49
como se ilustra en el Capitulo 6, Disposicion Fisica de Subestaciones, Se pueden comparar
en primer lugar, los espacios requeridos por los diferentes arreglos fisicos de una misma
configuracion y, en segundo lugar, las areas necesarias para las diferentes configuraciones
utilizando una deterrninada disposicion fisica.
2,4TI-----------------~----~------_
Configuraciones
~
2,2
I
. Barraprincipal y de tran~terencia
II
- Doble barra
III . Doble barra mas by-pass
IV • Doble barra mis transferencia
V • lnterruptor y media
Indiee: , ,00 e 6 700 m'
2,0
1,8
..
,~
-8
i"
1.6/
I
I
I
I
~
~
J
~
1,2
I
,...­
1,0
I
I
I
I
I
I
O,B I
I
I
I
I
I
I
I
III
I
II
III
IV
Clasicamodificada
Clasiea
Conliguraciones
Figura 2.19 - Comparacion de areas alternativas para seis campos
A manera de ejemplo, las Figuras 2,19 y 2.20 ilustran los indices de area para diferentes
configuracioncs, con alternativas para subestaciones con seis y doce campos de conexion. En
cada una de estas figuras se consideran dos tipos de disposici6n fisica. La primera es la
clasica con dos filas de iruerruptores y una salida por campo para las configuraciones de
conexion de barras; para las configuraciones de conexion de interruptores tarnbien se utiliza
50 •
CAPtruLO
2
la disposici6n clasica y s610 se cornpara el interruptor y medio, ya que el anillo es
tecnicamente aceptable hasta seis campos y su area es identica a la del interrupter y medio.
La segunda disposicion fisica es la clasica modificada can una fila de intcrruptores y una
salida por campo para las configuraciones de conexion de barras; para el interrupter y medio
se rnantuvo la disposici6n clasica.
2,4 r - - - - - - -
.
Configuraciones
2,2
r-
I
- Barra principal y de transterencra
II
• Doble barra
'" • Doble barra mils by-pass
IV • Doble barra mils translerencia
V
-tnterruotor y medio
indice: 1,00 1C 1 244 mZ
2.0
1,8
.
"
....
on
-i
'0
1,6
r
II
'0
I
I
~
..5
1,4
.---
I-
1.2'"
~
r-
1,0
rr:
r-
.---
r-r-
0,8
III
IV
V
III
C/lisica
IV
Clilsica modificada
Configuraclones
Figura 2.20- Comparacion de areas altemativas para doce campos
V
!
Tabla 2.1- Facilidades de manlenimienlo de cada configuracion [Davenpor. Magidison y Yakub (1969)]
Configuracion
Efecto de manlenlmienlo en inlerruplor
Nonnal
BARRA SENCILLA
BARRA SENCILLA
SECCIONADA
BARRA PRINCIPAL Y
DE TRANSFERENCIA
DOBLEDARRA
Perdida de
circuilo
Perdida de
eireullo
Nada si eI
inlerruptor de
transferencia
esta disoonible
Perdida de
circuito
Falla en clrcullo
..----..
Perdida da lodos los circuhos
Perdida de la milad de los circuilos
Perdida de circuilo
La barra de Iranslerencia si
ia lalla es en eI circuilO en
Iranslerencia
__.e._._
En la lransferencla. perdida de
eireuilo. En ta principal. si no esla
seccionada se pierden lados los
circuitos
Se pierden lados los circunos
coneelados 0 ta barra con falla
DOBLE BARRA MAS
BARRA DE
TRANSFERENCfA
Nada sl el
inlerruptor de
Iransferencia
es" disponible
Perdida de circuilo ybarra de
transterencia
DOBLE BARRA
MAs
Nada sl, el
Inlerruplor de
acople esla
disponibla
Perdida de cireuilo. Si la falla
es en el eircuRo con el
interruptor en mantenimiento
S9 pierde 8se circuito con el
acaple y una de las barras
NlngUn eircuilo
sa piarda para
Pt!rdida de circuilo. Segundo
c1rcuilu puede quedar aislado
dependie"do dellugar de Ia
lana
P6rdida de circuilo
ANILLO
serompeel
INTERRUPTOR Y
MEOIO
DOBLE
INTERRUPTOR
anilla
Nada
Nada
Nonnal
Falla en circuilo
Perdida de lados los
-.-­
_..
Falla en barra
circuitos
mientras S9 conmutan a la barra
sana
BY-PASS
Efeclo de mantenimiento en barras
Falla en barra
P6rdida de elrcullo
r
En la Iranslerencia. pt!rdida de
cncuno. En una principal. se pierdan
tooos los elrcunos conectados a
esta mientras se conmutan a la
barra sana
Si no as ta barra que eSla siendo
utilizada comotrans'erencia 58
piarden lodos los eircuilos mienlras
S8conmutan a la barra sana la cua'
no puede ser utitlzada mas como
barra de transferencia
Perdida de Ia mitad
de los circunos
Se pierden lados los
circuitos si ta barra
principal no esla
seccionada
Nada. siempre y
cuando no se
sollrepase el nlvel
maximo de
cortociruilo
Nada. slempre y
euando no sa
soerepase el nivel
maximoda
cortoclrcuilo
Nada. slempre y
euando no se
sobrepasa el nivel
maximo de
cortocircuito
._a_
Se alsla un c1rcuilo si e1lnlerruplor
central asIa en manlenimienlo. Si la
falla es en la barra opuesta al
Inlerruplor en manlenlmiento.
I ouedan aislado. dos circuilos
Perdida de un circullo sl el
inlemJplor en manlenimlento es\a
advacenle a la barra con 18lalla
Perdida de clreulto
Perdida da eircuilo y
barra de transferencia si
la barra principal esta
seccionada
Perdida de circuilo
Perdida de lados los
eircuilos
Perdida de circuilo
Perdida de lodos los
eircuilos
_­
.
Perdida de uno
- .
0
dos
circuitos
Nada
Perdida de lados los
ctrcuitos
Perdida de circuilo
_.­
Nada
Pel'dida de todos los
eircultos
Perdida da lodos los
eircuilos
Perdida de eirculto
La subeslacl6n
queda divldida en
lJIUP<ls de doa
clrcullos
P6rdida de lados tos
c1rcullos
~
I•
c:
...
UI
W1
52 • CApITuLO 2
2.6.2.7
Costos
EI costo de una subestaci6n esta constituido por el coste original (costo de equipos, del
terreno y obras complementarias) mas el costo marginal, el cual puede resultar de la
inhabilidad de suministrar energia a los consumidores 0 la inhabilidad de hacer uso en la
forma mas eficiente de la capacidad disponible de generaci6n durante toda la vida uti! de la
instalaci6n. En la Figura 2.21 se presenta una grifica que comunmente se utiliza para
representar la relaci6n entre el costa de la subestaci6n y la confiabilidad expresada en el
tiempo transcurrido entre fallas.
i'
o
~o
AX
(MTBF)
eonfiabilidad
Po : Punlo da cosIo mU eeon6m1copara la conliabitidad dal sistema
Ax : Franja del cosIo usualmanle eausado por la lendencia
da minimizar eI costo
MTBF :Tiampo medio antra !allas al cual as lunci6n an cierlo modo delliampo medio anlre !allas
(AA.."
nm._
F_J
Figura 2.21 - Curva de costas como (unci6n de la conRabilidad
Cualquier decisi6n para adoptar un disei'io particular de configuraci6n en una
subestaci6n debe ser tornado con base en los requerirnientos tecnicos, previendo que, en 10
econ6mico, sea aceptable. Cualquier ahorro efectuado por el solo hecho de ahorrar en el
costa inicial se eneuentra usualmente que es contraproducente en un tiempo 0 en otro.
Un metodo simplificado para comparar eI costa de distintas configuraciones consiste en
asignar un valor de 1,0 a los interruptores y de 0,2, 0,25 Y0,3 a los seccionadores. Asl, por
ejernplo, si se quieren comparar para una subestaci6n de ocho circuitos a nivel 550 kV las
configuraciones de doble barra e interrupter y medio, se precede de la siguiente forma:
CoNFlGURAOONES.53
8 + 1 interruptores = 9
Doble barra:
24 + 2 seccionadores = 26
Valor comparativo = 9 +
26·(O~2)
=14,2
8 x 1,5 interruptores = 12
Interruptor y medio:
8 x 4 seccionadores = 32
Valor comparativo =12 + 32·(0,2) =18,4
Lo cual significa que la configuracion en interrupter y medio para una subestacion con
ocho circuitos a 550 kV es aproximadamente 29,6% mas costosa que la configuracion de
doble barra.
,."<"
Se debe tener en cuenta que para obtener alguna de las configuraciones en forma
practica es necesario utilizar seccionadores del tipo pantografo, los cuales, para los niveles
245 kV Y 123 kV, son generalmente un 25% mas costosos que los seccionadores de otros
tipos como el de apertura central 0 rotacion central.
La anterior metodologla tiene fines comparatives solamente. Para poder efectuar un
presupuesto detallado es necesario conocer, por un lado, el valor FOB puerto de embarque
del equipo, mas los costos de transporte, seguros e instalacion y, por el otro, los costos del
terreno, su adecuacion y las obras civiles necesarias. A rnanera de ejemplo se presenta la
Figura 2.22, donde se cornpara el costa FOB del equipo de algunas configuraciones en
funcion del mirnero de campos, calculado en forma muy detallada.
•n
4.0 I
7,
,,
,
I
I
VII
:;..r-~ IV
....
i
'v
I
I
I
,
,,
,
----------~----,-----~----r----~----,--
,
3.0 -,- - - - - . _. - -
I
,
a
~
2.0
<3
;"~;:
'.0
,,
,
,
,
,,
~-----------~-------------------------,
,
,
10
Numero de campos
1 • Barra uncllia
11 • Barra principal mas Iranslerencia
III- Doble ba-ra
"
'2
'3
14
V • Doble batra mas translerencia
VII • Interruplor y medIC
VII • Doble barra mas by-pBss m's acople
VI·Anmo
IX • Doble interrupter
IV • Doble barr. mas by·pass
Figura 2.22 - Grafico de comparacion de costos
--~-----------------------
54 •
CAPITULO 2
Cuando se caleula el costo de una subestacion encapsulada en SF6 se tiene que tener en
cuenta si la instalaci6n es del tipo intemperie 0 interior. Para el primer caso se tiene que el
equipo puede vaJer entre 5% y 10% por encima del equipo para instalaciones interiores.
Cuando se tiene equipo en interiores es necesario tener en cuenta el costo del edificio asi
como el costa de un puente-gnia indispensable para el montaje y mantenimiento de los
cquipos.
Establccer unos factores de comparaci6n entre el costa de subestacioncs convencionales
y encapsuladas en SF6 es dificil porque intervienen muchos aspectos particulares en cada
caso. Definitivamente, en subestaciones de AT cuando no existen mayores problemas para
disponer del area requerida para la subestacion, es mas economico construirlas del tipo
convencional; para subestaciones en EAT se pueden tener valores del mismo orden de
magnitud..
De algunos articulos tecnicos y catalogos de fabricantes de subestaciones encapsuladas
en SF6 , se pueden extractar grdficas comparativas con respecto al equipo convencional tales
como las incluidas en las Figuras 2.23 y 2.24.
r
--_._._.­
r _.- - _.­
150
"10 - Manlenimiento
t
150
I
"10
durante 30 alios
t
- Construcci6n
100
100
• Acero. puentegrua.
fundaciones, malla
• Conexi6n a tierra.
ingenierla. montaje
• Transporte. protecci6n,
control, auxiliares cable
50
50
- Equipo de alta lensi6n
GIS
Cony.
I
1
I
Cony.
- Planeacion del cliente
1
a) Subestaciones encapsuladas
y convencionales a 145 kV
10
I
GIS
I
I
I
b) Subestaciones encapsuladas
y convencionales a 525 kV
Figura 2.23 - Comparaci6n de costos (de inversion y mantenlmiento) en subestaciones
encapsuladas y convenclonales
10
CONAGURACIONES E
Convencional
55
Encapsulada
~
EQuipode alia tension.
~ reles de proteccion. etc.
~
o
Puesta en servicio
Acero. aisladores,
obras civiles, etc.
a) Distribuci6n de cosies en subestaciones tipo convencional y encapsulada
2.0
Relacion de
cosIo
GIS vs conv.
--­
-":"~.~>;-,>--
1.0
I
L .........
I
<:
_ I I
..... ......:~~I'/.~/"":'
....
A
i
------­
----=
100
200
300
400
500
B
C
800
_Tensi6nkV
A. Relecion de coslos equipo de AT encapsulada I convencional
B. Relacion de costos de inversion total encapsulada I convencional
C. Relacion de costos de inversion tolal mas costa de manlenimienlo
encapsulada I convencional
b) Influencia de la tension en la relacicn de costos en subestaciones tipo convencional y
encapsulada
Figura 2.24 - Comparacion de costos de encapsu/adas vs. convenc/ona/es
2.6.2.8
Otros aspectos
OtTOS aspectos que se deben tener en cuenta para la seleccion de la configuracion son los
siguientes:
i:rt
56. CAPfruLO 2
2.6.2.8.1 Influencia ambiental
La ceataminacion, ya sea salina 0 industrial. es eI aspecto ambiental que mas puede
influenciar en la seleccion de una configuracion, ya que cuando es severa trae como
consecuencia la necesidad de utilizar una configuracion que penn ita efectuar mantenimiento
en barras sin interrupcion del suministro de energia, aunque dicha configuracion no sea la
seleccionada despues de analizar los requerimientos del sistema.
2.6.2.8.2 Historia y tradicion
Aiin despues de las evaluaciones sobre los requerimientos del sistema y los estudios
estadisticos sobre confiabilidad, es dificil concluir cual es la configuracion ideal en una
subestaciOO en particular. En la mayoria de los casos la decisi6n final sobre la configuracion
que se debe utilizar estara tarnbien condicionada por la historia y tradicion de la compafua
duefia y de sus ingenieros de disefio y operaci6n 0, inclusive, por la influencia que puedan
tcncr 0 hayan tenido firmas de ingenieria de consulta en dicha compafiia. Introducir nuevas
tcndencias y filosofias sobre la seleccion de una configuracion es tarea dificil y a veces
imposible,
2.6.2.9 Tendencias actuales
Desde hace varios aiios se presenta a nivel internacional la tendencia de la liberaci6n 0
desregulacion de los sistemas electricos, creandose asi la competencia en la prestacion de los
servicios de generacion, transrnision y distribucion de energia electrica. Esto hace que los
agentes que participan en los diferentes negocios de prestacion de los diferentes servicios
deban organizar gastos, ya sea en la inversion inicial 0 durante la operacion y mantenimiento
de las instalacioncs.
Esta tendencia se reflejara en configuraciones de subestaciones mas simples y
econ6micas y en la utilizaci6n cada vez mas de sistemas expertos de supervision y
diagnostico para un mantenimiento basado solamente en la condicion de los equipos,
eliminando esto ultimo la necesidad. en ciertas subestaciones, de contar con los
seccionadores de paso directo 0 by-pass.
2.6.3
Metodologia de selecclon
La metodologia a seguir para determinar la configuracion de una subcstacion se pucdc
cstablecer como sigue:
Determinar el mirnero de modules 0 campos de conexion, definir si los circuitos son de
transmisi6n, generacion 0 transformacion y establecer su procedencia. Cabe anotar que
circuitos de inyecci6n provenientes de transfonnadores de tension superior, se pucdcn
considerar como circuitos de generaci6n; asimismo circuitos hacia una subestacion de
carga se pueden considerar como de transformacion.
De acuerdo con el numero de campos de transrnision, generacion
0 transformacion y
su importancia, identificar el tipo 0 funcion principal de la subestacion, Debe
teoerse en cuenta que cada subestacion por 10 general tiene una funcion secundaria; asi,
por ejemplo, una subestacion puede ser de generacion como tipo principal y tener una
funcion secundaria de transfonnaci6n.
COD
CONFlGURAClONES
r: 57
De acuerdo con el tipo principal de la subestacion, establecer sus necesidades de
flexibilidad, confiabilidad y seguridad. Ademas, determinar las necesidades derivadas
de su funcion secundaria.
Determinar las configuraciones que Ilenen los requisitos anteriores.
Evaluar costo, area requerida y confiabilidad de las configuraciones que lIenen los
requisitos exigidos.
Evaluar OltOS factores (mantenimiento, tradicion de la compafiia, contaminacion. nuevas
tendencias, etc.) y la influencia que puedan tener sobre las configuraciones que lIenan
los requisitos exigidos.
Con base en 10 anotado en los numerales anteriores, determinar la configuracion, eltipo
y el estado del desarrollo; asimismo, los cambios que puede tener dicho desarrollo con
ampliaciones futuras.
Capitulol3
COORDINACION DE AISLAMIENTO
3.1 INTRODUCCI6N
En este Capitulo se describen las bases para la seleccion de los niveles de aislamiento y
coordinacion de aislamientos de las subestaciones de alta y extra-alta tensi6n (Um ~ 52 kV)
de acuerdo con las recomendaciones de las siguientes publicaciones de la IEC:
lEC 60071-1 Terminos, definiciones, principios y reglas
IEC 60071-2
Guia de aplicaci6n
IEC 60694
Clausulas comunes para los equipos de alta tensi6n.
3.2 DEFINICIONES
Los siguientes son los terminos y definiciones mas utilizados en este Capitulo
[lEC 60071-1 (1993)].
Aislamiento externo: son las distancias en el aire y las superficies en contacto con aire
del aislamiento s61ido del equipo, que estan sujetas a los esfuerzos dielectricos y a los efectos
atrnosfericos y otras condiciones cxternas, tales como contaminaci6n, humedad, etc,
Aislamiento interno: son las partes intemas s6lidas, liquidas 0 gaseosas del aislamiento
del equipo, las cuales estan protegidas de los efectos atmosfericos y otras condiciones
extemas.
Aislamiento auto-regenerativo: el aislamiento que recobra completamente sus
propiedades de aislamiento despues de una descarga disruptiva,
Aislamiento no auto-regenerativo: el aislamiento que pierde sus propiedades de
aislamiento, 0 no las recobra completamente, despues de una descarga disruptiva.
Clasificaci6n de tensiones y sobretensiones: de acuerdo con su forma y duraci6n. las
tensiones y sobretensiones se dividen en las siguientes c1ases:
Tensi6n continua (a frecuencia industrial): tensi6n a frecuencia industrial, que se
considera que tiene un valor r.m.s constante, continuamente aplicado a cualquier par
de terminales de una configuracion de aislamiento.
Sobretensi6n temporal:
relativamente larga.
sobretensi6n
a frecuencia industrial
de
duraci6n
)~.
,
60 •
CApfruLO
3
Sobretensien transitoria: sobretensi6n de corta duraci6n de unos pocos
milisegundos 0 rnenos, oscilatoria 0 no oscilatoria, por 10 general altamente
amortiguada. Las sobretensiones transitorias son divididas en:
Sobretensi6n de frente lento: sobretensi6n transitoria, usualmente unidireccional,
con tiempo de pico 20 us < Tp ~ 5000 j.l.S, y duraci6n de cola Tz ~ 20 us.
Sobretensi6n de frente rapido: sobretension transitoria, usualmente
unidireccional, con tiempo de pica 0,1 us <T, ~ 20 us, y duraci6n de cola
t, s 300 us.
Sobretensi6n de frente muy rapido: sobretensi6n transitoria, usualmente
unidireccional, con tiempo de pico TF ~ 0,1 115, duraci6n total < 3 us, y con
oscilaciones superimpuestas a frecuencia 30 kHz </< 100 MHz.
Sobretension combinada (temporal, frente lento, frente rapido, frente muy
nipido): consistcnte de dos componentes de tensi6n aplicadas simultanearnente
entre cada par de terminales de fase de un aislarniento fase-fase (0 longitudinal)
y tierra. Esta sobretensi6n esta clasificada por la componente con el valor pica
mas alto.
Condiciones atmosferfcas normalizadas: condiciones de referencia normalizadas, son:
Ta(J
==
20°C
Presion
bo
==
101,3 kPa (I 013 mbar)
Humedad absoluta
ha(J ==
Temperatura
II g/rn-,
Configuraclen de aislamiento: la configuraci6n geornetrica com pieta consistente del
aislamiento y de todos los terminales. Esto incluye todos los elementos (aislados y
conductores) los cuales tienen influencia en su comportamiento dielectrico. Se identifican las
siguientes configuraciones de aislamiento:
Trif:isicos: consiste en tees terminales de fasc, un terminal de neutro y un terminal
de tierra.
Fase-tierra: es una configuraci6n de aislamiento trifasico en la cual dos terminales
de fase no se tienen en cuenta y, excepto en casas particulares, el terminal de neutro
es atcrrizado.
Fase-fase: es una configuraci6n de aislamiento trifasica donde un terminal de fase
no se considera. En casos particulares, los terminales de neutro y tierra tampoco se
consideran.
Longitudinal: teniendo dos terminales de fase y un terminal de tierra. Los
terminales de fase pertenecen a la misma fase de un sistema trifasico temporal mente
separado en dos partes energizadas independientemente (equipos de maniobra
abiertos). Los cuatro terminales pertenecientes a las otras dos fases no se consideran
o se encuentran aterrizados. En casos particulares uno de los dos terminales de fase
es considerado aterrizado.
Coordiaaclen de aislamiento: es la selecci6n de la rigidez dielectrica de un equipo en
relaci6n con las tensiones que pueden aparecer en el sistema en el cual el equipo operara
tomando en cuenta las condiciones de servicio y las caracteristicas de los equipos de
protecci6n contra sobretensiones disponibles.
COOROINACJON DE AlSLAMIENTO Ii 61
Criterio de desempeflo: es la base sobre la cual se selecciona el aislamiento para
reducir a un nivel econ6mico y operativamente aceptable la probabilidad de que los
esfuerzos dielectricos resultantes impuestos a los equipos causen dafio al aislamiento del
equipo 0 afecten la continuidad de servicio. Este criterio se expresa usualmente en terrninos
de una rata de fallas aceptable (mimero de fallas por afio, anos entre fallas, riesgo de falla,
etc.) de la configuraci6n del aislamiento.
Ensayos de tension de soportabilidad normalizados: es un ensayo dielectrico
realizado bajo condiciones especificadas para probar que el aislamiento cumple con la
tension de soportabilidad normalizada, que comprende:
Ensayos de corta duraci6n a frecuencia industrial
Ensayos con impulso de maniobra
Ensayos con impulso atmosferico
Ensayos de tension combinada.
.,;<:......""•.
Factor de coordinacien, K c: es el factor con el cual se debera multiplicar la
sobretension representativa para obtener el valor de la tension de coordinacion soportada.
Factor de conversion del ensayo, K,: es el factor aplicado a la tension de soportabilidad
requerida, en el caso en el que la tension de soportabilidad normalizada se selecciona con
una forma de onda diferente, para obtener el limite inferior de la tension de soportabilidad
nonnalizada que puede ser asumido para probar el aislamiento.
Factor de correcclon atmosferico, K.: es el factor que debe ser aplicado a la tension de
coordinacion soportada para tener en cuenta la diferencia entre las condiciones atmosfericas
promedias en servicio y las condiciones atmosfericas nonnalizadas. Este aplica a aislamiento
extemo iinicamente.
Factor de falla a tierra: en un punto dado de un sistema trifasico, ypara una
configuracion dada. la relacion entre el valor r.rn.s mas alto de la tension fase-tierra a
frecuencia industrial en una fase sana durante una falla a tierra que afecta un",,"Jfases en
cualquier punto del sistema y la tension a frecuencia industrial fase-tierra obtenida en el
punto dado en la ausencia de cualquier falla.
Factor de seguridad, K I : es el' factor total que debe ser aplicado a la tensi6n de
coordinacion soponada, despues de la aplicacion del factor de correccion atmosferico (si se
requiere), para obtener la tension de soportabilidad requerida, para tener en cuenta todas las
otras difercncias entre las condiciones en servicio y las del ensayo de soportabilidad
normalizado.
Flameo inverse: descarga que parte del cable de guarda hacia alguna de las fases,
debida generalmente a una descarga atrnosferica.
Formas de tension normalizadas: las siguientes fonnas de tension estan nonnalizadas:
Tension normalizada de corta duracion a frecuencia industrial: tension senoidal con
frecuencia entre 48 Hz y 62 Hz, y duracion de 60 s.
Impulso de maniobra norrnalizado: impulso de tension que tiene un tiempo de pico
de 250 us y un tiempo de mitad de onda de 2500 us.
Irnpulso atmosferico nonnalizado: impulso de tension que tiene un tiempo de frente
de 1,2 us y un tiempo de mitad de onda de 50 us,
62 •
CAPITULO 3
Impulso de maniobra combinado normalizado: impulso de tension combinado que
tiene dos componentes de igual valor pico y polaridad opuesta. EI componente
positive es un impulso de maniobra normalizado y el negativo es un impulso de
maniobra con valores de tiempo de pica y de mitad de onda que nodeben ser
menores que los del impulso positivo. Ambos impulsos deberan lograr su valor pica
en el mismo instante. EI valor pico de la tension combinada es, por 10 tanto, la suma
de los valores picos de los componentes.
Mecanismos de limltaclen de sobretensiones: son los mecanismos que limitan los
valorcs picos 0 la duracion de las sobretensiones 0 ambos. Se clasifican como equipos
preventivos (por ejemplo, una resistencia de pre-encendido) 0 como equipos de proteccion
(por ejemplo, un pararrayos).
Nivel de aislamiento asignado: es el conjunto de tensiones de soportabilidad
normalizadas las cuales caracterizan la rigidez dielectrica del aislamiento.
Nivel de aislamiento normalizado: es el nivel de aislamiento asignado, cuyas tensiones
de soportabilidad normalizadas, estan asociadas a U"" como se recomienda en las Tablas 3.1
y 3.2.
Nivel de protection at impulso atmosferteo (0 maniobra): es el valor pica de la
tension maxima pennisible en los tenninales de un equipo de proteccion sujeto a impulsos
atmosfericos 0 de maniobra, bajo condiciones especificas.
Tension asignada del sistema: un valor adecuado de tension asumido para designar
identificar un sistema.
0
Tension de coordination soportada, Ucw: para cada clase de tension, es el valor de la
tension soportada de 1aconfiguracion de aislamiento que cumple el criterio de desempei'io en
condiciones reales de servicio.
Tension de soportabilidad: es el valor de la tension de prueba a ser aplicado bajo
condiciones especlficas en una prueba de soportabilidad, durante la cual se tolera un numero
cspccifico de descargas disruptivas. La tension de soportabilidad se define como:
Tension de soportabilidad asumida conventional: cuando el mimero de
descargas disruptivas toleradas es cero. Esto corresponde a una probabilidad de
soportabilidad Pw= I 00%.
Tension de soportabilidad estadistica: cuando el numero de descargas disruptivas
toleradas esta relacionada con una probabilidad de soportabilidad especificada. De
acuerdo con la norma lEe 60071, la probabilidad especificada es Pw=90%.
Tension maxima del sistema, U,: es la maxima tension de operacion que se puede
presentar durante operacion normal en cualquier mornento y en cualquier punto del sistema.
Tension mas alta para el equipo, U.. : el valor eficaz (r.m.s.) mas alto de la tension
fase-fase para la cual el equipo est! disei'iado con respecto a su aislamiento, asi como para
otras caracteristicas que se relacionan con esta tension en las especificaciones de los equipos.
Terminales de la conflguracien del aislamiento: cualquiera de los electrodos que
estan sometidos a un esfuerzo del aislamiento, Los·tipos de terminales son:
Terminal de Case, entre este y el neutro es aplicada la tension fase-neutro del
sistema.
COOROINACJ6N DE AISlAMIENTO :;
63
Terminal de neutro, representa 0 esta conectado al punto de neutro del sistema
(terminal de neutro de transformadores, etc.).
Terminal de tierra, siempre solidarnente conectado a la tierra (tanque de
transformadores, base de seccionadores, estructuras de torres, etc.),
Sistema aterrizado por impedancia: un sistema donde todos los punt os de neutro estan
atenizados por medio de impedancias que limitan las conientes de falla a tierra.
Sistema de neutro aislado: un sistema donde el punto de neutro no es conectado a
tierra intencionalrnente, excepto para conexiones de alta irnpedancia con propositos de
medida 0 proteccion,
Sistema de tierra resonante: un sistema en el cual uno 0 mas puntos de neutro son
conectados a tierra a traves de reactancias, las cuales aproximadamente compensan el
componente capacitivo de una coniente de falla monofasica a tierra.
Sistema selldamente aterrizado: un sistema donde todos los puntos de neutro estan
atenizados directamente.
Sobretensien: cualquier tension entre un conductor de fase y tierra 0 entre conductores
de fase cuyo valor pico exceda el correspondiente valor pica de la tension mas alta del
equipo.
Sobretensiones representativas, Urp: sobretensiones asumidas que producen el mismo
efecto dielectrico en el aislamiento que las sobretensiones de una cJase dada ocunidas en
servicio y debidas a diferentes origenes. Son tensiones con la forma de onda normaJizada
para cada cJase y pueden ser definidas por un valor 0 un conjunto de valores 0 una
distribuci6n de frecuencias de valores que caracteriza las condiciones de servicio.
Tension de soportabilidad requerida, U",,: tension de prueba que el aisJamiento debera
soportar en un ensayo de soportabilidad normaJizado para asegurar que el aislamiento
curnplira el criterio de desempeiio cuando esta sometido a una clase de sobretensiones dada
en condiciones reales de servicio y para todo el tiempo de servicio. La tension requerida de
soportabilidad tiene la forma de la tension de coordinacion soportada, y esta especificada con
referencia a todas las condiciones del ensayo de soportabilidad normalizado seleccionado
para verificarla.
Tension de soportabilidad normalizada, U.,: valor normalizado de la tension de
prueba aplicada en un ensayo de soportabilidad normalizado. Este es el valor asignado del
aislamiento y prueba que el aislamiento cumple con una 0 mas tensiones de soportabilidad
requeridas.
3.3 SOBRETENSIONES
3.3.1
Tipos de sobretensiones
La norma lEe 60071-1 clasifica los esfuerzos a los cuales seran sornetidos los equipos
por parametros apropiados tales como la duracion de las tensiones a frecuencia industrial 0 la
forma de onda de una sobretension, en funcion de su efecto sobre el aislamiento 0 sobre el
equipo de proteccion. Estos esfuerzos, c1asificados de esta manera, tienen diferentes origenes
(Figura 3.1).
. ~f,;;~
Baja frecuencla
Clase
Formas de la tension
Forma de onda
normalizada
".
Frente muy rapldo
Continua
Temporal
Frente lento
Frente rapldo
MN3
~
:~
'r+
f= 50 Hz 0 60 Hz
10Hz < f < 500 Hz
5 000 liS ~ T, > 20 liS
20 lis ~ T, > 0,1 lis
T,~3600s
3 600 S ~ T, ~ 0,03 S
TzS20 lis
T, S 300 us
0,3 MHz <f, < 100 MHz
30 kHz <j, < 300 kHz
T,S 3 lis
T, = 1,2 lis
.
T1
Rango de las lormas de
Ia tensi6n
CII
Transltorlo
. f= 50 Hz 6 60 Hz
T, •
Tl
48 Hz <f< 62 Hz
T,= 60 S
Prueba de
soportabilidad
normalizada
Prueba de corta
duracion a frecuencia
industrial
0.9
O.~
Il____ .
Tz
r, = 250 lis
r, = 2 500 lis
Prueba con impulso de
maniobra
j
0.5 1
~
..~~---.J,----J
lOOns~TI>3ns
T, = 50 lis
Prueba con impulso
atrnosterico
• A ser especificado para cada equipo en particular.
Figura 3.1 - C/ases y formas de tens/ones y sobretens/ones
.
•
~
5
w
COOIlDINAClON DEAlSLAMIENTO l'
65
Tensiones continuas (frecuencia industrial): originadas por la operaci6n del sistema en
condiciones nonnales.
Sobretensiones temporales: pueden originarse por fallas, maniobras tales como rechazo
de carga, condiciones de resonancia, no linealidades (ferrorresonancias) 0 por la
combinacion de estas,
Sobretensiones de frente lento: pueden originarse por fallas, maniobras
atrnosfericas directassobre los conductores de las lineas aereas,
Sobretensiones de frente
atrnosfericas 0 fallas.
rapido:
pueden
originarse por
0
por descargas
maniobras, descargas
Sobretensiones de frente muy rapido: pueden originarse por fallas
subestaciones aisladas en gas.
0
maniobras en
Sobretensiones combinadas: pueden tener algun origen de los mencionados
anterionnente. Ocurren entre las fases del sistema (fase-fase) 0 en la misma fase entre
partes separadas del sistema (longitudinal).
3.3.2
Tensiones continuas (frecuencia industrial)
Bajo condiciones de operacion normal, la tension a frecuencia industrial puede variar en
el tiempo y ser diferente de un punto a otro del sistema. Sin embargo, para propositos de
disefio y coordinacion de aislamiento, la tension representativa a frecuencia industrial sed
considerada como con stante e igual a la tension maxima del sistema. En la practica, para
sistemas con tension basta de 72.5 kv, la tension maxima del sistema. V" puede ser
sustancialrnente menor que la tension maxima del equipo, U», mientras que para tensiones
rnayores, ambos valores tienden a ser iguales.
3.3.3
Sobretensiones temporales
Las sobretensiones ternporales son caracterizadns por su amplitud, su forma.de onda y su
duracion. Todos los panimctros dependen del origen de las sobretensiones y sus amplitudes y
sus formas de onda pueden carnbiar inclusive. mientras exista la sobretension,
Para propositos de la coordinacicn de aislamiento, se considera que la sobretension
temporal represenrativa tiene la forma de la tension normalizada a frecuencia industrial
de coria duraci6n (I min). Su amplitud puede ser definida por un valor (el maximo
asumido), un grupo de val ores pica 0 una distribucion estadistica cornpleta de valores
pico. La amplitud seleccionada para la sobretension temporal representativa debe tener
en cuenta:
La amplitud y duracion de la sobretension real en servicio
La caracteristica amplitud/duracion de la soportabilidad a la frecuencia industrial del
aislamiento considerado.
Si la ultima caracteristica no es conocida, a rnanera de sirnplificacion puede tomarse la
amplitud igual a la sobretensi6n maxima real con una duraci6n menor de 1 min en servicio, y
la duracion puede tornarse como 1 min.
66 •
CAPITulO
3
En casos particulares, puede adoptarse un procedimiento de coordinacion estadistico
describiendo la sobretensi6n temporal representativa por una distribuci6n de frecuencias
amplitud/duraci6n de sobretensiones temporales esperadas en servicio.
3.3.3.1
Fallas a tierra
Una falla fase a tierra puede producir sobretensiones fase a tierra que afectan las fases
sanas, Las sobretensiones ternporales entre fases 0 a traves de aislamientos longitudinales
normal mente no aparecen, La forma de la sobretension es la de una tension a frecuencia
industrial.
La amplitud de las sobretensiones depende del nivel de puesta a tierra del neutro del
sistema y de [a localizacion de la falla, En sistemas con conflguracion normal. la amplitud de
la sobretensi6n representativa se debe asumir igual a su valor maximo. En sistemas con
configuraci6n no normal, como por ejemplo, parte de un sistema con neutro aislado en un
sistema con neutro normalmente aterrizado, debe ser analizado separudarnente, teniendo en
cuenta la probabilidad de ocurrencia de estas configuraciones, sirnultaneamente con fallas a
tierra.
La duracion de la sobretensi6n corresponde a la duracion de la falla (basta el despeje de
la falla). En sistemas con neutro aterrizado generalmente este tiempo es menor a I s. En
sistemas con puesta a tierra resonante con despeje de falla el tiempo es menor que 10 s. En
sistemas sin despeje de falla a tierra, la duraci6n puede ser de varias horas. En tales casos, es
necesario definir la tension continua a frecuencia industrial como el valor de la sobretension
temporal durante la falla a tierra.
3.3.3.2 Rechazo de carga
Las sobretensiones ternporales de fase a tierra y longitudinales debidas a rechazo de
carga dependen de la carga rechazada, de la disposicion del sistema despues de la
desconexion yde las caracteristicas de las fuentes (nivel de cortocircuito en la subestacion,
velocidad y regulaci6n de tensi6n de los generadores, etc.).
EI aumento en las tres tensiones fase a tierra es identico y, por tanto. aparecen las
mismas sobretensiones relativas fase-tierra y fase-fase. Este aurnento puede ser
especial mente irnportante en el caso de rechazo de carga en el extreme remoto de una linea
larga (decto Ferranti) y puede afectar principal mente los equipos de la subestacion
conectados en ellado de la fuente en el extreme remoto del interruptor abierto.
Las sobretensiones ternporales longitudinales dependen de la diferencia entre los
angulos de fase despues de la separacion de las redes, el peor caso seria la oposicion de
fase.
En el analisis de sobretensiones ternporales, se recomienda que se tengan en cuenta las
siguientes recornendaciones (donde la tension de referencia 1.0 p.u. es igual a ,fi Us / fj ):
En caso de un rechazo de carga total en sistemas moderadamente grandes las
sobretensiones fase a tierra son usualmente menores de 1,2 p.u. La duraci6n de la
sobretension depende de la operacion del equipo de control de tension y puede
permanecer por varios minutos.
En sistemas grandes, despues de un rechazo de carga total, las sobretensiones de fase a
tierra pueden alcanzar 1,5 p.u. 0 aiin mas cuando hay efecto Ferranti 0 resonancias. Su
duracion puede ser del orden de varios segundos.
COORDINA06N DE A1SlAMIENTO i:.
67
Si en el lado rechazado hay solo cargas estaticas, la sobretension temporal longitudinal
normalmente es igual a la sobretensi6n fase a tierra. En sistemas con motores 0
generadores en el lado del rechazo, una separacion en la red puede ocasionar una
sobretensi6n temporal longitudinal compuesta de dos sobretensiones fase a tierra en
oposicion de fase, cuya amplitud maxima es norrnalmente menor a 2,5 p.u. (pueden
encontrarse valores mas grandes para casos excepcionales tales como en sistemas de alta
tension bastante extensos).
3.3.3.3 Resonancla y ferrorresonancia
Las sobretensiones temporales debidas a estas causas surgen generalmente cuando se
energizan circuitos con elementos muy capacitivos (lineas, cables, compensaciones serie) y
elementos inductivos (transformadores, reactores en derivacion) teniendo caracteristicas de
magnetizaci6n no lineales, 0 como resultado de un rechazo de carga.
Las sobretensiones temporales debidas al fenomeno de resonancia alcanzan valores
extremadamente altos, los cuales deben ser prevenidos 0 limitados. Por esto mismo, no
deben ser considerados como base para la selecci6n de la tensi6n asignada de los pararrayos
o para el disefio del aislamiento a no ser que las medidas remediales no sean suficientes.
3.3.3.4 Sobretens.iones longitudinales durante sincronizaci6n
Las sobretensiones temporales longitudinales representativas son obtenidas a partir de la
sobretension esperada en servicio, la cual tiene una amplitud igual ados veces la tension de
servicio fase-tierra y una duracion de varios segundos a algunos minutos.
Adernas, cuando la sincronizacion es frecuente, se debe considerar la probabilidad de
ocurrencia de una falla a tierra y su sobretension consecuente. En tales casos, la amplitud de
la sobretension representative es la suma de la sobretension maxima asumida por falla a
tierra en un terminal y la tensi6n continua de operacion en oposici6n de fase en eJ otro
terminal.
3.3.3.5 Combinaciones de sobretensiones temporales
Las sobretensiones ternporales de diferentes origenes se deben analizar suponiendo su
probabilidad de ocurrencia sirnuluinea, Tales combinaciones pueden Jlevar a espccificaciones
mas altas para los pararrayos y consecuentemente a niveles de proreccion y de aislamiento
mas altos; esto es tecnica y economicarnente justificable solo si la probabilidad de ocurrencia
simultanea es 10suficientemente alta.
3.3.4
Sobretensiones de frente lento
Las sobretensiones de frente lento tienen frentes de duracion desde algunas decenas de
rnicrosegundos hasta miles de microsegundos y duraciones de cola del rnismo orden y son
oscilatorias por naturaleza. Elias son ocasionadas generalmente por:
Energizaci6n y recierres de linea
Fallas y despejes de fallas
Rechazo de carga
Interrupci6n de corrientes capacitivas
0
inductivas
~"I
68 • OIPtruLO 3
Descargas atmosfericas distantes sobre un conductor de una linea aerea.
El esfueczo de tension representative esta cacacterizado por:
Una forma de onda de tension representativa
Una amplitud representativa la cual puede ser una sobretension maxima asumida
distribuei6n probabilistica de las amplitudes de sobretension.
0
una
La forma de onda de tension representativa es la nonnalizada al impulso de maniobra
(tiempo de pico 250 us, y tiempo a la mitad de la cola 2500 us). La arnplitud representativa
es la arnplitud de la sobretension considerada independientemente de su tiempo de pico real.
Sin embargo, en algunos sistemas en el rango II, pueden producirse algunas sobretensiones
coo fcentes de onda muy largos y la amplitud representativa puede ser considerada teniendo
en cuenta la influencia de la duracion del frente sobre la resistencia dielectrica del
aislamiento.
La distribucion probabilistica de las sobretensiones sin la operacion de pararrayos se
caracteriza por el valor del 2%, su desviacion y su valor de truncamiento. Aunque no es
perfectamente valido, la distribucion de probabilidad puede ser aproxirnada por una
distribucion Gaussiana entre el valor del 50% y el valor de truncamiento encima del cual se
asume que no existen valores. Altemativamcntc, se puede usar una distribucion Weibull
modificada.
EI valor asumido maximo de la sobretension representativa es igual al valor de
truncamiento de las sobretensiones 0 igual al nivel de proteccion al impulso de maniobra del
pararrayos, cualquiera sea el valor mas bajo.
3.3.4.1
Sobretensiones debidas a energizaci6n y recierres de lineas
EI recierre 0 la cncrgizacion trifasica de una linea produce sobretensiones de maniobra
en las tees fases de la linea. Por 10 tanto, cada operacion de maniobra produce tres
sobretensiones fases-tierra y, correspondientemente, tres sobretensiones fase-fase.
En la evaluacion de las sobretensiones para aplicaciones practicas, se han realizado
muchas simplificaciones. Con respecto al rnirnero de sobretensiones por operacion de
maniobra, se utilizan dos metodos:
Metodo del valor pico por fase: para cada operacion de maniobra se incluye en la
distribucion de probabilidad de sobretensiones, el valor pica mas alto de la sobretension
entre cada fase y la tierra 0 entre cada combinacion de fases, 0 sea que cada operacion
eontribuye con tres valores picos a la distribucion de probabilidad representativa de
sobretensiones. Se asume entonces que esta distribucion es igual para cada uno de los
tres aislamientos involucrados en cada tipo de aislamiento, fuse-tierra, fase-fase 0
longitudinal.
Metodo del valor pico por caso: para cada operacion de maniobra se incluye en la
distribucion de probabilidad de sobretensiones el valor pico mas alto de las
sobretensiones entre las tees fases y la tierra 0 entre las tees fases, 0 sea que cada
operacion contribuye con un valor a la distribucion representativa de sobretensiones.
Esta distribucion es entonces aplicable a un aislamiento en cada tipo.
Las amplitudes de las sobretensiones debidas a la energizacion de la linea dependen de
muchos valores incluyendo tipo de interrupter (resistencia de pre-insercion 0 no), naturaleza
y potencia de corto circuito de la barra de la cual se esta energizando la linea, la naturaleza
COORoINACIcIN DE A15lAMIENTO •
69
de la compensaci6n usada y la longitud de la linea energizada, tipo de la terminacion de la
Ifnea (abierta, transformador, pararrayos), etc.
Los recierres trifasicos pueden generar altas sobretensiones de frente lento debido a
cargas atrapadas en la linea recerrada. En el tiempo de recierre, la amplitud de la
sobretension que permanece en la linea (debido a la carga atrapada) puede ser tan alta como
el pica de la sobretension pico. La descarga de la carga atrapada depende del equipo que
permanece conectado a la linea. de la conductividad de la superficie del aislador, 0 de las
condiciones de corona del conductor y del tiempo de recierre.
En sistemas norrnales el recierre monofasico no genera sobretensiones mas altas que las
de energizacion, Sin embargo, para lineas en las cuales el efecto Ferranti puede ser
significativo, el recierre monofasico puede ocasionar sobretensiones mas altas que en la
energizacion trifasica.
La correcta distribucion de probabilidades de las amplitudes de las sobretensiones puede
ser obtenida unicamente de una cuidadosa simulacion de las operaciones de maniobra por
medio de computadores digitaJes, analizadores transitorios, etc. Todas las consideraciones
relacionadas con las sobretensiones son en el extremo abierto de la linea (extremo que
recibe). Lassobretensiones en el extremo que envia pueden ser sustancialmente mas
pequefias que las del extremo abierto,
3.3.4.2 Sobretenslones por fallas y despeje de fallas
Las sobretensiones de frente lento son generadas en el inicio y en el despeje de una falIa
por el cambio de la tension de operacion a sobretension temporal en las fases sanas y el
retorno de un valor cercano a cero de la tension de operacion en la fase falIada. Ambos
origenes causan unicarnente sobretensiones entre fase y tierra. Las sobretensiones entre fases
pueden ser despreciadas. Estirnaciones conservativas para el valor maximo asumido de la
sobretension representativa Vrr se describen a continuacion:
Iniciacion de falIa
Vel =
Despeje de falIa
Vel =
(2k -I)U..
..fj J2 . kV cresta
2,OV s J2 . kV cresta
..fj'
Donde:
k:
factor de falla a tierra.
En el rango I, las sobretensiones causadas por fallas a tierra deberan ser considcradas
para sistemas con neutros de transformadores aislados 0 con tierra resonante en los cuales el
factor de falla a tierra es aproximadamente igual a ..fj . Para estos sistemas la coordinacion
de aislamiento puede estar basada en la sobretension maxima asumida y no es necesario
considerar la probabilidad de ocurrencia de amplitudes de sobretension.
En el rango II. cuando las sobretensiones debidas a la energizacion de la Ifnea 0 re­
energizaci6n son limitadas a valores par debajo de 2 p.u., las sobretensiones de despeje de
falla y falla requieren un cuidadoso exarnen si elIas no son limitadas aJ mismo valor.
70 • CAPtruLO 3
3.3.4.3 Sobretensiones debidas a rechazo de carga
Las sobretensiones de frente lento debidas a rechazo de carga solo tienen irnportancia en
sistemas de rango II en los cuales las sobretensiones de energizaci6n y re-energizacion son
lirnitadas a valores por debajo de 2 p.u. En estos casos, deben ser exarninadas, especial mente
cuando involucran transformadores de generaci6n 0 lineas de transmision largas,
3.3.4.4 Sobretensiones debidas a manlobras de corrlentes inductivas y capacitivas
La maniobra de corrientes inductivas 0 capacitivas puede dar lugar a sobretensiones, las
cualcs pueden requerir atencion. En particular, se deben anaJizar las siguientes maniobras de
operucion:
Interrupcion de la corriente de arranque de motores.
Interrupcion de corrientes inductivas, por ejemplo cuando se interrumpe la corriente de
rnagnetizacion de un transformador 0 cuando se desconecta un reactor.
Maniobra y operacion de homos de arco y sus transforrnadores, los cuales pueden llevar
a cortes de corriente.
Maniobra de cables sin carga y de bancos de capacitores.
Interrupcion de corrientes por fusibles de alta tension.
Los re-encendidos de interruptores debidos a la extincion de corrientes capacitivas
(desconexion de lfneas sin carga, cables 0 buncos de capacitores) pueden generar
sobretensiones peligrosas y se deben usar interruptores libres de re-encendido, Ademas,
cuando se energizan bancos de capacitores, en particular bancos no puestos a tierra, se
debeni tener cuidado de valorar las sobretensiones fuse-fuse.
3.3.4.5 Sobretensiones por descargas atmosfericas de frente lento
En sistemas con lineas largas (mas largas de 100 km), las sobretensiones atmosfericas de
frente lento son originadas por descargas atrnosfericas directas sobre los conductores de fase,
cuando la corriente del rayo es tan baja que no causa flameo en el aislamiento de la linea y
cuando la descarga ocurre a una distancia suficiente para producir un frente lento.
Como las corrientes de descarga atmosferica tienen tiempos de mitad de onda que
rararnente exceden los 200 us, no ocurren sobretensiones con gran amplitud y tiempos de
cresta criticos para eJ aislarniento. Por 10 anterior, las sobretensiones atmosfericas de frente
lento son de menor irnportancia para la coordinacion de aislamiento norrnalmente y son
despreciadas.
3.3.5
Sobretensiones de frente rapido
3.3.5.1
Sobretensiones por descargas atmosfericas sobre Iineas aereas
Las sobretensiones atmosfericas son causadas por descargas directas en los conductores
de fase 0 por flarneos inversos, 0 son inducidas por descargas atmosfericas a tierra cerca de
la linea. Las sobretensiones atrnosfericas inducidas, generalmente causan sobretensiones por
debajo de 400 kY en la linea aerea y son, por 10 tanto, de importancia unicamente para
sistemas con tensi6n mas baja, Debido a la alta soportabilidad del aislamiento, los flameos
COORoINAocSN DE A15lAHlfNTO •
71
inversos son menos probables en Tango II que en rango I y son raros en sistemas de 500 kV Y
mas.
La forma de tensi6n representativa de la sobretensi6n atrnosferica es el impulso
atrnosferico estandar (1,2150 I1s). La amplitud representativa es dada, ya sea por un maximo
asumido 0 por una distribuci6n probabilistica de valores pica usual mente expresada como el
valor pico en funci6n de la tasa de retorno de la sobretensi6n.
3.3.5.2 Sobretensiones por descargas atmosfericas sobre las subestaciones
Las sobretensiones atmosfericas en subestaciones y sus valores de ocurrencia dependen
de:
EI desempefio ante descargas atrnosfericas de las lineas aereas conectadas a la
subestaci6n.
La disposiei6n de la subestaci6n, dimensiones fisicas y en particular el mimero de lineas
conectadas a esta.
EI valor instantaneo de la tensi6n de operaci6n (en el momenta de la descarga).
La severidad de las sobretensiones atmosfericas para los equipos de la subestaci6n
esta determinada por la combinaci6n de los tres factores anteriores y se requieren varias
etapas para asegurar una adecuada protecci6n. Las amplitudes de las sobretensiones (sin
limitaci6n de pararrayos) son usual mente muy altas para basar la coordinaci6n de
aislamiento en estos valores. En algunos casos, sin embargo, en particular con cables que
se conectan a las subestaciones, la autoprotecci6n provista por la baja impedancia de los
cables puede reducir las amplitudes de las sobretensiones atrnosfericas a valores
suficientemente bajos.
Para los aislamientos fase-fase y longitudinal, debe considerarse el valor instantanco de
tensi6n a frecuencia industrial en los terminales opuestos. Para el aislamiento fase-fase se
puede asumir que los efectos de la tensi6n a frecuencia industrial y el acoplamiento entre
conductores en Iineas aereas se cancel an y el terminal opuesto puede considerarse como
aterrizado. Para el aislamiento longitudinal, sin embargo, tales efectos de cancclacion no
existen y la tensi6n a frecuencia industrial debe ser tenida en cuenta.
3.3.5.3 Sobretensiones debidas a operaciones de maniobra y fallas
Las sobretensiones de maniobra de frente rapido ocurren cuando los equipos se conectan
o desconectan del sistema por medio de conexiones cortas principalmente dentro de las
subestaciones. Las sobretensiones de frente rapido tarnbien pueden ocurrir cuando flarnean
los aislamientos externos. Tales eventos pueden causar esfuerzos particularmente severos en
aislamientos intemos cercanos (tales como arrollamientos).
Aunque en general se trata de fen6menos oscilatorios, para prop6sitos de coordinaci6n
de aislarniento puede considerarse que la forma de 101 sobretensi6n representativa
corresponde al impulso atmosferico estandar (1,2/50 us). Sin embargo. se debera tener
atenci6n especial en los equipos con arrollamientos debido a los altos esfuerzos entre espiras.
EI maximo pico de sobretensi6n depende del tipo y comportamiento del equipo de
maniobra. Como los valores pico de sobretensi6n son usual mente mas pequefios que los
debidos a descargas atrnosfericas, su importancia es restring ida a casos especiales. Por 10
~~
::;.~
72. CApITuLO 3
IaIlto. es tecnicamente justificado caracterizar la ammitud de la sobretensi6n representativa
poc el maximo de los siguientes valores (en p.u. de .J2 Us
/.J3 ):
Maniobra de interruptores sin re-encendido: 2 p.u,
Maniobra de interruptores con re-encendido: 3 p.u.
Cuando se maniobran cargas reactivas, algunos tipos de interruptores de media
Imsion pueden producir interrupciones multiples de la corriente transitoria 10 que puede
ecasionar sobretensiones hasta de 6 p.u., a menos que se tomen medidas de protecci6n
alecuadas.
Maniobra de seccionador: 3 p.u.
Como es altamente improbable la ocurrencia de sobretensiones de maniobra de frente
apido en mas de una fase, se puede asumir que no existen sobretensiones fase-fase mas altas
lpIe las sobretensiones fase-tierra. Por 10 anterior, los valores maximos asumidos
previamente pueden ser usados para chequear la importancia de tales sobretensiones. Si elias
detenninan la tension de soportabilidad al impulso atrnosferico, se recomienda realizar
cstudios mas detallados.
3.3.6
Sobretensiones de frente muy nipido
Las sobretensiones de frente muy rapido se originan por la operacion de los
seccionadores 0 por fallas intemas en las subestaciones tipo GIS, debidas 'II rapido flarneo
lid gas y a 1'1 posterior propagacion poco amortiguada en el interior de la GIS. Su amplitud
ItS cipidamente amortiguada una vez sale de la GIS, por ejemplo en los bujes terminales, y su
lIicmpo de frente se incrementa en el rango correspondiente a las sobrctensioncs de frente
r.ipido. Pueden ocurrir, tambien, sobretensiones de frente muy rapido en transformadores de
media tension, tipo seco, con conexiones cortas a los interruptores.
La forma de la sobretension se caracteriza por un nipido incremento de la tension cerca
de so valor de pico resultando un tiempo de frente por debajo de 0,1 I1s. Para operaciones de
seceionadores este frente es seguido generalmente por una oscilacion con frecuencias por
encima de I MHz. La duracion de las sobretensiones de frente muy rapido es menor de 3 ms,
pero estas pueden ocurrir varias veces. La arnplitud de 1'1 sobretension depende de la
construcci6n del seccionador y de la configuracion de la subestacion. Puede estimarse que es
posible limitar las amplitudes maximas a 2,5 p.u, Estas sobretensiones pueden, sin embargo,
erear sobretensiones elevadas en los transformadores directamente conectados.
Debido a fallas internas dentro de la GIS los equipos conectados (p.e, transformadores)
son somctidos a esfuerzos debidos a las sobretensiones. La forma y la amplitud de 1'1
sobretension dependen del tipo de conexion del equipo a la GIS y de la localizacion de la
faIla en la GIS. Las sobretensiones tienen amplitudes hasta de \,6 veces las tensiones de
apertura y tienen frecuencias de hasta 20 MHz en la subestacion,
En los terminales de los equipos conectados con lineas aereas cortas a subestaciones
GIS. las oscilaciones de las sobretensiones muestran frecuencias en el rango de 0,2 MHz a
2.0 MHz y amplitudes hasta de 1,5 veces la tensi6n de flameo. En este caso es posiblc
proteger el equipo con paearrayos. Sin embargo. la frecuencia de las sobretensiones puede
aun causae esfuerzos intemos altos en los devanados del transformador debido a resonancias
en los mismos.
COORDINA06NDEAISW11ENTO •
73
La sobretension representativa no puede ser establecida ya que no existen
normalizaciones adecuadas en el presente. Se considera, sin embargo, que las sobretensi~? ,.
de frente muy rapido no tienen influencia en la seleccion de las tensiones nominales de
soportabilidad.
3.4 NIVELES DE AISLAMIENTO NORMALIZADOS
Las tensiones normalizadas de soportabilidad estan asociadas con la tension maxima
para equipos de acuerdo con la Tabla 3.1 para el rango I y con la Tabla 3.2 para el rango
II.
Para sistemas con tensiones comparativamente bajas ha side posible J'lol1tlalizar
unicamente unos poeos niveles de aislamiento, en algunos casos solo un valor para cada
sistema de tensi6n, debido a que estos sistemas estan bien establecidos, a que se dispone de
una gran cantidad de experiencias en el comportamiento del sistema y a que el costa del
aislamiento es comparativamente bajo. Para sistemas de tensiones mas altas se ha incluido un
gran mimero de niveles de aislamiento para un diseiio economico, parcial mente debido a que
estas tensiones son aplicadas tanto a sistemas grandes y bien establecidos como a sistemas
pequeiios y recientemente constituidos. EI costa del aislamiento es tarnbien un factor
importante.
A continuacion se describen los niveles de aislamiento normalizados por la lEe, de
acuerdo con la clasificacion por el nivel de tension asignado y con las siguientes
clasificaciones para aislamiento fase-fase y aislamiento longitudinal:
Para aislarniento fase-fase, rango I, las tensiones fase-fase de soportabilidad a frecuencia
industrial de corta duracion e impulso atrnosferico son iguales a las tensiones de
soportabilidad fase-tierra respectivas (Tabla 3.1). Los valores en parentesis, sin
embargo, pueden ser insuficientes para probar que las tensiones de soportabilidad
requeridas se cumplen y podria ser necesario realizar pruebas de soportabilidad fase-fase
adicionales.
Para aislamiento fase-fase, range 11, la tension de soportabilidad normalizada al impulso
atmosferico es igual al impulso atrnosferico fuse-tierra.
Para aislamiento longitudinal, rango I, las tensiones de soportabilidad norrnalizadas a
frecuencia industrial de corta duracion y al impulso atrnosferico son iguales a las
respectivas tensiones de soportabilidad fase-tierra.
Para aislamiento longitudinal, rango II, el cornponente del impulso de maniobra
normalizado de la tension de soportabilidad combinada esta dado en la Tabla 3.2, con el
valor pico de la cornponente de frecuencia industrial de polaridad opuesta igual a
.fi U m / Jj , y' el componente normalizado del impulso atrnosferico de la tension de
soportabilidad combinada es igual a la respectiva tension de soportabilidad fase-tierra,
con el valor pico de la componente de frecuencia industrial de polaridad opuesta igual a
O.7U m
J2/Jj.
74 •
CAPITulO
3
Tabla 3.1 - Hive/es de a/s/am/ento normallzados para las tensiones asignadas del range I
(1 kV < U.. -S 245 kV)
Tension maxima del equipo
U.
[kV]
(valor eflcaz)
Tension de soportabilldad
normallzada de corta
duracl6n a frecuencla
Industrial
[kV] (valor eficaz)
3,6
10
7,2
20
12
28
17,5
38
24
50
36
70
52
72,S
95
140
(185)
230
(185)
230
275
(230)
275
325
(275)
(325)
360
395
460
123
145
170
245
Nota: Tomada de lEe 60071·1 (1993).
Tension de soportabilidad
normallzada allmpulso tipo
rayo
[kV]
(valor pica)
20
40
40
60
60
75
95
75
95
95
125
145
145
170
250
325
450
550
(450)
550
650
(550)
650
750
(650)
(750)
850
950
1050
COORDlNAC6N DEA1SLAMIENTO •
75
Tabla 3.2 - Nive/es de a/s/am/ento normalizados para las tensiones aslgnadas del rango /I
(U", > 245 kVj"1
Tensl6n
maxima del
equlpo U.
[kV]
(valor eficaz)
Tensl6n de
soportabllldad
nonnalizada al
Impulso tlpo
Fa,e-fa,.
rayo [kV]
(relecl6n con el
(valor plco)
velor pi co 'e.e-tlerre)
Tensl6n de soportabllldad nonnalizada allmpulso tlpo
manlobra
Aisiamiento
longitudinal (2)
[kV] (valor plco)
Fase-tierra
[kV]
(valor pica)
750
750
',50
750
850
',50
850
850
',50
850
950
',50
850
950
950
'050
950
'050
'050
, 175
850
850
',60
'050
, 175
950
950
',50
950
'050
',50
950
950
',70
950
'050
',60
950
, 175
',50
, 175
, 300
',70
, 175
, 425
',70
, 175
, 550
',60
300
362
420
525(3'
765 13}
' 175
'300
'300
'425
, 175
'300
'300
'425
'425
'550
'675
'800
'800
'950
'950
2 '00
Notas:
I" Tomada de lEe 60071-1 (1993); norma en revisi6n.
12' Valor de la componente del impulso de la prueba combinada pertinenle.
(3l
u.. =
La Introducci6n de
550 kV (en lugar de 525 kV), 800 kV (en lugar de 765 kV), 1200 kV, de un valor enlre
765 kV Y 1 200 kV, Y de las lenslones de soportabilidad normalizadas asociadas, esla bajo consideraci6n.
Se requieren unicamente dos tensiones de soportabilidad normalizadas para definir el
nivel de aislamiento del equipo:
Para equipo en rango I:
• La tensi6n de soportabilidad nonnalizada al impulso aunosferico, y
• La tensi6n de soportabilidad nonnalizada a freeueneia industrial de corta duraei6n.
t~~
76 • CApfTvt.o 3
Para equipo de rango II:
• La tension de soportabilidad riormaIizada al impulso de rnaniobra, y
• La tension de soportabilidad normalizada al impulso atmosferico.
3.5 CARACTERisTICAS DE LOS MECANISMOS DE PROTECCION CONTRA
SOBRETENSIONES
3.5.1
Observaciones generales
Existen dos tipos normalizados de mecanismos de proteccion contra sobretensiones:
Pararrayos del tipo resistencia no lineal con descargadores (gaps) en serie
Pararrayos de oxido metdlico sin descargadores.
Adicionalrnente, los explosores son conslderados como una alternativa para lirnitar
sobretensiones aunque no han sido estandarizados por la IEC. Cuando se emplean otros tipos
de mecanismos de proteccion, su comportarnicnto debe ser dcscrito por el fabricante 0
cstablccido por medio de pruebas.
La escogencia entre varios mecanismos que no ofrecen el misrno nivel de proteccion
depende de varios factores como. por ejemplo, la importancia del equipo a ser protegido, las
consecuencias por la interrupcion del servicio, etc.
Los mecanismos de proteccion deben ser disenados e instalados para limitar la magnitud
de las sobretensiones a un valor que no debe ser excedido en el equipo protegido.
3.5.2
Pararrayos del tlpo resistencia no lineal con descargadores en serie
Normalmente estos se componen de una resistencia no lineal de carburo de silicio y sus
caracteristicas estan dadas por la norma lEC 60099-1. En el caso de que la resistencia sea de
oxide de metal se debe referir a la norma IEC 60099-4.
Cabe anotar que con la aparici6n de los pararrayos de ZnO, los tipo valvula ya no se
utilizan,
3.5.2.1
Caracteristlcas de protecci6n relacionadas con sobretensiones de frente
rapido
Las caracteristicas de proteccion de un pararrayos estan definidas por las siguientes
tensiones [IEC 60099-1 (1999)]:
Tension de cebado para impulso tipo atrnosferico normalizado
Tension residual a la corriente de descarga asignada seleccionada
Tension de cebado al frente de la onda.
El nivel de proteccion al impulso atmosferico se torna como el mayor de los siguientes
valores:
Maxima tension de cebado con impulso de 1,2150 j.I.S
Maxima tension residual a la corriente de descarga asignada seleccionada.
COORoINACJelN Of A1SlAMJENTO •
77
Esta evaluacion del nivel de proteccion da un valor que representa una aproximaci6n
aceptable.
Tradicionalmente, la tension de cebado al frente de la onda dividida por 1,15 fue
incluida en la determinacion del nivel de proteccion al impulso atmosferico, EI factor de 1,15
es tecnicamente justificado solo para aislamiento aceite - papel 0 inmerso en aceite como
transformadores; su aplicaci6n en OlIO tipo de equipo puede resultar en un diseiio con un
margen de aislamiento reducido.
3.5.2.2 Caracteristicas de protecclen relaclonadas con sobretenslones de frente
lento.
EI nivel de proteccion de un pararrayos es caracterizado por las formas de tensiones de
cebado para impulso de maniobra especificadas en la lEC 60099-1 (Numeral 8.3.5). EI nivel
de proteccion al impulso de maniobra de un pararrayos es la maxima tension de cebado para
esas formas de impulso.
Si el pararrayos contiene descargadores activos, la tensi6n total rnostrada por el
pararrayos cuando descarga impulsos de maniobra debe ser suministrada por el fabricante, ya
que esta puede ser mayor que la tension de cebado.
­
3.5.3
Pararrayos de 6xido metillico sin descargadores
La definicion de estos pararrayos y sus caracteristicas estan dadas en la norma
IEC 60099-4 (2001).
3.5.3.1
Caracteristicas de protecci6n relacionadas con sobretensiones de frente
rapido
EI nivel de proteccion de los pararrayos de oxide metalico es caracterizado por las
siguicntes tensiones:
Tension residual a la corriente de descarga nominal seleccionada
Tension residual al impulso escarpado de corriente.
EI nivel de proteccion a) impulso atmosferico se toma, para propositos de coordinacion
de aislamiento, como la maxima tension residual ala corriente de descarga asignada.
3.5.3.2
Caracteristicas de protecci6n relacionadas con sobretensiones de frente lento
La proteccion es caracterizada por la tension residual a los impulsos de corriente de
maniobra especificados.
EI nivel de proteccion al impulso de maniobra se toma, para propositos de coordinaci6n
de aislamiento, como la maxima tensi6n residual al impulso de corriente de maniobra
especificado,
La evaluacion del nivel de protecci6n da un valor que general mente representa una
aproximacion aceptable.
3.5.4
Explosores
EI explosor es un mecanismo de protecci6n contra impulsos, el cual consiste en un
espacio abierto con aire entre los terminales del equipo protegido. Aunque los explosores no
78" CAPITuLO J
se aplican usualmente en sistemas con U". igual 0 mayor a 123 kY, han mostrado en la
practica un comportamiento satisfactorio en paises con moderada actividad atrnosferica y en
sistemas con tension de operaci6n superior a 420 kY. EI ajuste de los parametres del
explosor es un compromiso entre la proteccion absoluta y las consecuencias de la operaci6n
del explosor,
La protecci6n contra sobretensiones esta definida por la caracteristica tension - tiempo
del explosor para varias formas de onda, fa variacion de la tension de cebado y su
dependencia de la polaridad. Como no existen normas al respecto, estas caracteristicas deben
ser suministradas por el fabricante 0 establecidas por el usuario basado en sus propias
especificaciones.
3.6 COORDINACION DE AISLAMIENTO
3.6.1
Caracteristicas de la rigidez del aislamiento
En todos los rnateriales, la conductividad se debe a la rnigracion de particulas cargadas,
Los conductores tienen gran mimero de electrones libres los cuales se mueven cuando se
aplica un campo electrico, los materiales aislantes tienen muy pocos electrones libres.
Cuando se incrementan los esfuerzos electricos en un aislamiento a un nivel suficientemente
alto, la resistividad en el aislamiento cambia de un valor alto a un valor comparable con el de
un conductor. Este cambio se llama disrupci6n 0 falla del aislamiento.
La falla del aislamiento se desarrolla en tres pasos principales:
La ionizacion inicial en uno
0
varios puntos
El crecirniento de un canal ionizado a traves de la distancia de aislamiento
Aparici6n del arco y la transicion a una descarga auto mantenida,
Algunos factores tienen influencia en la rigidez dielectrica del aislamiento. Tales
factores son:
La rnagnitud, forma, duracion y polaridad de la tension aplicada,
La distribuci6n del campo electrico en el aislamiento: campo electrico hornogeneo 0 no
homogeneo, electrodos adyacentes a la distancia de aislamiento considerada y su
potencial.
El tipo de aislarniento: gaseoso, liquido, solido
de impurezas y las irregularidades locales.
0
una cornbinacion de estos. El contenido
El estado fisico del aislamiento: temperatura, presion y otras condiciones ambientales,
esfuerzos rnecanicos. etc. La historia del aislamiento puede tambien tener importancia.
La deformacion del aislamiento bajo esfuerzo, efectos quimicos, efectos de la superficie
del conductor, etc.
La falla del aislamiento en aire depende mucho de la configuracion de la distancia de
aislamiento, de la polaridad y forma de onda de la tension aplicada. Ademas, las condiciones
atrnosfericas afectan la resistencia de aislamiento independientemente de la forma y
polaridad de la tension aplicada, Las caracteristicas de la resistencia dielectrica del aire
provienen de medidas de laboratorio y son referidas a unas condiciones atmosfericas
estandar como se define en la IEC 60060-1 (1989), por ejemplo:
CoOADINACI6N DEAlSLAMJENTO •
79
Temperatura: 20°C
Presion: 101,3 kPa (1 013 mbar)
Humedad absoluta: II (glm 3) .
Las medidas de Jaboratorio tambien fueron hechas para condiciones no estandar como
densidad del aire baja, humedad relativa alta, contaminacion, hielo y nieve, altas
temperaturas y la presencia de particuJas de combustion.
Para aislamiento externo, los efectos de humedad, lIuvia, y contaminacion lIegan a ser
particularmente importantes. La IEC·60060-1 tambien define procedimiento de pruebas en
condiciones secas y humedas. Para subestaciones aisladas en gas, eI efecto de la presion
interna y temperatura asl como la presencia de impurezas tienen un papel significativo.
En aislamiento liquido, las impurezas, burbujas causadas por efectos fisicos y qufrnicos
o por descargas locales, pueden reducir drasticamente la rigidez del aislamiento. Es
importante notar que la degradacion qufmica del aislamiento puede tender a aumentar con el
tiempo. Lo mismo aplica en el caso de aislamiento solido. En estos cases, Ja rigidez
dielectrica podria ser afectada tambien por los esfuerzos mecanicos.
EJ proceso de falla del aislamiento cs tambien de naturaleza estadfstica y esto debe ser
tenido en cuenta. Debido a la caracteristica de regeneracion del aislamiento auto regenerable,
su respuesta estadistica a los esfuerzos puede ser determinada por ensayos adecuados. Por 10
anterior, el aislamiento auto regenerable es caracterizado por la tension de soportabilidad
estadistica correspondiente a la probabilidad de soportabilidad del 90%. Para aislamientos no
regenerativos no es generalmente posible caracterizar estadisticamente la rigidez dielectrica;
por 10 tanto, Ja tension de soportabilidad asumida corresponde a la probabiJidad de soporte
del 100%.
EI viento tiene influencia en el disefio del aisJamiento, especialmente en el caso de lineas
aereas que emplean cadenas de aisladores de suspension. Usualmente el efecto es importante
en la seleccion de la longitud de la distancia de aisJamiento para garantizar la soportabilidad
a la frecuencia industrial y a los impulsos de maniobra.
3.6.2
Procedimientos para la coordinaci6n de aislamiento
La determinacion de la coordinacion de las tensiones de soportabilidad consiste en
seleccionar el valor mas bajo de las tensiones soportadas por el aislamiento que cumplan con
el criterio de desempei'io cuando el aislamiento esta sujeto a las sobretensiones
representativas en condiciones de servicio.
Existen dos metodos para coordinacion de aislamiento de sobretensiones transitorias: un
metoda estadistico y uno determinfstico. Muchos de los procedimientos aplicados, sin
embargo, son una mezcJa de ambos metodos. Por ejemplo, algunos factores usados en el
metodo determinfstico han sido establecidos a partir de consideraciones estadisticas y ciertas
variaciones estadisticas han sido despreciadas en metodos estadisticos.
3.6.2.1 Metodo detennlnistlco
EI metodo determinfstico es aplicado normalmente cuando no se tiene informacion
estadistica proveniente de pruebas relacionada con la posible tasa de fallas del equipo que se
pondra en servicio:
~J; j
80 • CAPhu.o 3
Cuando el aislamiento se caracteriza por su tension de soportabilidad asurnida
convencional (Pw = 100%), el valor de soportabilidad se selecciona igual a la tension
soportada de coordinacion obtenida de multiplicar la sobretension representativa (un
maximo asumido) por el factor de coordinaci6n K c , que tiene en cuenta el efecto de las
incertidumbres en las consideraciones hechas para los dos valores (la tension de
soportabilidad asumida y la tension representativa).
Cuando, como en el aislamiento externo, el aislamiento es caracterizado por la tension
de soportabilidad estadistica (Pw = 90%), K; debera tener en cuenta tarnbien las
diferencias entre esta tension y la tension asumida de soportabilidad,
Con este metodo no se hace referencia a posibles tasas de falla del equipo en servicio.
Ejemplos tipicos son:
Coordinacion de aislamiento de aislamientos intemos contra sobretensiones de frente
lento, cuando el aislamiento es protegido por pararrayos.
Proteccion por pararrayos contra sobretensiones atmosfericas para equipos conectados a
lfneas aereas, para la cual se tiene experiencia con equipos similares.
3.6.2.2 Metodo estadistico
EI metodo estadistico esta basado en la frecuencia de ocurrencia de un origen especifico,
la distribuci6n de probabilidades de sobretensiones que son de este origen y la probabilidad
de descarga del aislamiento. El riesgo de falla tambien puede ser deterrninado combinando
c:ilculos de sobretensi6n y de probabilidad de descarga sirnultaneamente, tomando en cuenta
la naturaleza estadistica de las sobretensiones y descargas. Esto puede hacerse por
procedimientos adecuados como los rnetodos de Monte Carlo. Repitiendo los calculos para
diferentes tipos de aislamiento y para diferentes estados de la red, se puede hallar el riesgo
total de salida del sistema debido a las fallas de aislamiento.
En consecuencia, la aplicacion de la coordinaci6n de aislamiento estadlstica da la
posibilidad de estimar la frecuencia de falla directamente como una funcion de los factores
de disefio del sistema seleccionado. En principio, aiin la optirnizacion del aislamiento podria
ser posible si los costos de salida pudieran ser relacionados con los diferentes tipos de fallas.
En la practica, es mejor sobredimensionar ligeramente el sistema de aislamiento en lugar de
optirnizarlo, El disefio del aislamiento esta basado entonces en la comparacion de los riesgos
correspondientes a las diferentes altemativas.
3.6.2.3 Procedimientos para la coordlnacl6n de aislamiento para tenslones continuas
(frecuencia Industrial) y sobretenslones temporales
La tension de coordinacion soportada para la tension continua (frecuencia industrial) es
igual a la tension mas alta del sistema para aislamiento entre fases; para aislamiento fasc­
tierra, esta tension se divide por J3 ,con una duracion igual a la vida de servicio.
Con el ~todo deterministico, la tension soportada de corta duracion de coordinacion es
igual a la sobretension temporal representativa. Cuando se adopta un procedimiento
estadistico y ta sobretension temporal representativa esta dada por una caracteristica de
distribuci6n de frecuencias de la relacion amplitud/frecuencia, debera determinarse el
aislamiento qile cumple con el criterio de desempefio, y la amplitud de la tensi6n soportada
de coordinaci6n debera ser igual a la correspondiente a la duraci6n de un minuto de la
caracteristica amplitudlduraci6n de la soportabilidad del aislamiento.
COOROINAOcIN Of AlSlAMIENTO •
81
La respuesta de los aislamientos extemos a las tensiones de potencia industrial llega a
ser importante cuando hay contaminaci6n y puede detenninar el diseiio del aislamiento
extemo. Los flameos del aislamiento generalmente ocurren cuando la superficie esta
contaminada y lIega a estar humeda debido alluvia ligera, nieve, rocio 0 niebla sin un
significativo efecto de lavado.
La tension de larga duracion soportada a frecuencia industrial de coordinacion
corres,Qonde a la tensi6n mas alta del sistema para aisladores fase-fase y a este valor dividido
por ../3 para aisladores fase-tierra,
3.6.2.4 Procedimientos para la coordinaci6n de aislamiento para sobretensiones de
frente lento
3.6.2.4.1
Metodo deterministico
EI metodo deterministico consiste en detenninar la tensi6n maxima a la que esta
sometido el equipo para escoger la minima rigidez dielectrica de este con un margen que
cubra las incertidumbres inherentes' en la determinacion de estos valores. La tensi6n
soportada de coordinaci6n se obtiene de multiplicar el valor maximo asumido de la
correspondiente sobretensi6n por el factor de coordinaci6n determinfstico K<d.
Para equipos protegidos por pararrayos la sobretension maxima tomada es igual al nivel
de proteccion al impulso de maniobra del pararrayos, Ups' Sin embargo, en tales casos, una
desviacion severa en la distribucion estadistica de sobretensiones puede tomar lugar. Esta
desviaci6n es mas pronunciada en los mas bajos niveles de protecci6n con respecto a la
amplitud de la sobretension prevista de frente lento, de tal manera que pequeiias variaciones
de la rigidez de soportabilidad del aislamiento (0 el valor del nivel de proteccion del
pararrayos) pueden tener un gran impacto en el riesgo de falla. Para cubrir este efecto, se
propone evaluar el factor deterministico de coordinacion K<d que depende de la relacion del
nivel de proteccion al impulso de maniobra del pararrayos Ups a1 valor del 2% de
probabilidad de la sobretension prevista fase-tierra U<2. La Figura 3.2 establece esta
dependencia.
1,15
1 ~
I
Kcd
•
1.10
.
I
I
I
T_-_-_-_-~
~
I ::
r
t
I
I........
__
I
L
~
~
~
I
I
,
1
.:
I
i
I
J J
I
I
i=~~'-L- ~~~~ ~~ -~~ft~~~~t ~~~~~~~ ~t~~~t~ ~~t~~~l
-----;----;----T---(b;'...-..-..- r----i --r----i----:-----:----;----l
I
',05
1. L ~
:
I
I
I
........ 1
I
I
I
'
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
fr~T~-f~~i-:~~~-:~i:{:::~::-:.:::L:]::~:j
0.3
0,5
0,7
0,9
1,1
1,3
1,5
p_
s
_ _ _ _ _---... _U_
Ue2
(a) Faclor de coomlnacicn aplicado al nivel de prolecci6n del pararrayos para obtener la tension de
cocroinacion soportada lase-tierra (aplica tam bien a aislamienlo long~udinal)
(b) Faclor de coordinacion ap~cada al doble del nivel de proteccion del pararrayos para obtener Ia
tension de coordinacion soportada lase-lase
Figura 3.2 - E,valuacl6n del 'ector de coordinaci6n estadistica K<tI
82 •
CAPiTULO
3
Para equipos no protegidos por pararrayos, la sobretension maxima supuesta es igual al
valor de truncamiento (U., 0 Upt) y el factor deterministico de eoordinaci6n es Ked = I.
3.6.2.4.2
Metodo estadistico
Cuando se aplica el metodo estadlstico, es necesario primero establecer un riesgo
aceptable de falla, basado en analisis tecnicos y econ6micos y en la experiencia de servicio.
EI ricsgo de falla da la probabilidad de Falla del aislamiento. La tasa de falla sc exprcsa
en terminos de frecuencia promedio esperada de fallas del aislamiento (por ejemplo numero
de fallas por afio) como resultado de eventos que causen esfuerzos por sobretensiones. Para
evaluar esta tasa tienen que ser estudiados los eventos que dan lugar a estas sobretensiones.
Afortunadamente, los tipos de eventos que son signiflcativos en el diseiio de aislamiento son
muy pocos, raz6n por la cual el metodo es practice.
El metodo estadistico recomendado estd basado en el valor pico de las sobretensiones.
La distribucion de frecuencias de sobretensiones entre fase y tierra para un evento particular
se determina a partir de las siguientes suposiciones:
Se descartan picos distintos al mas alto en la forma de onda de cualquier sobretension
dada.
Se asume que la forma de onda del pico mas alto es identica a la del impulso
normalizado de maniobra.
Los picos de sobretension mas altos se toman todos de la misma polaridad,
condicion mas severa desde el punto de vista del aislamiento.
0
sea la
Una vez obtenidas la distribuci6n de la frecuencia de las sobretensiones y la distribucion
de probabilidad de Falla de aislamiento, el riesgo de Falla del aislarniento entre fase y tierra
puede ser calculado mediante la expresi6n (3.1). La representacion grafica se muestra en la
Figura 3.3.
p(U)
USO·4Z
Ul
Figura 3.3 - Evaluacl6n del r/esgo de falla
R=
rU,
JU",-4Z
/(U)P(U)dU
(3.1)
-
----------- - - - - - - - - - - - - -
COOROINACl6N DEA1SLAM1ENTO
.83
Donde:
!(U):
densidad de probabilidad de ocurrencia de sobretensiones descrita por una funcion
Gaussiana truncada 0 por una funcion Weibull
P(U): probabilidad de flameo del aislamiento descrita por una funci6n Weibull modificada
UI :
valor de corte de la distribucion de probabilidad de sobretensiones
Uso-4Z: valor de corte de la distribucion de probabilidad de descargas.
Si ocurre mas de un pico independiente, el riesgo total para una fase se puede calcular
tomando en cuenta el riesgo de fallas para todos los picos. Por ejernplo, si un impulso de
maniobra en una fase incluye tres picos positivos con riegos de falla Rio R2 Y R3, el riesgo de
falla fase-tierra para la operacion de maniobra es:
R = 1- (I - R1 )(1- R 2 )(1- R 3 )
(3.2)
Si la distribucion de sobretensiones esta basada en el rnetodo pico por fase y el
aislamiento en las tres fases es el mismo, el riesgo total de fall a es:
R TO TAL =l-(I-R)3
(3.3)
Si se usa el metodo pico por caso, el riesgo total es: R TOTAL = R
Si una de las polaridades de sobretensiones es sustancialmente mas severa para la .
soportabilidad del aislamiento, los valores de riesgo de falla pueden ser divididos por dos.
EI riesgo de falla de los aislamientos fase-tierra y fase-fase se puede determinar
separadarnente de esta manera simple dnicarnerue si la distancia entre los dos es
suficientemente grande de tal forma que e1 flameo a tierra y entre fases no este bas ado en el
mismo evento fisico. Esto es valido si los aislamientos fase-tierra y fase-fase no tienen
c1ectrodos en comun, En caso de existir el electrodo en comun, cl riesgo de falla es
usualmente mas pequefio que el calculado separadamente.
3.6.2.4.3
Metodo estadistico simplificado para sobretensiones de frente lento
El metodo estadistico basado en las amplitudes de las sobretensiones, puede
sirnplificarse si se asurne que se pueden definir las distribuciones de sobretensiones y de
esfuerzo del aislamiento, por un punto en cada una de estas curvas. La distribucion de
sobrctcnsiones se identifica por la sobretension estadistica, la cual es la sobretension que
tiene un 2% de probabilidad de ser superada. La distribucion de esfuerzos del aislamiento
esta identificada por la tension de soportabilidad estadistica, que es la tension a la cual el
aislamiento presenta un 90% de probabilidad' de soportar. EI factor de coordinacion
estadistico K CJ es entonces la relacion de la tension de soportabilidad estadistica y la
sobrctension estadistica,
La correlacion entre e1 factor de coordinacion estadistico y el riesgo de falla parece estar
iinicamente afectada por cain bios Iigeros en los parametres de la distribucion de
sobretensiones.
84 "
CAPmJLO
3.6.2.5
3.6.2.5.1
3
Procedimientos para la coordlnaci6n de aislamiento para sobretensiones de
frente rapido
Metodo deterministico
Para sobretensiones atrnosfericas de frente nipido se aplica un factor de coordinaci6n
deterministico de Ked = 1 al valor maximo asurnido de las sobretensiones. Esto es porque,
para descargas atrnosfericas, la sobretensi6n representativa incluye efectos probabilisticos.
Para sobretensiones de maniobra de frente rapido, aplican las mismas relaciones que para
sobretensiones de frente lento.
3.6.2.5.2
Metodo estadistico
EI metodo estadistico esta basado en la distribuci6n probabilistica de las
sobretensiones atrnosfericas representativas. Ya que la distribuci6n de frecuencia de las
sobretensiones se obtiene dividiendo su valor de retorno por el numero total de
sobretensiones y la densidad de probabilidad f( U) es la derivada del resultado, el riesgo
de falla se calcula por los procedimientos descritos en el Numeral 3.6.2.4.2. EI riesgo de
falla de aislamiento es igual al riesgo de falla multiplicado por el mimero total de
sobretensiones atmosfericas.
La probabilidad de que los aislamientos intemos no fallen cuando son sometidos a la
tension de soportabilidad asumida es del 100%; se asume que la probabilidad de so porte de
tensiones mayores es cero. Esto significa que la tensi6n soportada de coordinaci6n es igual a
la amplitud de la sobretension atmosferica representativa cuya tasa de retorno sea igual a la
tasa aceptable de falla adoptada.
Para el aislamiento externo, la desviaci6n tipica de la probabilidad de descarga es
. generalmente pequeiia comparada con la dispersion de las sobretensiones. Esta puede ser
por 10 tanto despreciada y aplicar la misma expresion empleada para el aislamiento
interno.
3.7 TENSION DE SOPORTABILIDAD REQUERIDA
3.7.1
Observaciones generales
La tension de soportabilidad requerida a ser verifieada en condiciones de prueba tipo
nonnalizadas y en condiciones atrnosfericas de referencia nonnalizadas se detennina
tcniendo en cuenta todos los factores que pueden reducir el aisJamiento en condiciones de
servicio, de tal forma que la tension soportada de coordinaci6n se cumpla para todas las
posibles localizaciones del equipo durante su vida. Para lograr esto, dos tipos principales de
factores de correccion deberan ser considerados:
Un factor de correcci6n asociado con condiciones atrnosfericas.
Unos factores de correccion (llamados factores de seguridad) que tienen en cuenta las
diferencias entre las condiciones reales de servicio del aislamiento y las de pruebas de
soportabilidad nonnalizadas.
COOROINACI6N Of A1SLAMIENTO •
3.7.2
85
Correcci6n atmosferlca
3.7.2.1 Observaciones generales
Para aislamiento interno se puede suponer que las condiciones atmosfericas no afectan
las propiedades del aislamiento.
Las reglas-para la correccion atmosferica de tensiones de soportabilidad del aislamiento
extemo estan establecidas en la norma lEC 60060-1. Estas reglas estan basadas en medidas
en altitudes de hasta 2 000 01 Ysu aplicacion a altitudes mayores debera hacerse con cuidado.
Para propositos de coordinacion de aislamiento, las siguientes reoomendaciones adicionales
deberan considerarse:
Para distancias de aire y aisladores limpios, las correcciones deberan hacerse para las
tensiones soportadas al impulso atrnosferico y de maniobra de coordinaci6n. Para
aisladores que requieren una prueba de contaminaci6n es tambien necesaria una
correccion de la tension de soportabilidad de larga duracion a frecuencia industrial.
Para determinar el factor de correcci6n atmosferica aplicable, se puede suponer que los
efectos de temperatura ambiente y humedad se cancelan mutua mente. Por 10 tanto, para
propositos de coordinaci6n de aislamiento, unicamente la presion del aire
correspondiente a la altitud del lugar debe ser ten ida en cuenta para aisladores secos y
humedos.
3.7.2.2
Correccl6n par altitud
EI factor de correccion K se basa en la dependencia de la presion atrnosferica con la
altitud, como se muestra en la norma lEC 60721-2-3 (1987). EI factor de correcci6n puede
ser calculado con la ecuacion (3.4) [lEC 60071-2 (1996)], teniendo en cuenta que:
Q
Para instalaciones localizadas en altitudes hasta de 1 000 rn s. n. 01., el factor de
correcci6n por altura sera siempre el correspondiente a la altura de 1 000 01 s. n. 01.,
dado que los equipos tienen aislarniento normalizado hasta ese punto [IEC 60694
(2002)].
Para instalaciones con altitud mayor a 1 000 m s. n. 01., el factor de correccion por altura
debera ser el correspondiente a la altura total de la instalaci6n.
Las distancias fase-neutro y fase-fase deberan corresponder a las establecidas en la
norma IEC 60071-2 para el nivel de aislamiento finalmente seleccionado.
Ka=e
m[ 8 7so )
(3.4)
Donde:
H:
altura sobre el nivel del mar,
III:
el valor del exponente III es como sigue:
01
a)
1,0 para coordinacion del aislarniento a impulsos tipo atmosferico,
b)
de acuerdo con la Figura 3.4 para coordinacion de aislamiento a impulso tipo
rnaniobra, en funci6n de la tension de coordinacion soportada Ucw.
c)
1,0 para tensiones de soportabilidad de corta duraci6n a frecuencia industrial con
distancias en el aire y aisladores limpios.
86 •
CAPiTULO 3
Para aisladores contaminados, el valor del exponente m es tentativo. Para las pruebas de
larga duracion y. si es requerido, para la tension de soportabilidad de corta duracion a
frccuencia industrial de aisladores con contarninacion, m puede variar desdc 0,5 para
aisladores nonnales hasta 0,8 para discno anti-niebla,
Para tensiones consistentes de dos cornponentes, la suma de tension es la suma de los
componentes.
1,0 ,
i
'<,
''''
I
i ...
t
ml
0,5
0,0
I
I
o
I
I
1000 kV
2000 kV
!
a) Aislamienlo lase-lierra
b) Aislamiento longitudinal
c) Aislamienlo lase-lase
d) Espacio varilla-plano
(espacio de relerencia)
Ucw
Figura 3.4 - Oependencia del exponente m en la tension de coordinacl6n
soportada allmpulso de maniobra
3.7.3
Factores de seguridad
Los principales factores de influencia y los modos de operacion relacionados con los
aislamientos electricos estan indicados en el anexo B de la lEe 60505 (1999). Ellos
corresponden a los siguientes esfuerzos operacionales:
Esfucrzos tcrmicos
­
Esfuerzos electricos
Esfuerzos medioambientales
Esfuerzos mecanicos,
Los factores a ser aplicados compensan:
Las diferencias en el ensamblaje del equipo
La dispersion en la calidad del producto
La calidad de instalacion
EI envejecimiento del aislamiento durante el tiempo de vida esperado
Otras influencias desconocidas.
COORDINACJ6N DEA1SlAMIENTO ~
87
EI peso relativo de estos factores y modos de operaci6n puede variar entre diferentes
tipos de equipos.
3.7.3.1
Factores de seguridad recomendados
Si no esta especificado por el comite de equipos respectivo, los siguientes factores de
seguridad deberan ser aplicados:
.
Para aislamiento interno K, ::: 1,15
Para aislamiento externo K, ::: 1,05.
Para GIS en rango II, pueden ser aplicados factores de seguridad mas altos. En este caso,
pueden ser considerados ensayos en sitio.
3.8 TENSI6N DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADA Y PROCEDIMIENTOS DE
PRUEBA
3.8.1
Observaciones generales
La Tablas 3.1 y 3.2 especifican las tensiones de soportabilidad nonnalizadas U.. para
rango I y rango II, respectivamente. En ambas tablas, las tensiones de soportabilidad estan
agrupadas en niveles de aislamiento normalizados asociados con valores normalizados de la
mas alta tension para el equipo U,.,.
En rango J, las tensiones de soportabilidad nonnalizadas incluyen la tension de
soportabilidad de corta duracion a frecuencia industrial y la tension de soportabilidad al
impulso atrnosferico. En rango II, las tensiones de soportabilidad normalizadas incluyen la
tension de soportabilidad al impulso de maniobra y la tension de soportabilidad al impulso
atrnosferico.
3.8.2
Factores para conversion de pruebas
3.8.2.1
Rango I
Si los factores adecuados no estan disponibles (0 especificados por el comite de equipos
respectivo), se pueden aplicar los factores de conversion indicados en la Tabla 3.3 a las
tensiones de soportabilidad al impulso de maniobra requeridos. Estos factores aplican a las
tensiones requeridas de soportabilidad fase-tierra asi como a la suma de las componentes de
la tensi6n fase-fase y la tensi6n de soportabilidad longitudinal.
3.8.2.2 Rango"
Si los factores adecuados no estan disponibles (0 especificados por el cornite de equipos
respectivo), se pueden aplicar los factores de conversion de prueba indicados en la Tabla 3.4
para la conversion de la tension de soportabilidad de corta duracion a frecuencia industrial
requerida, a impulsos de maniobra. Estos factores tarnbien aplican al aislamiento
longitudinal.
88 "
CApfTuLO
3
Tabla 3.3 - Factores de conversion para pruebas para range I, para convertlr tensiones
requerldas de soportabllldad allmpulso de manlobra a tens/ones de soportabllldad a frecuenc/a
Industrial de corta duracion y alimpuiso atmosfilrlco
Aislamiento
Tension de
soportabilldad de corta
duraelen a freeueneia
Tension de
soportabllldad al Impulso
atmosferieo
lndustrlal !"
Aislamiento externo
• Distancias en aire y aisladores Iimpios, seco:
Fase-lierra
Fase-fase
• Aisladores limpios, nurnedo
..
0,6 +
U~
0,6
1,05 + u~ 16 000
1.05 + U~ 19 000
1.3
Aislamiento interne
- GIS
- Aislamiento inmerso en liquido
- Aislamiento solido
0.7
0,5
0,5
1,25
1,10
1,00
Notas:
1'1 Los factores de conversi6n para pruebas incluyen un factor de
1/./2 para convertir del valor pica al valor eficaz
(21 U~
18 500
0,6+U~/12700
es la tensi6n requelida de soportabilidad al impulso de maniobra en kV.
Tabla 3.4 - Factores de conversion para pruebas para rango II, para convertJr tensiones de
soportabilldad a frecuencia Industrial de corta duracion requeridas a tens/ones de soportablfidad
alimpuiso de manlobra
A/slamlento
Tension de soportabllldad al impulso de maniobra
Aislamiento externo
• Distancias en aire y alstadcres limpios. seco
- Aisladores limpios, humedo
1,4
1,7
Aislamiento interne
1,6
2,3
2.0
- GIS
• Aislamiento inmerso en liquido
- Aislamiento solido
Nola: Los tactores da conversi6n para pruebas incluyan un ractor de
./2
para convertir del valor eficaz al valor pica.
3.8.3
Determinacion de la soportabilidad del aislamiento por medio de
prueba tipo
3.8.3.1
Relaci6n entre el procedimiento de prueba y el tipo de aislamiento
La verificacion de la soportabilidad electrica del aislamiento se logra a traves de
ensayos. EI tipo de ensayo a ser seleccionado para un equipo dado debera considerar la
naturaleza de su aislamiento. La IEC 60071-1 ·(1993) divide el aislamiento en las clases
regenerativo y no regenerativo. Esto obliga a la seleccion del procedimiento para la prueba
de un equipo particular de acuerdo con la lista de la misma norma (clausula 5.3), la cual se
encuentra mas ampliamente descrita en la norma IEC 60060-1 (1989).
COORoINACJ6N DEA1SlAMIENTO •
89
3.8.3.2 Aisiamiento no-regenerativo
Una descarga disruptiva degrada las propiedades aisJantes de aislamientos no­
autoregenerativos; incluso, las pruebas de tension que no causan una descarga disruptiva
pueden afectarlos. Por ejemplo, las pruebas de sobretension a frecuencia industrial y las
pruebas de impulso con polaridad invertida pueden iniciar degeneramiento del aislarniento
polimerico y dar lugar a generacion de gas en aislamientos liquidos y en aislamientos
impregnados en liquidos. Por estas razones, el aislamiento no autoregenerativo se prueba
mediante la aplicacion de un mimerc limitado de tensiones de ensayo en niveles de
soportabilidad normalizados, esto es, con base en el procedimiento de soportabilidad
A, 20.1.1, propuesto por la IEC 60060-1, en el cual son aplicados tres impulsos para cada
polaridad, y la prueba es exitosa si no ocurren descargas disruptivas.
Para prop6sitos de coordinacion de aislamiento debera considerarse que el equipo que
pasa esta prueba tiene una tension de soportabilidad asumida igual a la tension de prueba
aplicada (esto es, la tension de soportabilidad asignada). Puesto que el mimero de pruebas de
impulso es lirnitado y no se pennite falla, no se puede deducir informacion estadistica util
basada en la tension real de soportabilidad.
En algunos equipos que tienen ambos tipos de aislamientos, estos pueden ser
considerados como aislamientos no-autoregenerativos para propositos de prueba si la
descarga disruptiva durante la prueba produce daiio significative a laparte del aislamiento no
auto-regenerativo (por ejemplo, prueba en transformadores cuyos bujes tengan una tensi6n
mayor de soportabilidad al impulso normalizado).
3.8.3.3 Aislamiento auto-regenerativo
Con aislamiento auto-regenerativo es posible aplicar un gran mimero de tensiones de
prueba; el rnimero es unicamente ceiiido por limitaciones de las pruebas y no por el
aislamiento en sf rnismo, aun en presencia de descargas disruptivas. La ventaja de aplicar
muchas tensiones de prueba es que la informacion estadistica relacionada con la
soportabilidad del aislamiento puede ser deducida, La norma IEC 60060-1 estandariza tres
rnetodos alternativos para estirnar la tension de soportabilidad del 90%. Para propositos de
coordinacion de aislarniento, el metodo de soportabilidad del up-and-down con siete
impulsos por grupo y, al menos, ocho grupos es el rnetodo preferido de determinar U~o. U IO
puede ser deducido asumiendo un valor de la desviacion tfpica 0 esta ultima puede ser
determinada por una prueba de nivel multiple.
3.8.3.4 Aislamiento mixto
Un compromiso en el metodo de prueba debera hacerse para equipos cuyo aislamiento
auto-regenerative no puede ser probado aparte .de su aislamiento no auto-regenerative (por
ejemplo bujes y transformadores de instrurnentacion). Es necesario que no se daiie el
aislamiento no auto-regenerativo mientras que. al mismo tiernpo, se busca asegurar que el
ensayo discrimine adecuadamente entre el aislarniento regenerativo satisfactorio y el que no
es satisfactorio. De una parte, la seccion de aislamiento no auto-regenerative requiere la
aplicacion de unas pocas pruebas de tension. De otra parte, la seccion de aislarniento
regenerativo demanda la aplicaci6n de much as pruebas de tension (por propositos de
90. CApITuLO 3
selectividad). La experiencia muestra que los procedimientos de prueba B, numeral 20.1.2 de
la norma IEC 60060-1 (15 impulsos hasta dos descargas disruptivas pennitidas en las partes
auto-rcgencrativas) son aceptables.
Una alternativa al procedimiento de prueba anterior es el procedimiento de prueba C,
numeral 20.1.3 de la norma IEC 60060-1, el cual es una rnodificacion de una practica en
Estados Unidos de America. En este procedirniento son aplicados tres impulses de pruebas y
hasta una descarga disruptiva a traves del aislamiento auto-regenerative es permitida; en tal
case, son aplicados nueve impulsos adicionales y los requerirnientos de la prueba se
satisfacen si no ocurren mas descargas disruptivas.
3.8.3.5 Selecci6n de las tensiones de las pruebas tipo
Para equipos que contienen unicarnente aislamiento externo al aire Iibre, la prueba se
lieva a cabo con la tension de soportabilidad normalizada aplicando los factores de
correccion atmosfcrica especificados en la norma IEC 60060-1.
Para equipos que contienen I1nicamente aislamiento interno, la prueba se lieva a cabo
con la tension de soportabilidad normalizada no corregida.
Para equipos que contienen aislamientos externos e internos, el factor de correccion
atmosfcrico debera ser aplicado y la prueba lIevada a cabo con el valor corregido, siempre
que el factor corregido este entre 0,95 y 1,05. Cuando el factor de correccion esta fuera de
este rango, las alternativas dadas a continuacion son aceptables para propositos de
coordinacion de aislamiento.
3.8.3.5.1
Tensiones de prueba cuando el aislamiento extcrno es mayor que el interno
(factor de correccion atrnosferico > 1,05)
EI aislamiento externo puede ser correctamente probado I1nicamente cuando el
aislamiento interno esui sobrediseiiado. En caso contrario, el aislarniento interno debeni ser
probado con el valor normalizado y, para el aislamiento externo, las siguientes alternativas
pueden ser consideradas:
Pruebas del aislamiento unicamente en prototipos
Interpolacion entre resultados existentes
Estirnacion de las tensiones de soportabilidad a partir de las dimensiones.
3.8.3.5.2
Tensiones de prueba cuando el aislamiento externo es menor que el interno
(factor de correccion atmosferico < 0.95)
El aislamiento interno puede ser unicamente probado correctamente cuando el
aislamiento externo esta sobredimensionado. En caso contrario, el aislamiento exteino
debera ser probado con los valores corregidos y, para aislamiento interno, las siguientes
alternativas pueden ser consideradas por el cornite de equipos tecnicos 0 por acuerdo:
Prueba del aislamiento interno con un impulso polarizado (generalrnente de manera
negativa) iinicamente.
COORDlNAOON DE A1SlAMIENTO •
91
Prueba del aislamiento interno incrementando la soportabilidad del aislamiento
externo; por ejemplo, electrodos de control de efecto corona con diferentes
distancias. La medida de la rigidez no debera afectar el comportamiento del
aislamiento interno.
3.9 EJEMPLO DE COORDINACION DE AISLAMIENTO
A modo de ejernplo se muestra el procedimiento para la coordinacion de aislamiento
para los equipos de una subestaci6n a 230 kV ubicada a I 060 m s. n. m.
3.9.1
Determinacion de las tensiones representativas
Para este nivel de tension se tiene una tension maxima de operaci6n V, = 245 kV, 10 que
corresponde a una tensi6n continua de operacion de 141 kV fase-tierra (200 kVp).
3.9.1.1
Sobretensi6n temporal
Se consideran los valores para las sobretensiones sugeridas en la norma
los cuales inc1uyen factores quellevan a resultados conservativos.
Falla fase-tierra:
u; = 1,5 v,t.[j =
212 kV
fase-tierra
Rechazo de carga:
Vrp = 1,4 V, =
343 kV
fase-fase
3.9.1.2
lEe 60071-2,
Sobretenslones de frente lento
lmpulsos que afectan a todos los equipos
V., = 1,25 Uc2 - 0,25 (p.u.)
Vp, = 1,25 Vp2- 0,43 (p.u.)
Fase-tierra
V., =2,13 p.u.'" x 200 kVp
Vpt =3,20 p.u."! x 200 kVp
Fase-fase
III
=
425 kV
=
639 kV
=
=
Valores calculados a partir de U., 1.9 p.u. lase-lierra y Up, 2.9 p.u. lase-lase segun
Anexo H de la lEe 60071-2 (1996).
10
8ugerido en
Pararrayos en la entrada (energizaci6n desde extrema remoto)
Se utilizan los valores de protecci6n de los pararrayos a instalar en la subestacion que,
por ejemplo, pueden considerarse:
Nivel de proteccion al impulso de maniobra:
o; = 390 kVp
Nivel de proteccion al impulso atrnosferico:
Vp / = 443 kVp
Fase-tierra:
(Vps)
para cualquier equipo:
Vrp =390kV
Fase-fase:
(2Vp , )
para equipo de entrada:
Vrr =780 kV
Fase-fase:
(Vpt )
para cualquier equipo excepto en la entrada: Vrp
=639 kV
92" CAPITuLO 3
3.9.2
Determinacion de las tensiones de cecrdlnaclcn
3.9.2.1
Sobretenslones temporales
Ucw=Kc Urp
Fase-tierra:
Fasc-fasc:
Ucw = 212 kV
Ucw= 343 kV
K; = 1,0 (2)
K; = 1,0 (2)
Factor de coordinaciOn sugerido en ctausula 3.3.1 de la IEC 60071-2 (1996).
(2)
3.9.2.2
Sobretenslones de frente lento
Factor de coordinaci6n determinlstico valores calculados de acuerdo
recomendado en la lEC 60071-2 (1996):
Equipo de entrada
lase-tierra
lase-lase
Para todos los equlpos
lase-tierra
lase-lase
I
Fase-tierra
Ucw=K; Urp
Fase-fase
Ucw=Kc Urp
I
Retaci6n
con 10
I K,. (Figura 3.2)
U.. I U"
2U..1 U,
I
I
0.65
0.87
I
I
I
1.10
1.01
r
r
U!"I U"
2U!"1U 1
I
I
1.03
1.34
I
I
1.03
1.00
Ucw = 1,10 x 390 = 429 kVp para equipos de entrada
= 1,03 x 390 =402 kVp para todos los equipos
=1,0 I x 780 =788 kVp para equipos de entrada
Ucw = 1,00 x 639 = 639 kVp para todos los equipos
Ucw
3.9.2.3
Ucw
Sobretensiones de frente rapido
Considerando los siguientes parametres:
Upt pararrayos =443 kVp
Factor <f
=4500 kV (calculado para Ilne85 de transmisl6n de un conductor segun IEC 60071-2. Tabla F.2)
Cantidad de lineas conectadas a la subestacion n
Distancia de pararrayos a ultimo equipo L
=2
=75 m
L=30m
(J)
externo
interno
(31
Vano tipieo de linea L sp
=300 m
2
Indice de fallas R km
=100 km afio =
Tasa de falla aceptable Ra
1
2xlO-'
m alIo
= 200 ai'ios
Dislancia maxima de Yerilicaci6n
COORDINACl6N DEAISLAMIEI'tTO •
93
Longitud equivalente de linea que produce un ruimero de salidas igual a la tasa de
fallas aceptables
L = R a =250m
a
R
km
Aplicando la formulacion recomendada en la lEe 60071-2:
Aislamiento extemo
U cw =Upl+
A
L
4500
75
= 443+--x
=750kV
n Lsp+La
2
300+250
Aislamiento interno
A
L
4500
30
U cw = Upl+----= 443 + - - x
=566kV
n Lsp+La
2
300+250
3.9.3
Determinacion de las tensiones de soportabilidad requeridas
3.9.3.1
Factor de seguridad
Segun el Numeral 3.7.3.
Aislamiento intemo: K, = 1,15
Aislamiento extemo: K, = 1,05
3.9.3.2
Factor de correcclen por altura
K II
Se aplica la correccion, de acuerdo con el Numeral 3.7.2.2 para H
m
=1 060 m s. n. m.
= I,D para tensiones a frecuencia industrial de corta duracion,
Para soportabilidad al impulso de maniobra (de la Figura 3.4):
fase-tierra:
Uc• = 429 kV
m = 0,95
fase-fase:
Uc .·= 788 kV
m
=1,00
Para soportabilidad al impulso atrnosferico:
fase-fase:
Uc.·= 788 kV
m
=1,00
Los valores correspondientes de K; para aislamiento externo son:
Soportabilidad a lrecuencia industrial
Soportabilidad al impulso de maniobra
Soportabilidad al impulso atmoslerico
Fase·lase y lase-tierra
Fase-tierta
Fase-tase
Fase-tase y lase-tierra
H-1060 [m s. n, m.]
1,14
1.13
1.14
1.14
94 • CAp!Tula 3
3.9.3.3 Tensiones de soportabilidad requeridas
Los valores de tensiones de soportabiLidad obtenidos despues de ser considcrada La
correccion por altura son:
Aislamiento externo: U""
=U
cw
K, K;
AisLamiento intemo: U"" = Ut:W K,
Aplicando los factores de seguridad, se obtienen Los siguientes resuLtados:
Aislamiento
Sobretensiones temparales
Equipo
Fase-tierra
Fase-fase
Fase-tierra
Sabretensianes de Irente
lenta
Fase-Iase
Sabretensianes de Irente
rapldo
3.9.4
Ucw [kV]
Otros
Entrada
Otros
[kV]
Int.
Ext.
Int.
212
212
343
429
402
788
254
410
244
394
493
462
906
343
Entrada
U~
Ext.
429
402
788
Fase-tierra
639
750
Fase-Iase
750
639
566
566
509
479
941
764
897
897
735
651
651
Conversion a tensiones de soportabilidad normalizadas
Para equipos pertenecientes al rango I de tensiones, eL niveL de aisLamiento es
norrnalmente especificado por dos valores: La tensi6n de soportabilidad de corta duracion a
frecuencia industriaL y La tensi6n de soportabilidad al impulso atmosferico. En eL NumeraL
3.8.2 se explican Los factores de conversion que se aplican a La tension de soportabiLidad
requerida para impuLsos de frente Lento para deterrninar Los vaLores equivaLentes a las
tcnsiones anteriormcnte descritas.
Aislamiento
Tensi6n
Equipo
Fase-tierra
Entrada
Otras
Interna
Fase-Iase
Fase-tierra
Externa
Fase-Iase
Entrada
Otras
Entrada
Otras
Entrada
Otras
Soportabilidad de eorta
duraeL6n a freeueneia
Industrial SDW
[kV]
Soportabilidad al impulso
tipo rayo LlW
247
231
453
368
336
315
634
505
543
508
997
809
578
541
1086
867
[kV]
-- ------- - - - - - - - - - - - - -
COORDINACION DE AISlAMJENTO .;
3.9.5
95
Resumen de los valores de soportabilidad requeridos
De los resultados obtenidos se puede extractar 10 siguiente:
Externo
No convertido
Convertido
U~(.' [kV]
U~"dkV]
Impulso atrnosterico
Impulso de maniobra Fase- tierra
Frecuencia industrial
Impulso atrnosfenco
Impulso de maniobra Fase-fase
Frecuencia industrial
897
509
254
897
941
410
3.9.6
Selecci6n de aislamiento normalizado
3.9.6.1
Interno
578
336
1086
634
Intemo
Convertido
No convertldo
U~ ,., [kV]
U~(" [kV]
651
493
244
651
906
394
543
247
997
453
EI mayor valor encontrado para las sobretensiones a frecuencia industrial corresponde a
394 kY fase-fase; se selecciona la tension normalizada de valor superior correspondiente a
395 kY, la cual esta asociada a una soportabilidad al impulso atrnosferico de 950 kY. Este
valor es superior a la tensi6n de soportabilidad requerida segun los calculos, la cual resulto
de 651 kY.
3.9.6.2
Externo
Para esta subestacion ubicada a una altura de I 060 m sobre el nivel del mar se deben
utilizar equipos con una soportabilidad minima al impulso atmosferico de 950 kY, que
corresponde a una soportabilidad a frecuencia industrial de 395 kY Y una Us = 245 kY.
Capitulol4
DISTANCIAS MiNIMAS EN El AIRE Y
DISTANCIAS DE SEGURIDAD
4.1
INTRODUCCI6N
En este Capitulo se efecnia un analisis sobre el dimensionamiento de las distancias
minimas en aire que se deben mantener en subestaciones exteriores (con aislamiento en aire)
para garantizar el adecuado nivel de aislamiento, teniendo en cuenta las condiciones
atmosfericas prevalecientes en el sitio. Los requerimientos de seguridad para la operacion y
mantenimiento de la instalaci6n resultaran en distancias sustancialmente mayores, como se
presenta en este Capitulo.
4.2
DEFINICIONES
Distaneias minimas en el aire: todos aquelIos valores que garantizan la soportabilidad
dielectrica de la subestacion ante los impulsos de tension tipo rayo, maniobra 0
sobretensiones a frecuencia industrial.
Distancias de seguridad: distancias minimas que deben ser rnantenidas en eJ aire entre
partes energizadas de equipos (conductores) y tierra, 0 entre equipos (conductores) sobre los
cuales es necesario llevar a cabo un trabajo.
4.3
DIMENSIONAMIENTO DE DISTANCIAS MiNIMAS EN AIRE
En las subestaciones, donde no es posible probarlas como un todo ante la soportabilidad
a los impulsos de tensi6n tipo rayo, maniobra 0 a sobretensiones a frecuencia industrial, es
necesario asegurar la soportabilidad dielectrica en forma adecuada mediante las distancias
electricas entre los diferentes elementos que constituyen la subestacion,
La soportabilidad a tensiones de impulso tipo rayo 0 maniobra en condiciones
atrnosfericas normalizadas debe ser igual 0 mayor que los valores especiticados en la
publicaci6n lEC 60071-2 para las tensiones de soportabilidad normalizadas al impulso tipo
rayo 0 rnaniobra. Siguiendo este principio, las distancias minimas en aire han sido
detenninadas para las diferentes configuraciones de electrodos. Las distancias minimas
especificadas en la recomendaci6n IEC 60071-2 consideran una aproximaci6n conservativa,
teniendo en cuenta las experiencias practicas, la economia en la instalaci6n de la subestaci6n
y los equipos fabricados en la practica para instalaciones que consideran distancias minimas
menores a I m.
98 •
CAPITulO 4
La publicacion IEC 60071-1 define los niveles de aislamiento normalizados para
instalaciones electricas correspondientes a las tensiones maximas Um perrnisibles, con
combinacion de dos componentes, a saber:
Las tensiones soportables asignadas de impulso atmosferico y de frecuencia industrial
de corta duracion, para equipos con Um < 300 kV, denominado Rango 1 (Tabla 3.1,
Capitulo 3).
Las tensioncs soportables de impulso atmosferico, de maniobra y de frccuencia
industrial para equipos con Un' ~ 300 kV, denominado Rango 11 (Tabla 3.2, Capitulo 3).
Para el dimensionamiento de las distancias rninimas en aire solo es determinante aquella
componente que produce el esfuerzo mas fuerte para un tipo dado de electrodos. En el rango
de Um < 300 kV, esta es generalmente la tension de impulso atmosferico con polaridad
positiva; yen el rango de U'; ~ 300 kV, generalmente la tension de impulso de maniobra con
polaridad positiva.
En las Tablas 4.1, 4.2 Y 4.3 se presentan los valores establecidos en la recornendacion
IEC 60071·2 (1996) para las separaciones minimas en aire fase-tierra y fase-fase para los
diferentes valores de los niveles norrnalizados de aislamiento al impulso tipo rayo y al
impulso tipo rnaniobra,
La Tabla 4.1 correlaciona la separacion minima en aire con la tension de soportabilidad
nonnalizada al impulso tipo rayo para las configuraciones de electrodos del tipo punta­
estructura y, adicionalmente, para el rango II del tipo conductor-estructura, las cuales son
aplicablcs para las distancias fase-tierra y fase-fase.
La Tabla 4.2 correlaciona la separacion minima en airepara distancias fase-tierra para
las configuraciones de electrodos del tipo conductor-estructura y del tipo punta-estructura
con las tensioncs de soportabilidad nonnalizadas al impulso de maniobra.
La Tabla 4.3 correlaciona la separacion minima en aire para distancias fase-fase para las
configuraciones de electrodos de los tipos mencionados con la tension de soportabilidad
norrnalizada al impulso de maniobra.
Las distancias en aire aplicables en servicio se determinan de acuerdo con las siguicntes
rcgJas, segun se establece en la recomendaci6n IEC 60071-2:
En el Rango I, las distancias en aire fase-tierra y fase-fase se determinan de la Tabla 4.1
para la tension de soporte al impulso tipo rayo determinada para la instalacion, scgun la
seleccion del nivel de aislamiento realizada siguiendo 10 establecido en el Capitulo 3.
Para instalaciones con tensiones en el Rango II, la distancia fasc-tierra es el valor mas
alto de la separacion deterrninada para la configuracion de electrodo punta-estructura de la
Tabla 4.1, correspondiente a la tension de soportabitidad al impulso tipo rayo seleccionada
segun 10 indicado en el Capitulo 3, 0 de la Tabla 4.2, correspondiente a la tension de
soportabilidad al impulso tipo maniobra seleccionada segun 10 indicado en el Capitulo 3.
Para instalaciones con tensiones en el Range ~I, la distancia fase-fase es el valor mas
alto de la separacion determinada para la configuracion de electrodo punta-estructura de
la Tabla 4.1, correspondiente a la tension de soportabilidad al impulso tipo rayo
DISTANOAS MfNIMAS ENELA1RE VOISTANOAS DESEGURlOAO"99
seleccionada segun 10 indicado en el Capitulo 3, 0 de la Tabla 4.3, correspondiente a la
tensi6n de soportabilidad al impulso tipo maniobra seleccionada segun 10 indicado en el
Capitulo 3.
Los valores aSI seleccionados son validos para la altura que se haya considerado en la
determinaci6n de las tensiones de soportabilidad requeridas.
Tabla 4.1 - Correlacl6n entre tenslones de soportabllldad allmpulso atmosferlco y dlstanc/as
min/mas en el alre (U. < 300 kY)
Tension nominal soportada al
Impulso tipo rayo
[kV]
20
40
60
75
95
125
145
170
200
250
325
450
550
650
750
850
950
1050
1 175
1300
1425
1550
1675
1800
1950
2100
Distancia minima
[mm]
Conductor.structura
Punta.structura
60
60
90
120
160 .
220
270
320
380
480
630
900
1 100
1300
1500
1700
1900
2100
2350
2600
2850
3100
3350
3600
3900
4200
1600
1700
1900
2200
2400
2600
2900
3100
3300
3600
3900
NOlas:
'"
Los impulsos almoslericos normalizados son aplicables tanto lase-tierra como lase-lase.
,2, Las distancias punta-eslruclura y conduclor-estruclura son aplicables a aislamienlos lase-tierra.
t3l
La dislancia punta-estructura es tambien aplicable a aislamienlos tase-tasa,
100. CAPfruLD 4
Tabla 4.2 - Corre/acl6n entre tens/ones de soporfabllldad ellmpulso de manlobra y
dlstanc/es mlnlmas fase- tierra en ., eire (U. > 300 kll)
Tension nominal
soportada al impulso de
manlobra [kV]
Olstancla minima fase-tlerra
[mm]
Conductor-estructura
Punta-estructura
1600
1800
2200
2600
3100
3600
4200
4900
750
850
950
1050
1175
1300
1425
1550
1900
2400
2900
3400
4100
4800
5600
6400
Tabla 4.3 - Corre/aci6n entre tensiones de soportabilldad al impulso de man/obra y
dlstanclas mlnimas fase-fase en el alre (U. > 300 kll)
Tension nominal soportada al impulso de
manlobra
Fase-tierra
[kV]
Valor fase-tierra
Valor fase-fase
Fase-fase
[kV]
750
850
850
950
950
1 050
1 050
1175
1300
1425
1 550
1,5
1,5
1,6
1,5
1,7
1,5
1,6
1,5
1,7
1,7
1,6
1 125
1275
1360
1425
1615
1575
1680
1763
2210
2423
2480
4.4
D1STANCIA DE SEGURIOAD
4.4.1
Calculo del valor basico
Oistancla minima fase-fase
[mm]
Conductor-conductor
Punta­
paralelo
conductor
2300
2600
2900
3100
3700
3600
3900
4200
6100
7200
7600
2600
3100
3400
3600
4300
4200
4600
5000
7400
9000
9400
EI valor basico debe garantizar el espaciamiento adecuado para prevenir cualquier
riesgo de flameo ann bajo las condiciones mas desfavorables.
EI valor basico esta determinado con base en la distancia minima en aire fase-tierra
establecida en Ia forma descrita en el numeral anterior y correspondiente al nivel de
DISTANCIAS MINIHAS EN ELA1RE Y DISTANOAS DE SfGURJDAO •
101
aislamiento detenninado para Ia instalacion, incrementada un 5% 6 10% como factor de
seguridad para tener en cuenta tolerancias en la fabricaci6n y montaje del equipo as! como
diferencias de un fabricante a otro.
EI criterio utilizado para determinar las distancias de seguridad se basa en 10publicado por el
Comite No. 23 de la ClORE [Parizy y otros (1971»).
Se deben tomar en cuenta las siguientes consideraciones generales:
Distancias desde tierra: factores tales como tension de la instalacion, altura de una
persona, capa de nieve donde sea aplicable, altura de bases, etc.
Distancias a vehiculos: altura tipica de los vehfculos de mantenimiento, as! como
tambien altura de los camiones que son usados para el transporte de equipos mayores.
Distancias a cercos, muros, etc.
La distancia de seguridad es la suma de los siguientes valores:
Un valor basico relacionado con el nivel de aislamiento, el cual determina una "zona de
guarda" alrededor de las partes energizadas.
Un valor que es funci6n de movimientos del personal de mantenimiento as! como del
tipo de trabajo y la maquinaria usada. Esto determina una "zona de seguridad" dentro de
la cual queda eliminado cualquier peligro reJacionado con acercamientos electricos,
4.4.2
Determinacion de la zona de seguridad
1I
a) altura media
Jl
b) brazos estirados verticalmente
1,7Sm----1
c) brazos estirados horizontalmente
d) mano alzada sobre plano de trabajo
Figura 4.1 - Dimensfones medias de un operador
102 "' CApITuLO 4
Es necesario inerementar el valor basico en una eantidad que depende de la altura del
personal de mantenimiento y de la naturaleza del trabajo sobre el equipo, incluyendo los
rcquerimientos de movimiento y aeeeso. Las dimensiones medias a eonsiderar son una
funcion de la altura de los operadores y de los diferentes movimientos que estos puedan
efectuar, Dichas dimensiones se ilustran en la Figura 4.1.
4.4.2.1 Movimiento del personal
En auscncia dc barrcras, muros 0 rnallas proteetoras, la distancia de scguridad entre
tierra y la parte energizada mas baja de la subestacion se debe tener en cuenta para la libre
circulacion del personal. Esta distancia corresponde al valor basico incrementado en 2,25 m
(Figura 4.lb); asi, la distancia entre la base de cualquier aislador de poste 0 buje y tierra no
debe ser menor de 2,25 m. El aislador 0 buje debe ser considerado como un eomponente
energizado en donde se reduce la tension gradualmente y solo la parte metalica inferior esta
a potencial tierra. La distaneia de seguridad se ilustra en la Figura 4.2.
.... -----..
I,
\.
1111
/
"OR
os
0T
~~~~±±~E:---
~-
Circulacion
de personal
Convenciones:
~ Zona de guarda " valor baslco
o
Zona de seguridad
Figura 4.2 - Clrculaci6n de ptlrsonal
Se entiende que csta distancia de seguridad esni dada para una circulacion normal en el
patio de una subestacion, sin que el personal use escaleras u objetos que 10 puedan acercar a
las partes energizadas,
En zonas ocupadas por conexiones 0 equipo instalado a una altura de piso menor que la
definida aqui, el equipo debe estar localizado fuera del alcance del personal por medio de
pantallas, mallas, compartimientos 0 barandas, cuya posicion y altura deben ser
determinadas en funcion de las condiciones de movimiento del personal y el tipo de trabajos
Que se debe desarrollar, siendo los valores extremes como sigue (Figura 4.3).
DISTANOAS MINIHAS fN fL A1Rf Y DISTANOAS Of SfGUIUDAll-103
Metodo 1: Un compartimiento 0 malla protectora de 2,25 m de altura. separada del
conductor 0 equipo por una distancia igual al valor basico.
Metodo 2: Una baranda de 1,20 m de altura separada del conductor
distancia igual al valor basico mas 0,60 m, como rninimo.
1==11
b
=Valor basico
b
0
equipo por una
1
11'.20 m Minima
=Valor bastco
Figura 4.3 - Proteccl6n para equlpos en balo nivel
4.4.2.2
Movimiento de vehiculos
Para el montaje y mantenimiento de algunos equipos como interruptores. cs ncccsario
utilizar una grua y, por 10 tanto, se debe prever una zona de seguridad para estos casos. Esta
zona de seguridad (Figuras 4.4a y 4.4b) esla delimitada por el perfil del vehiculo mas 0,7 m
para pennitir inevitables imprevisiones en la conducci6n. De igual forma se debe prever una
zona de circulaci6n perimetral.
~
::::!
~
L1
t
II
a
~
DemarcatiOn de la
zonade circulaci6n
Planla
De.plazamienlo laleral de las
dilerentes conexiones f1exibles
Dislancia de
2.25 m
aeguridad
~_....Ltu!-~TJ':!:I:::!I~IA-~II'L__.l'~IUI_
Convenciones:
~ Zona de guards
~ valor basieo
o
Zona de seguridad
Zona de circulaci6n
del vehiculo
SecciOn 1-1
a) Conexionesf1exibles
5ecci6n 2·2
b) Conexiones rlgidas
• Figura 4.4 - Cireulacl6n de vehlculos
.:~i
104 • CAPfTuLo 4
4.4.2.3 Trabajos sabre equipos
0
sobre conductores
Cuando se efecnia un trabajo en una subestaci6n con presencia de tension en los
conductores y equipos de los circuitos adyacentes, es necesario prever una zona de
protecci6n la cual se debe detenninar con base en el mismo principio de los casos anteriores.
Dicha zona comprende el valor baslco mas un valor que sera detenninado para cada equipo
de acuerdo con el trabajo de mantenimiento, el vehiculo y las herramientas que nonnalmente
se utilizan. Nunca debe tener un valor inferior a 3 m.
La distancia de seguridad se entiende entre la posici6n extrema que puede ocupar la
conexi6n del equipo energizado y el borde del equipo sobre el cual se esta llevando a cabo el
trabajo, Se debe establecer que bajo ninguna circunstancia habra penetraci6n en la zona del
valor basico.
Enel caso de mantenimiento de rutina que requiera solamente el uso de herramientas
livianas (Figura 4.5), el factor que se le adiciona al valor basico debe ser:
Horizontalmente 1,75 m que corresponde a las dimensiones prornedias de un operador
con los brazos estirados, Figura 4.lc.
Verticalmente 1,25 m por encima del plano de trabajo que corresponde al operador en la
posici6n ilustrada en la Figura 4.ld.
Posici6n extrema
.-/ inferior de los
conduetores
valorf
basico
l-;;;r
2.25
Dimensiones en m
Figura 4.5 - Mantenlmlento de rutlna
En el caso de uso de herramientas pesadas 0 vehfculos, la zona de seguridad se calcula
con base en 10 dicho anterionnente, mas la zona de seguridad determinada para el
movimiento de vehiculos, tal como se ilustra en la Figura 4.6.
I.
-----------
~---~---~---------~--
DISTANCAS MfNIMAS ENELA1RfY DISTANCAS DESEGURIOAD. 105
.
,
r
I~ rr:r!
~
m
a
./108quta
, pesa
..
1"
lXl
~d8
..
01
~
..
_to
~
21­
a) Planta general
I
,1,
--1I-~
III
~-'~
BarraS
:W·
1,1
I I rBarraA
I
i
I!
b) Secci6n 1-1
==r::::*
f;t:1....."
ry;t
IU,;;J
lUI
7..rhrr/?;n7r.J7/nn
/1\
I I I BerraB
5?~j" ---,- --j --r
II
i
Zona de seguridad
de trabajos sobre
Planode trabaio
Barra A
equlp05
I,
rl
Zona cia seguridad
cirewaCiOn de
peatonas
t/;;;- J Valor b6aico
o
Zona cia Iltgurided
C) Secci6n 2-2
Figura 4.6 - TrabaJo uUlizando maquinaria pesada
106. CApITulO 4
4.4.2.4 Demarcacl6n de las zonas
En las subestaciones se deben sefializar permanentemente las zonas de seguridad,
especialmente la relacionada con el movimiento de vehiculos. Lateralrnente esta sefializacion
se debe efectuar con demarcaciones en la superficie del patio. Verticalmente se debe
verificar que todo vehiculo cargado que entre en el patio no exceda los valores de disei'io de
la zona. Durante el montaje 0 mantenimiento las zonas de seguridad deben ser demarcadas
por banderas visibles al personal. Cuando se efectuan trabajos extensivos, por ejemplo de
ampliacion, la zona de seguridad se debe demarcar con barreras 0 mallas, e inclusive colocar
avisos de peligro.
4.4.3
Resumen de las distancias de seguridad
Las distancias de seguridad se pueden resumir tal como se muestra en la Tabla 4.4.
4.5
DISTANCIAS PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE SUBESTACIONES
EI dimensionamiento de una subestacion con una configuraci6n, disposici6n fisica y
nivel de tension determinados, esta condicionado basicamente por 10 siguiente:
Ancho de barras
Ancho de campo
Altura de campo
Longitud de campo.
Estos aspectos son una aplicacion directa de las distancias minimas y las distancias de
seguridad descritas anteriormente, adernds se consideran otros aspectos tales como facilidad
para el mantenimiento y estetica.
Seria muy ambicioso tratar de cubrir aquf todos los aspectos y alternativas posibles
encontradas en la practica, de tal forma que se puedan generalizar y establecer unas
dimensiones tipicas de subestaciones. Lo que sl se puede es ilustrar a continuaci6n algunas
pautas generales para facilitar la determinacion de dimensiones de una subcstacion.
4.5.1
Ancho de barras
Las barras de una subestacion pueden ser del tipo rigido, generalmente tubos de
aJuminio 0 cobre, 0 del tipo flexible en donde se utilizan cables de cobre, aluminio, aleaci6n
de aluminio 0 ACSR.
En el primero de los casos se utilizan directamente las distancias minimas fase-fase en el
aire entre conductores, tomando un factor de seguridad entre 5% y 10%. En las fases
exteriores de la barra es necesario conservar la distancia minima fuse-tierra con cualquier
objeto alrededor de esta, Si existe otro barraje adyacente entre las fases mas cercanas de los
dos barrajes es necesario conservar una distancia igual a la fase-fase incrementada en, por 10
menos, 25%, ya que los dos barrajes pueden estar sometidos a sobretensiones diferentes
(especialmente en configuraciones de doble barra). Se toma el incremento del 25% yaque la
norma IEC no recomienda valores para estos casos. Lo anterior se ilustra en la Figura 4.7.
Tabla 4.4 - Distancias de seguridad en 81 aire
V,
(l<V)
Disianeia
minima
(valor
pleol
ssgun IEC
1m]
(1)
60
75
95
125
170
200
2SO
325
380
4SO
5SO
6SO
7SO
8SO
9SO
10SO
1175
1300
1425
15SO
(21
0,09
0,12
0.16
0,22
0,32
0,38
0,48
0,63
0,75
0.90
1.10
1.30
1.SO
1.70
1.90
2.10
2.35
2,60
2.85
3.10
Valorbblco
Canlldad que s.
Valor
adlclon.
bblco
1m]
1m]
'''(3)
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
6
6
(4)
0,01
0,01
0.02
0.02
0,03
0,04
0,05
0.07
0,08
0,10
0,11
0.13
0.15
0,17
0,19
0.21
0,24
0,26
0.17
0.19
(5)=(2)+(4)
0,10
0,13
0.18
0,24
0,35
0,42
0,53
0.70
0,83
1,00
1,21
1,43
1.65
1,87
2,09
2,31
2,59
2,86
3,02
3.29
Clrculacion de personal
Bajo conexi ones
Zan. de
segurldad
1m]
(6)
2,25
2,25
2,25
2,25
2,25
2,25
2,25
2.25
2,25
2,25
2,25
2,25
2,25
2,25
2.25
2.25
2.25
2,25
2.25
2.25
Valorlotal
1m)
(7)=(5)+(6)
r'
r)
r
n
,.,
r,
,.,
r
3,08
3.25
3.46
3,68
3.90
4.12
4,34
4,56
4,84
5,11
5.27
5,54
1m]
(8)
2.25
2.25
2,25
2.25
2.25
2,25
2,25
2,25
2.25
2.25
2.25
2,25
2,25
2,25
2.25
2,25
2.25
2,25
2.25
2,25
Disiancias de seguridad
Zona de trabajo .n aus.ncla d. maqulnarla p.nda
Horizontal
V.rtlcal
Valorlotal
Zona d.
Zona d.
s.gurldad
s.gurldad
1m]
1m)
1m]
(9)
(10)=(5)+(9)
(11)
r,
1,75
1,25
1.75
1,25
"
n
1,25
1,75
n
1,75
1,25
"j
1.75
1.25
n
1.75
1,25
n
1,75
1.25
r
1,75
1,25
1.75
1,25
"n
1.75
1.25
1,75
2,96
1,25
3,18
1.75
1.25
1.75
3.40
1.25
3,62
1,25
1.75
1,75
1,25
3.84
4,06
1,25
1.75
1,75
4.34
1.25
4.61
1.75
1.25
1,75
«rr
1.25
5,04
1,25
1.75
Clrculacl6n d. v.hlculos
Zona d. s.gurldad
Valor Iota I 1m]
Valor total
1m]
G'lIbo
1m]
Tol.rencla
1m]
Valorlotal
1m)
(12)=(5)+(11)
r
(13)
n
(14)
0,70
0,70
0,70
0,70
0,70
0,70
0.70
0,70
0.70
0,70
0,70
0,70
0,70
0,70
0.70
0.70
0.70
0,70
0,70
0.70
(15)=(5)+(13)+(14)
n
n
n
n
n
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n
(00)
n
r
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"
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n
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n
f"")
2.90
3,12
3.34
3.56
3,84
4.11
4.27
4,54
{'Ol
1"1
,-,
"''1
,.,
r
"
Notas:
n
n
EI valor mlnimo recomendado es 3 m, pero puede ser menor segun la experiencia, dependiendo de condiciones locales, procedimientos, etc,
Se delermina en cada easo.
'
("')
,.,
r
n
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r
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n
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108 •
CAPfruLO 4
Bsrrsje
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c
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lJm
a
U
0R
d
a
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08
d
I~
!
2,25m
,I
a • De 1,05 a t, lOla dislancia minima lase-lase, cable-cable
b • Distancia minima lase-tieml (valor b4sico)
c = 1,25 di$lancia minima lase-lase, cable-cable
d = Diamelro del conductor de lase
Figura 4.7 - Ancho de barras - barra rlgida
Cuando se utilizan conductores flexibles es necesario tener en cuenta el desplazamiento
horizontal durante cortocircuitos. La IEC y la CIGRE presentan una rnetodologfa para
encontrar la tension de aisladores (cuya fonnulaci6n se encuentra en el Capitulo 9) y el
desplazamiento de los conductores debido aI cortocircuito que dependen de la relaci6n
F /mcl: (fuerza electromagnetica/peso del conductor)', de la flecha estatica y de las
elongaciones elastica y terrnica del conductor.
Remde y Neumstocklin (1985) utilizan los resultados de Lehmann, Lilien y Orkisz
(1982) y de Landin y otros (1975) para presentar una metodologia simple que determina el
desplazarniento del conductor durante cortocircuitos, la cual se presenta en el Capitulo 9. De
ella se deduce que el rango de movimiento del conductor esta dado por YK , el cual se puede
tomar en funci6n de la flecha maxima estatica, Yo.
YK
=1.2 sen 4{)0
Yo • m
YK =O,7713Yo , m
(4.1)
(4.2)
de donde, la separaci6n entre fases es:
Q
Q
=
+2YK , m
(4.3)
+ 1,543 Yo ' m
(4.4)
Qmin
=
Q min
Donde:
Qmin:
distancia fase-fase,
En la Figura 9.14 (Capitulo 9) se puede observar el movimiento de los conductores
flexibles durante un cortocircuito.
Es una practica cornun disefiar los barrajes con una flectia maxima del 3% del vano, L,
pudiendose representar la separaci6n entre fases asi:
Q
= Qmin +0,0463 L • m
(4.5)
DISTANCIAS MINIMAS ENELA1RE Y DISTANCAS DESfGURIDAD -109
Remde y Neumstocklin (1985) establecen que el valor de Qmln se puede reducir hasta el
50% del valor dado en la Tabla 4.3 para la distancia minima fase-fase. Obviamente, el valor
de Q debe ser mayor que el dado en dicha tabla.
La deflexion de los conductores tambien debe ser consideradaen los barrajes soportados
por cadenas de aisladores. Esto es debido a que se debe tener en cuenta el paso inferior por
los porticos intermedios, tal como se muestra en la Figura 4.8.
/
~
II
Portico de soporte
debarras
\
;/
"-.~~
\
b
\
I~ -1
r
r
/
~,
\
Deflexi6n
mtixima
b = Distancia lase - tierra
cable· estructura
Nota: Esta dellexi6n puede eliminarse si se utiliza un aistaoor de poste invertido en lugar del alslador tipo cadena.
Figura 4.8 - Efectos de denexl6n de als/adores
Para calcuJar el angulo de deflexion de las cadenas es necesario tener en cuenta la
longitud, el area equivalente y la velocidad maxima del viento. Es normal utilizar angulos de
15° para el calculo del ancho de barras.
4.5.2
Ancho de campo
Como ancho de campo se designa la distancia entre los ejes de las columnas que forman
el portico de entrada de lineas, EI ancho de campo de una subestacion esta determinado por
la configuracion y las dimensiones de los equipos y de los barrajes utilizados.
Basicamente los aspectos determinantes del ancho de campo son:
Templas 0 barrajes superiores a 10 largo del campo, cuya separacion entre fases se
calcula con base en 10 descrito en el Numeral 4.5.1.
Dimensiones de los equipos, tal como se ilustra en la Figura 4.9.
Cuando se tienen seccionadores de apertura central, estes tienen gran incidencia en la
determinacion del ancho de campo, ya que en posicion abierta sus brazos 0 cuchillas
permanecen energizados (Figura 4.10).
Cuando se tienen conexiones largas entre equipos con conductores flexibles y
especial mente para bajantes de templas superiores 0 barrajes a equipos, es necesario
tener en cuenta el desplazamiento de los conductores durante cortocircuitos. La
metodologia (simplificada) a seguir es la descrita en el numeral anterior.
110 ''1 CAPtrulO 4
~l,25a_
-@-------@--lii-, - ~
._I~I,-'
.,$-JI
T"""~
I,L
a) Eslrucluras no adyacenles a equipos
~
~ ~
",~.J.L.~~~~",
[!J
a
b
[!J
=Oistancia minima rase· lase
=Oistancia minima lase· tierra
i
z
= Ancho de la eslruclura
=Ancho del equipo mas ancho del campo
b) Eslrucluras adyacenles
Figura 4.9 - Ancho de campo determinado por los equipos
-
::::
-/-,
-,
I
/
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h
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21T
215
21R
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Eslruclura
L
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Ancho de campo - - ­
a) Eslrucluras no adyacenles a seccionador
21R
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h
,,
/
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"­
I
a
h
a
I
h
Ancho de campo
a = Oistancia minima lase-lase, punta-<;anduclor
b = Oistancia minima lase-tierra, punta-eonduetor
~~
~bll
:.::r-
r 1'2
h = Longitud del braze del seccionador
I = Ancho de la estructura
b) Eslrucluras adyacentes a equipos
Figura 4.10 - Ancho de campo con secclonador de apertura central
(fase central centrada en el CIImpo)
-:
DISTAHClAS MfNIHAS EN ELA1RE Y DISTANCIAS DESEGURiDAD •
111
Existen algunas practices para reducir el ancho de campo de las subestaciones, las
principales de elias son:
Utilizar conductores rigidos entre equipos (10 cual puede ocasionar mayores esfuerzos
en sus terminales).
Evitar porticos interiores 0 intermedios.
Utilizar aisladores del tipo poste en los puentes de soporte de barras.
Instalar los seccionadores de apertura central con los polos desplazados del eje central
del campo hacia e1 lado opuesto de su apertura,
Utilizar seccionadores diferentes a los de apertura central, tales como seccionadores de
doble apertura, seccionadores pantografo 0 sernipantografo, seccionadores de apertura
vertical,
No utilizar seccionadores adyacentes a estructuras y porticos.
Algunas de estas practicas se ilustran en la Figura 4.11.
-,
-,
,I
-,
,I
,
\
_..1
~i
a) Seccionador desplazado
I
t ~ ..
9
10 1
b) Salidas enfrentadas
Figura 4.11- Prlcticas para reduclr anchos de campo
4.5.3
Altura de campo
La altura de los porticos de un campo esta determinada principal mente por eJ tipo de
conductores que se utilicen, asi como tarnbien por el ruimero de niveles de conexion que
requiera la configuracion de la subestacion.
EI primer nivel de conexion que se encuentra en una subestacion estd conformado por la
conexion entre equipos, cuya altura esta determinada por las distancias de seguridad
descritas anterionnente.
•
c .....
! ..:
112 • CYfruLO 4
EI segundo nivel de conexion generalmente esta conformado por los barrajes, cuya
altura debe estar por encima del nivel de equipos en distancia por 10 menos igual a La
distancia minima fase-fase, cable-cable.
Cuando se tienen conductores flexibles es necesario tener en cuenta la flecha de los
barrajes, la conexi6n de los seccionadores de campo a la fase mas apartada del barraje y el
acercamiento de estas conexiones a los puentes bajo las estructuras de soporte de barras (en
algunos casos para evitar acercamientos se recomienda instalar un aislador de poste en la
conexi6n de seccionador a la fase del barraje mas alejada); 10 anterior se ilustra en la
Figura 4.12.
Cuando se utilizan seccionadores del tipo pantografo, son estos los que determinan la
altura del barraje, tal como se presenta en la Figura 4.13.
Flecha
Maxima
T
_u.
~O
J
_.~
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.
:5'!
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I
~I
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il
E
E,
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1.L.l..
~_
L.L
....
a = Distancia lase-lase
b = Valor basico
c Dislancia lase-lase minima
=
a) Allura de barrajes flexibles
~ . ..~
Barraje
"5
"R
"T
"'5
0T
~ ~
~
-~
I
b) Acercemiento entre fases S y T del puentecon fase R de la conexi6ndel seccionador
FIgura 4.12 - Altura de barraje
D/STANOAS MIN/MAS EN El A1RE Y DISTANOAS DE<.;;i . . . . ., ...
Conlraeanlacto
=nL==r
y
b
2,25m
d = Distancia lase·lase minima dada por el nivel de
aislamiento entre contactos abiertos del seccionador
seglin las nonnas IEC·62271-102 e IEC-60694
b
=Valor basico
x = Longitud del contracontacto
y = Altura del pant6gralo en posicion abierto
=
Y Flecha maxima
O
Figurll 4.13 - Altura de bllrras con seccionadores tipo pant6grafo
EI tercer nivel de conexiones general mente esta conformado por templas -superiores,
cuya altura debe ser superior a la de los barrajes en. como minirno, la distancia fase-fase,
cable-cable, aumentada en la flecha maxima de la templa. Es necesario tener en cuenta
acercamientos que se pueden presentar con los bajantes de las templas superiores
(Figura 4.14).
Cuando se utilizan seccionadores de apertura vertical es necesario considerar la
distancia entre el brazo del seccionador cuando esta abierto y la templa superior. con flecha
maxima como una distancia minima fase-fase, punta-cable para detenninar la altura de dicha
templa.
La altura de los castilletes para cable de guarda esta deterrninada por el diseiio del
apantallamiento de la subestacion como se describe en el Capitulo 5.
Es necesario considerar las distancias minirnas de las salidas de Iineas que pas an por
encima de cercos perimetrales; la norma IEEE Std 1119 (1988) las detennina como se
muestra en la Figura 4.15.
A las distancias minirnas que determinaron las alturas de campo es conveniente
aplicarles un factor de seguridad de, por 10 menos, un 10%. Cuando las templas superiores y
114 • CApITuLO 4
barrajes tienen entre sf tensiones de circuitos distintos durante ciertas operaciones de la
subestacion, se recomienda incrementar este factor de seguridad en un 25%.
)
>'"
/1
Flecha maxima
~/
Barraje
111
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I
I
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rrI! \ ~
I
I
j
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I
Ii
!i
=
a Oistancia minima lase-lase
b = Valor b4sico
Figura 4.14 - Altura de templa superior
11
i=­
Tensi6n [kV!
15a38
72.5
123
245
550
800
A[mJ
B[mJ
4,6
4,9
5,1
5,8
7,6
9,1
3.1
3,7
4.0
4,9
6,4
7,0
1=
~
B
A
i
'
I'
I
'r'.
Figura 4.15 - Dlstancias mlnimas al cerco
4.5.4
0
muro
Longitud de campo
La longitud de campo est a detenninada por la configuracion de la subestacion y por las
distancias entre los diferentes equipos.
•
Esta distancia no esta detenninada por las distancias minimas 0 de seguridad, sino mas
bien por razones de mantenimiento, montaje y estetica.
Para el montaje y mantenimiento se recomienda que los terminales de los equipos sean
accesibles por el personal desde cualquier punto. Se consideraque una distancia minima
DISTANOAS MtNIMAS EN ELAIRE Y DISTANOAS DE SEGURJDAD.
115
aceptable entre terminales de equipos es de 1,0 m a 1,5 m para subestaciones con nivel de
tension 72,5 kV. Partiendo de esta base y de las dimensiones de los diferentes equipos se
puede determinar la distancia entre equipos de un mismo campo.
Cuando se tienen equipos de aspecto exterior similar, por ejemplo transformadores de
instrumentacion y pararrayos, pero de dimensiones ligeramente distintas, se puede, por
razones esteticas, adoptar distancias iguales entre estos equipos.
En la Tabla 4.5 se ilustra un intervalo tipico de separacion entre centros de equipos para
diferentes niveles de tension.
Para la distancia desde el ultimo equipo hasta el cerco perimetral es necesario considerar
la via perimetral, espacio para carcamos de control y de ilurninacion perimetral y espacio
para cunetas y de obras civiles. En subestaciones en donde no se vaya a realizar la ubicacion
de una via perimetral es necesario tener en cuenta las distancias minimas y de seguridad
entre las partes energizadas y el cerco perimetraI.
Tabla 4.5 - Distandas tipicas entre equipos de patio
Equipos
(entre equipo y equipo)
72,5 kV
123 kV
Dislancia tiplca [m)
550 kV
245 kV
800 kV
1.
Transtormador de lnstrumentacton y
seccionador
2.0
3.0
4,0
6,0
7,5
2.
Interruptor y seccionador
2,0
3,0
4,5 - 5,5
7,0 - 8.0
9,0 - 10,0
3.
Interruptor y seccionador con vra de
circulacion
5,5
7,5
8,0 - 9,5
12,0·14,0
14,0 - 16,0
4.
Interruptor y transformador de
mstrumentacion
1,5
2,0
3,5 - 4,5
6,5
8,5
5.
Interruptor y transformador de
tnsnumerttacton con via de clrcutaclon
5,0
6,5
6,5
10,0 - 12.0
12,0 - 14,0
6.
Seccionador y seccionador
3,0
3,5
6,0
7,0·8,0
9,0 - 10,0
7.
Seccionador pant6grafo y seccionador
pantografo
3,0
4,5
6,5
8,0
8.
Seccionador pantografo y transtorrnador
de instrurnentacion
2,5
3,5
5,5
7,0
9.
Interruptor y seccionador pantoqrato
3,0
5,0
10.0
13,0
10.
Interruptor y seccionador pantoqrato con
vla de circulacion
7,0
7,5 - 9,0
11,0· 13.0
13,0·15,0
3,5
4,5
7,0
9,0
-
.
11.
Seccionador y seccionador pantografo
12.
Entre transformadores de
instrumentaci6n
1,5
2.0
3,0
4,0·5,0
6,0
13.
Pararrayos y Iransformadores de
mstrumentacion
1,5
2,0
3,0
5,0
6,0
14.
Entre cualquier equipo y el cerco
perimetralllEEE SId 1119]
3,7
4,0
4,9
6,4
7,0
CapitulolS
APANTALLAMIENTO
5.1 INTRODUCCI6N
Se conoce como apantallamiento de una subestacion al conjunto de elementos instalados
con el objetivo principal de proteger los equipos y elementos de la subestacion, contra
descargas atrnosfericas directas (rayos).
Este Capitulo presenta tres metodologias para el disefio del apantal1amiento de
subestaciones descritas en la norma "Guide for Direct Lightning Stroke Shielding of
Substations" [IEEE Std 998 (996)], que son las ampliamente utilizadas:
Metodo clasico de angulos fijos
Metodo clasico de curvas ernpiricas
Metodo electrogeometrico,
Las dos iiltimas se basan en los trabajos de Wagner [IEEE (1996)] Y Mousa (1976) que a su
vez fueron desarrollados partiendo del modelo electrogeornetrico de Gilman y Whitehead
(1973).
5.2 DEFINICIONES
Distancia de descarga, Sw,: longitud del ultimo paso de la guia de un rayo, bajo la
influencia de la tierra 0 de un terminal que 10 atrac.
Corriente de retorno, Ie: corriente que circula entre la tierra y la nube, una vez la guia
de un rayo establece una ruta ionizada por la cual la tierra trata de neutralizar la carga de la
nube.
Riesgo de falla del apantallamiento, R,: mimero esperado de aiios antes de que el
apantallamiento de la subestacion permita incidir un rayo en las partes energizadas, de tal
forma que se produzca flameo en el aislamiento.
Porcentaje de cxposlclon, p.: porcentaje de rayos que se espera no sean efectivarnente
apantallados,
Tension critica de flameo, CFO: tension que aplicada como una onda negativa de
impulso normalizada 1,2 X 50 I..ls produce flameo en el aislante bajo prueba, en e150% de los
casos.
Altura efectiva del apantallamiento, h.: altura sobre la parte superior del portico que
sostiene los conductores de fases mas elevados de la subestacion, a la cual debe instalarse el
cable de guarda para un apantallamiento efectivo.
Altura minima: altura a la cual debe ubicarse el cable de guarda por encima de las
partes energizadas, de tal forma que si se ubica a una altura menor, se producira una zona de
no apantallamiento en algunos puntos, que deberian ser apantallados por dicho cable.
Nivel eeraunleo, N j : numero prornedio de dias por afio durante los cuales se escuchan
truenos en un sitio especifico.
Densidad de rayos a tierra, GFD: numero promedio de descargas a tierra por unidad
de area y por unidad de tiempo en un sitio determinado.
5.3 CONCEPTOS FUNDAMENTALES
5.3.1
Introducci6n
Las condiciones de aislamiento en subestaciones de transmisi6n requieren 1a
consideracion de magnitud, frecuencia de ocurrencia y tipo de sobretensiones que puedan
presentarse durante su operaci6n.
Una sobretensi6n transitoria importante es la producida por las descargas atrnosfericas
que inciden en la subestacion; bien sea que Jleguen a traves de la linea de transmisi6n 0 que
se deban a descargas directas sobre los equipos de la subestaci6n, producidas por fall as del
apantallarniento. Este ultimo tipo de descargas conlleva a unas condiciones dificiles para los
aislarnientos.
Cuando una descarga atrnosferica alcanza un sistema de potencia, una sobretensi6n
elevada aparece a traves de los equipos en la subestaci6n. Si la sobretension excede la
soportabilidad del aislamiento, este se rornpera y aparecera un arco de potencia que sera
mantenido por la tension a frecuencia industrial del sistema. Se hace necesaria entonces La
operaci6n de interruptores para elirninar el cortocircuito. Si la descarga se produce a traves
del aire, de una cadena de aisladores 0 de equipos con aislamiento autorregenerativo,
generalmente no se producen dafios. Si por otra parte la descarga se produce en
aislamientos no autorregenerativos como en motores 0 transformadores, el dano es
permanente.
En la practice, la funci6n del apantal1amiento consiste en proteger a los equipos de la
subestacion contra esas descargas directas.
5.3.2
Descripci6n del fen6meno
Desde ticmpos de Benjamin Franklin se sabe que un objeto eLevado y conectado a La
tierra ofrece proteccion contra descargas atmosfericas directas a objetos colocados por
debajo de el, Sin embargo, la forma y la extension de la zona de proteccion contimian
discutiendose,
EI conocimiento de la forrnacion de las descargas electricas es de gran utilidad para
entender como los diversos elementos (cables de guarda, mastiles, etc.) ofrecen proteccion.
APANTAlJ.AMIENTO
++++++
-119
11++
/77777777777777777/7/// / / / /
a) Inicio de la propagaci6n
b) Ultimo paso de/fider
+
+
+
+
+
+
+++++11++
'// / ///-i / / / /' / /' / / / / / . / / / / / / / / /
c) Aula establecida
d) Corriente de retorno
Figura 5.1 - Proceso de la descarga atmosferica
La guia de un rayo (trayectoria del rayo en el aire), originada en una nube cargada
(positiva 0 negativa), progresa en forma de pasos discretos de una longitud variable (entre
10 m y 80 m) y en un tiempo cercano a 50 us por paso. La longitud prcdominante de los
pasos es de 50 m y cada paso tiene una direcci6n variable de acuerdo con las condiciones
atrnosfericas (Figura 5.1a).
Unlcarnente cuando la cabeza de la guia del rayo, llega a una distancia igual a la Hamada
"distancia de descarga" de un cuerpo de polaridad contraria, empieza a progresar en
direcci6n de este, Para ese entonces, se forma una pequei'ia descarga electrica desde cl
objeto, dirigida al encuentro de la guia del rayo (Figuras 5.1b y 5.1c).
Una vez la guia del rayo ha tocado el objeto, se establece una ruta ionizada entre la nube
y el objeto, por la que circula una corriente hacia la nube (corriente de retorno) que intenta
neutralizar la carga de la misma (Figura 5.ld).
Cabe anotar que no siempre la guia procede de la nube sino que puede generarse desde
estructuras en punta a grandes alturas.
El fen6meno de la descarga atrnosferica es de caracter aleatorio. Todas las
caracterfsticas del rayo son aleatorias. Por estas razones el efecto de las descargas debe
expresarse en terminos de probabilidades.
5.3.3
Magnltud de la descarga
Uno de los valores mas represcntativos y de mayor importancia de un rayo es la
magnitud de la corriente pico de la descarga. Anderson (1987) define que la magnitud media
de una descarga es de 31 kA y que la probabilidad de que cierta magnitud de corriente sea
excedida en una descarga, esta definida por la siguiente ecuacion:
P( J)
=
1
J
1+ ­
( 31
J2.6
(5.1 )
Donde:
magnitud de corriente pico de una descarga atrnosferica, kA
J:
Ptl):
probabilidad de que la corriente pico de una descarga atrnosfcrica sea excedida.
En la Figura 5.2 se rnuestra la relacion entre la corriente J y la probabilidad P(J), de
acuerdo con la ecuacion anterior.
100
~
90
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80
..
70
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100
120
140
160
180
200
Corrien!e del rayo I [kA]
Figura 5.2 - Probabllidad de que una d8$Carga exceda la comente pico
5.3.4
Nivel ceraunlco
El nivel ceraunico se define como el mirnero promedio de dias al ano en los que se
presentan tormentas electricas. En la practica se mide como el mimero de dias al ano en los
que se escuchan descargas atmosfericas.
APArlTALLAMIErlTO
72'
78'
70'
68'
J~'
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60
(
\
I
O'
0'
Ecuador
/
2'
~2Q
iI
iI
Peru
4'
h
~
---l
78'
76'
I
I
I
74'
72'
68'
II
~~
Figura 5.3 - Mapa isocerilunlco de Colombia [Unlversldad (1990))
Los promedios anuales de los niveles ceraunicos para una region en Colombia pueden
ser consultados en eJ plano de niveles isoceraunicos, el eual se rnuestra en la Figura 5.3; cabe
anotar que para muchas regiones est os niveles 50n estimados 0 productos de extrapolaciones,
122. CApfTulO 5
por 10 tanto se recomienda la utilizacion del mapa solo para predisefios. Para un disefio
detallado es necesario solicitar datos mas concretos a la compafiia dueiia de la subestacion.
5.3.5
Densidad de rayos a tierra (GFD)
La densidad de rayos a tierra es definida como el ruirnero promedio de descargas en un
area de un kilometre cuadrado durante un periodo de un ano y esta relacionada con el nivel
ceraunico mediante la siguiente formula:
.
GFD=O,12N;
(5.2)
Donde:
GFD: densidad de rayos a tierra
N;
nivel ceraunico.
5.3.6
Redes de detecclen de descargas
Una nueva tecnologia para determinar la densidad de rayos a tierra esui siendo
implementada por varias empresas del sector energetico en Colombia. Esta tecnologfa
consiste en una red de sensores dispersos en distintos lugares los cuales detectan las
interferencias electromagneticas generadas por descargas a tierra. Mediante el uso de
sistemas de triangulacion, sistemas de posicion por satelite (GPS) y el empleo del
cornputador, es posible establecer con precision el sitio donde cae la descarga atrnosferica,
su magnitud y otros parametros del rayo.
Esta informacion ha side almacenada en bases de datos durante varios afios permitiendo
establecer con mayor precision los valores de densidad de rayos, para muchas regiones en
Colombia.
5.3.7
Dispositivos apantalladores
Normalmente se
subestaciones.
5.3.7.1
emplean
tres dispositivos con
fines
de apantallamiento en
Cables de guarda
Son cables ubicados por encima del equipo a proteger y conectados a la tierra a traves
de los porticos de fa subestacion. Presentan algunas caracteristicas importantes, tales como:
Protegen a 10 largo de todo el cable.
Son economicos en cuanto a que son conductores livianos con tensiones de templa
bajas, por 10que no requieren estructuras muy fuertes.
Aprovechan los porticos como estructuras de soporte y solo requieren un castillete como
cstructura adicional.
Las corrientes del rayo viajaran siempre en las dos direcciones del cable, con 10 cual la .
corriente que debe disipar cada estructura se reduce.
La impedancia caracteristica presentada al rayo es notablernente inferior (cerca de la
mitad de la que presentaria una sola estructura) reduciendo asi la inductancia de la
estructura y, en consecuencia, el riesgo de flameo inverso en los aisladores de
Al'ANTAUAMIEHTO.
123
suspensi6n, fenorneno que puede producirse cuando hay deseargas repetidas a traves del
mismo canal ionizado por el rayo.
Los cables de guarda tienen una presentacion muy similar a la de las lineas, pOl' 10 cual
no contrastan esteticamente con la subestacion.
Para proteger areas pequeiias y aisladas de la subestacion, el cable de guarda puede no
resuItar mas econ6mico que las puntas.
Mejora las condiciones de disipacion de la malla de tierra al transportar parte de la
corriente de secuencia cero en casos de cortocircuito a tierra.
5.3.7.2 Puntas
Estan colocadas sobre los porticos y requieren como estructura adicional un castillete.
Econ6micamente pueden competir con los cables de guarda ya que presentan menores
problemas para su instalaci6n y mantenimiento, aunque tienen unas caracteristieas electricas
ligeramente inferiores a las de estos, tales como:
Tienen tendencia a aumentar las corrientes de retorno, con 10 cual se hacen atractivas a
los rayos, pero a la vez presentan mayores problemas para la disipacion de esa corriente.
A medida que el area de la subestacion aumenta, el apantallamiento con puntas se haec
mas costoso que con cables de guarda debido a que una proteccion efectiva con puntas
se logra solo con distancias relativamente cortas entre elias, ya que el area a protcgcr
debe tener una forma aproximadamente euadrada.
5.3.7.3 Milstiles
Requieren estructura propia por 10 que resultan SCI' los mas costosos. Su utilizacion debe
resiringirse a casos especiales en los que se rcquierc proicgcr cquipos aisludos que no tengan
porticos aledaiios.
Preseman adernas, como desventaja adicional a las ya anotadas para las puntas, la gran
cantidad de disipacion de corriente requerida, dada su tendencia a incremental' las corrientes
de retorno, ya que la corriente se debe disipar a traves de una sola estructura por el
dcsconocimiento que aun existe sobre la zona de protecei6n dcl nuistil.
Para efectos de calculos de puntas y rruistilcs se siguc la rnisma metodologia.
5.4 METODOS DE DISENO EMPiRICOS
Hay dos rnetodos clasicos de diseiio que han sido usados hist6rieamente. y aun en Ia
aetualidad, para proteger las subestaciones contra las deseargas directas y con los cuales
general mente se provee un nivel aceptable de proteccion. Son llamados tarnbien rnetodos
geomeiricos y son: metodo de los angulos fijos y rnetodo de las curvas empiricas.
5.4.1
Metoda de los angulos fijos
Este metodo utiliza angulos verticales para determinar la cantidad, posicion y altura de
los cables de guarda 0 mastiles, La Figura 5.4 ilustra el metodo utilizando cables de guarda y
la Figura 5.5 ilustra el metodo utilizando masriles,
.'
124. CApITuLO
5
Prete ida
b) Planta
a) Elevaci6n
Figura 5.4 - Angulos fijos para cables de guarda
s
I
I
I
I
h
I
,
t:
/
/
,
/
a) Elevaci6n
b) Planta
Figura 5.5 - Angulos fl)os para mas tiles
Los angulos que se usan estan determinados por el grado de exposicion a las descargas,
1a irnportancia de la subestacion y el area ocupada por la misma, AI angulo Ct. normalmcntc
sc Ie asigna un valor de 45° y para el angulo ~ se utilizan valores de 30° y 45°. EI discfio se
hace de tal forma que se reducen los ang'llos de apantallamiento a medida que la altura de las
estructuras de la subestaci6n se incrementa, para mantener una baja rata de falla. En la
Tabla 5.1 se indica que el angulo de protecci6n debe decrecer a medida que los conductores
se elevan, para rnantener unifonne la rata de falla.
Suponiendo una rata de falla entre 0,1 y 0,2 fallas por cada 100 km laoo (aplicable
tambien a subestaciones) algunos autores recomiendan angulos de proteccion de 40° a 45°
para objetos hasta 15 m, 30° para alturas entre 15 my 25 my menor a 20° para alturas hasta
50m.
Ap;lNT"I.LAMJENTO -125
Tabla 5.1- AngUlo de apantal/amlento
Falla de apantaUamlanto por cada 100 km I ano
(m6todo del Angulo de protecci6n)
Altura del
cable de
guarda [m]
15°
20°
25°
30°
35°
40°
45°
10
15
20
25
30
35
40
45
50
0
0
8,3E-6
0,0011
0,0035
0,0069
0,0109
0,0155
0,0204
0
6,4E·5
0,0026
0,0087
0,0170
0,0269
0,0378
0,0493
0,0612
1,1E·4
0,0068
0,0214
0,0404
0,0620
0,0853
0,1096
0,1345
0,1598
0,0087
0,0351
0,0711
0,1123
0,1565
0,2024
0,2494
0,2969
0,3447
0,0383
0,0982
0,1695
0,2468
0,3275
0,4100
0,4936
0,5776
0,6619
0,1032
0,2182
0,3466
0,4819
0,6208
0,7616
0,9035
1,0462
1,1892
0,2286
0,4483
0,6903
0,9429
1,2008
1,4608
1,7214
1,9820
2,2423
Cubrimienlo
x:(h-deltan Ct
Altura de
apantaharnlanto
I
de
I
Altura de equipo
0 barraje
////'/////
a) Cubrimiento con un maslil
,Area prote~
Mashl
Planta
,~>
.
Altura de equ.po
o barraje
..,'
.\
~~;-
x·
/X
h
i
de
t
II
II
'­
Altura de
apantauarmento
126 " CAP!nJLO 5
La aplicacion del rnetodo es como se indica a continuacion:
I.
Se suponen una altura del rnastil
2.
Se determina el cubrimiento para equipos
supuestos (Figura 5.6).
3.
Sc incrementa la altura del mas til 0 de ubicacion de los cables de guarda, se relocalizan
los mas tiles 0 se adieionan para obtener un cubrimiento completo.
5.4.2
0
cable de guarda y su localizacion.
0
barrajes de acuerdo con los angulos
Metoda de las curvas empiricas
EI rnetodo de las curvas empiricas fue desarrollado por Wagner en 1941 [IEEE Std 998
(1996)]. Plantea el uso de un modelo electrogeometrico desarrollado en laboratorio tras la
experimentaci6n con modelos a escala de las subestaciones y de electrodos simuladores de
dcscargas. Este proporciono datos estadisticos para construir las figuras que rclacionan las
dimensiones de la subestacion con un nivel de exposicion 0 porcentaje de rayos no
apantallados cfectivarnente p". Los resultados originados del estudio inicial se contiruian
utilizando.
5.4.2.1 Aplicaci6n de las curvas empiricas
Originalmcnte las curvas fueron desarrolludas pam niveles de exposici6n P,. de 0.1, 1.5,
10. 15%. Las figuras para las ditcrcntcs configuruciones de apantallamiento emplcando cable
dc guarda 0 rruistiles sc rnucstrun en las Figuras 5.7 a 5.10 en las cualcs sc considcrun nivclcs
de exposicion P,. dc 0.1 Y I %.
EI procedimicnto de uplicucion consistc en 10 siguicntc:
I.
Se selecciona un nivel de exposicion p•. ; generalrnente para disefio se considera una
cxposicion del 0,1 %.
2.
Se determinan la altura de cables, equipos 0 estructuras a proteger, d., y el ancho del
campo, S. 0 la distancia horizontal desde el rndstil 0 cable de guarda hasta el equipo a
protegcr, x, segun sea el caso (tipo de apantallamiento).
3.
Se asigna una altura del cable de guarda 0 mastil h.
4.
Sc calcula el valor y II - d,., el cual se localiza en la ordenada de la gnifica empirica
aplicable y se desplaza horizontalmente hasta interceptar la curva aplicable (la cual se
puede interpolar en caso necesario), en dicha interseccion se desciende vertical mente
hasta interceptar el eje de las abcisas, en el cual se obtendra la distancia S 0 .x:.~asta la
cual se tendra cobertura del apantallamiento.
5.
En caso de no obtenerse el cubrimiento deseado, se modifican la altura o .
localizacion de mastiles 0 cables de guarda 0 se adicionan elementos hasta lograr el
resultado deseado.
=
APANTALlAMIEN'TO -127
I,D
0,9
0,8
0,7
oE
0,6
c
0,5
-8
-0
'u
.!!!
Gl
a:
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
0,0
0,2
0,4
I,D
0,8
0,6
Relaci6n xIh
Figura 5.7 - Protecci6n con un mastil
I,D,
0,9
-_:__
t- -
.I-
O,8t - - .. 0,7
0,6
-
..... f-.,
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I __
--I - - T - -
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I
I
2,0
3,0
1
L--
Relacion 5th
Figura 5.8 - Protecci6n con dos mas tiles
1
4,0
---;
i__
_
5,0
1,0
1'." _ ~ __ ~
0,9
-,
0,8
I
~-
I
1-
1
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1
1
I
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I
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I
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1
I
I
I
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1
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0,3
0,2
E~
0,1
I
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I
._-=-~-­
o,o+-----,----+----1-----+----+----+----+----,
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
1,6
Relaci6n x/h
Figura 5.9 - Protecci6n con cable de guarda
1,0
0,9
0,8
0,7
~c
0,6
'0
0,5
Qj
0,4
..
'(3
II:
0,3
0,2
0,1
0,0
+----r----+----t----t----t----+---r---­
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
Relaci6n SIh
Figura 5.10 - Proteccl6n can dos cables de guarda
3.5
4,0
Al'ANTAUAMIENTO -129
5.4.2.2 Area protegida por m'stiles
En la Figura 5.11 se muestra el area protegida por dos mastiles, Esta area esta
conformada por el resultado de dos curvas empWas: la primera es la Figura 5.11 a la cual
detennina la protecci6n del punto B localizado en la rnitad de la distancia entre los dos
mastiles S. y la Figura 5.llb que define la semicircunferencia de radio x alrededor de los
mastiles, EI area protegida puede ser mejorada acercando los mastiles, por ejemplo hasta la
mitad de la distancia de separaci6n original estimada en la Figura 5.11 a (SI2), como se
aprecia en la Figura 5.11b.
s
B
a)
b)
Figura 5.11- Area protegida por dos masti/es
5.4.2.3 Riesgo de falla del apantallamiento
El riesgo de falla del apantallamiento se define como el mirnero de aiios durante los que
se espera no ocurra una falla del mismo. Una practica usual para diseiiar apantallarnientos en
subestaciones de alta y extra alta tension es la de escoger un riesgo de 100 aiioslfalla. En
nuestro medio se puede tomar un riesgo de 200 aiios/falla; esta practica resulta confiable sin
incidir apreciablernente en la economia.
Para evaluar el riesgo de falla del apantallamiento de una subestaci6n:
Se calcula Ja densidad de rayos a tierra GFD en el sitio de Ja subestacion mediante la
expresi6n (5.2)
Se calcula el mimero de descargas en el area de la subestacion empleando la siguiente
ecuacion:
Ns
=GFD· A / 1000 2 • descargaslaiio
Donde:
GFD: densidad de rayos a tierra, descargas/ano/kms
A:
area de la subestaci6n, m 2 •
(5.3)
130. CApITuLO 5
Luego se calcula el mimero de descargas por ano que penetran el apantallamiento SP,
empleando la siguiente ecuacion:
SP = N.P~, descargaslailo
(5.4)
Donde:
P,.:
nivel de exposicion seleccionado en el disefio.
Se calcula el mimero de anos en el que una descarga penetra el apantallamiento de la
subestacion Nt, empleando la siguiente ecuacion:
1
, ailosldescarga
SP
Nf = -
5.4.2.4
(5.5)
Ejemplo de diseno
Se tiene la siguiente informacion para una subestacion a 230 kV:
-
Altura de conexi6n de barraje superior d.: 15 m
-
Ancho de campo S: 18,5 m
-
Area del patio de concxiones A: 7400 m2
-
Nivel ceniunico de la zona N j : 80 dias tormentosos por afio,
Sc considera apantallar con cable de guarda cada campo, por 10 que se debe detenninar
la altura del cable de guarda considerando un nivel de exposici6n del 0,1 %. Ademas se desea
conocer el riesgo de falla del apantallamiento.
Para resolver este problema se asigna una altura inicial del cable de guarda II y se
estirnan las relaciones Slh y dJII. Con estas relaciones se verifica en la Figura 5.10 que el
nivcl de exposicion sea igual 0 menor al nivel de exposicion asignada.
Asignando una altura del cable de guarda h = 17 m se obtiene las siguientes relaciones:
de = 15,0 =088
h
17,0
'
~ = 18,5 = 108
h
17,0
'
Verificando en la Figura 5.10 se tiene que el nivel de exposici6n es del 0,1 %, el cual es
el nivel de exposicion asignado para la subestacion; por 10tanto la altura de 17 m del cable
de guarda es apropiada.
Para el calculo del riesgo de falla se evahian las ecuaciones (5.2), (5.3), (5.4) y (5.5):
GFD = O,I2x80 = 9,6 descargalailolkm2
N. =9,6x74001l000 2 =0,07104 descarga/afio
SP = 0,07104 x 0,00 1= 0,00007104 descargalano
Nf =
1
0,00007104
= 14076 ailosJdescarga
APAllTAU.AMIENTO -131
EI valor de falla de apantallamiento estirna que cada 14 076 alios cae un rayo que
produce una falla del apantallamiento de la subestaci6n.
5.5 MODELO ELECTROGEOMETRICO
5.5.1
Introducci6n
Gilman y Whitehead (1973) desarrollaron un sistema analitico referido a un modelo
electrogeornetrico (EMG) para determinar la efectividad de los apantallamientos. En el se
pretende que los objetos a ser protegidos sean menos atractivos a los rayos que los elementos
apantalladores, esto se logra determinando la Jlamada "distancia de descarga" del rayo a un
objeto, cuyo significado es "la longitud del ultimo paso de la guia de un rayo, bajo la
influencia de la tierra 0 de un terminal que 10 atrae'',
Sm
Eslera rod ante
imaginaria
I
!
Eauiaa
desprategido
-;,.~.-".
Figura 5.12 - lIustraci6n del concepto de fa esfera de radio igual a fa distancfa de descarga S",
La distancia de descarga determina la posicion de la estructura apantaJladora con
respecto al objeto que se quiere proteger, tomando en cuenta la altura de cada uno respecto a
la tierra. Dicha distancia estd relacionada con la carga del canal de la guia del rayo y por 10
tanto es una funci6n de la corriente de retorno del mismo. La arnplitud de la corriente de
retorno es una variable aleatoria que ha sido ampliamente estudiada por Mousa (199 l , 1993)
y su relacion con la distancia de descarga ha sido encontrada experimentalmente por
diversos autores [Anderson (1987), Mousa (1991, 1993) YGilman y Whitehead (1973)].
Aproximadamente el 50% de las empresas utilizan el modelo electrogeometrico para
disefiar el apantallamiento de subestaciones.
En la practica, para determinar graficamente la altura minima de los dispositivos de
proteccion, se trazan areos de circunferencia, con radio igual a la distancia de descarga a los
.~t:
objetos a ser protegidos, de tal forma que los areos sean tangentes a la tierra y a los objetos,
o tangcntcs entre los objetos. Cualquicr equipo por debajo de los areos estara protegido por
el 0 los objetos que eonfonnan el areo y cualquier objeto que sea tocado por el areo estara
expuesto a descargas directas.
Otra forma de visualizar este concepto consiste en imaginar un halon (esfera) de radio
igual a la distancia de descarga, rodando sobre 1a superficie de la subestacion y sobre los
objetos de la misma. Todos los equipos que logre tocar el balon seran susceptibles a
descargas directas. El prop6sito es que los unicos objetos que toque el balon sean los
dispositivos apantalladores. En la Figura 5.12 se ilustra este concepto,
5.5.2
Oeserlpelon del madera EMG
Este metodo [Mousa (1976, 1991) Y Mousa y Wehling (1993)], pennite seleccionar la
altura efectiva del apantallamiento teniendo ya definidas las dimensiones de los porticos y
las alturas de vanes y barrajes dentro de la subestaci6n.
5.5.2.1 Distancla de descarga crltica
La distancia de descarga critica S", corresponde al ultimo paso del lider de la descarga
atrnosferica para la corriente critica, Esta dada por:
(5.6)
Donde:
Ie:
corriente critica de flameo, leA
k:
coeficiente que tiene en cuenta las diferentes distancias de descarga:
a) 1,0 para cables de guarda
b) 1.2 para rnastiles y punta pararrayos.
5.5.2.2 Corrlente crltlca
La corriente critica I, es aquella que ocasiona una sobretension peligrosa para cl
aislamiento. Esta dada por la expresion:
I = 2,2BlL kA
,
2
0
(5.7)
'
o por:
I «>
2,068CFO
,kA
20
(5.8)
Donde:
20:
impedancia caractensrica del barraje a proteger, n
BIL:
tension soportada al impulso tipo atmosferico del aislamiento del equipo. kV
CFO: tension critica de tlameo de los aisladores, kV.
---------------
-_
....
_..
APANTAl1AMJENTO a133
La ecuacion (5.7) es empleada cuando el apantallamiento protege un barraje soportado
por aisladores de poste 0 equipos. EI valor del BIL sera el detenninado para la instalaci6n
segun los estudios de coordinacion de aislamiento.
La ecuacion (5.8) es empleada cuando el apantallamiento protege un barraje soportado
por cadenas de platos aisladores. EI valor de CFO puede ser estimado por la formula de
Anderson (1987):
CFO= 0,94x585 w, kV
(5.9)
Donde:
CFO: tension crftica de flameo inverso de los aisladores y explosores (cuemos), kV
W:
longitud de la cadena de aisladores, m.
5.5.2.3 Impedancia caracteristlca
La impedancia caracteristica Zo esta dada por:
2h
2h
n
,Iln~ln~
s,
r'
2 0 =60
(5.10)
Donde:
h g ••:
altura promedio del conductor, m
r:
radio del cable (fases conformadas por un solo conductor)
conductores, segun el caso, m
Rc :
radio corona (R, si es un conductor simple
0
0
Ro para un haz de
R; ' si se trata de un haz), m.
5.5.2.4 Altura promedio
La altura promedio de los cables de fase hOI' se calcula como:
hav
I
2
='3 hmr»; +"3 hnlin ' m
(5.11 )
Donde:
hm'L<:
altura de conexion del cable de fase, m
h min:
altura en la mitad del vano, rn.
cuando h min no se conoce puede calcularse ernpleando la expresion (5.12):
h min =hmr»;-mL,m
(5.12)
Donde:
L:
longitud del vano, m
m:
constante que relaciona la flecha maxima Yc con la longitud del vano L; usual mente
entre 0,02 y 0,06.
Para el calculo de hg , . puede emplearse altemativamente la expresion (9.25).
""~~
134. CApITuLO 5
5.5.2.5 Radio corona
A continuacion se resume La metodologia para el calculo deL radio corona presentada en
el Anexo C de la IEEE Std 998 (1996).
En el caso de un solo conductor por fase, el radio corona se calcula mediante la
ecuaci6n:
J'
UII
C
R x ln 2h- - V= 0
[ s,
c
Eo
(5.13)
Donde:
Rc :
radio corona, m
lI"v:
altura promedio del conductor, m
Eo:
gradiente de corona limite, se toma igual a 1500 kY/m
Vc :
maxima tension soportada por el aislamiento de los aisladores para una onda de
impulso con polaridad negativa con un frente de onda de 6 us, kY.
La solucion de Rc se encuentra aplicando el metodo de Newton Raphson, tomando la
siguiente soluci6n inicial:
s,
= 1,2xIO""' Vc ' m
(5.14)
En el caso de un haz de conductores por fase el radio corona se calcula como:
Rc ' = Ro + Rc • m
(5.15)
Donde:
R,.:
radio corona para un solo conductor, m
Ro:
radio del haz de conductores, m.
Ro
=,r;:i. m
Ro =~.J2 rJl . m
haz de dos conductores
(5.16)
haz de cuatro conductores
(5.17)
Donde:
r:
radio del subconductor, m
/:
distancia entre dos subconductores adyacentes, m.
5.5.3
Cable de guarda
La subestaci6n puede apantallarse con cables de guarda ubicados cada campo
campos (Figura 5 . 1 3 ) . - : : ' ­
0
cada dos
5.5.3.1 Altura efectiva del cable de guarda
La altura efectiva del apantallamiento con cable deguarda es la altura de; rnisrno sobre
el sistema que esta protegiendo, se calcuLacomo:
he-- S m - 'VIS2
_d2 ' m
m
(5.18)
APANTAUAMIENTO
-135
EI pararnetro d corresponde a la mitad de la distancia entre cables de guarda, 2d.
8m
,j
/
/
1q
,////
"'M ~l
---
1-.1
2d
f
" ,
8m
/
/
'<'"
/
/
"
JJ.j
LJ
I
-------
j
2d
Figura 5.13 - Apantallamlento con cable de guarda cada campo
5.5.3.2
1
I \
0
cada dos campos
Limite practico para la separaci6n entre cables de guarda adyacentes
EI limite practice para la separaci6n entre cables de guarda adyacentes esta deterrninado
por:
2d ma.,
5.5.4
=1,5S m ' m
(5.19)
Mastiles
EI uso de puntas no es recomendado debido a las razones expuestas en el Numeral
5.3.7.3. Sin embargo. cuando se haga apreciablemente costoso apantallar con cables de
guarda, puede resultar suficientemente seguro el apantallamiento con rnastiles.
5.5.4.1 Diseiio con un solo mastil
Para el ciilculo del area de protecci6n de un solo rnastil se emplea un procedimiento
geornetrico en el que se tienen en cuenta la altura del rnastil h, la altura del equipo d y la
distancia de descarga critica (0 radio de la esfera SJ. EI procedimiento se describe
considerando un mastil sobre el cual se apoyara la esfera del modelo electrogeornetrico.
Ya que h < Sm se emplea la ecuaci6n:
I 2
2
f 2
2
x=VSm-(Sm- h) -VSm -(Sm-dc) ,m
Ut~'
(5.20)
Donde:
h:
altura del rnastil, m
d,.:
altura del equipo a proteger, m
x:
distancia maxima horizontal desde la punta hasta el objeto que sc desea proteger a
una altura d•• m.
,J.
136 • CAPfnJt.o 5
EI circulo con un radio x alrededor de la punta es el area de protecci6n que brinda la
punta contra una descarga directa de magnitud Ie a un objeto ubicado a una altura de' En la
Figura 5.14 se aprecian las distancias consideradas.
s
/
;' \. Area de prolacei6n para
,.
.. una aIluta de contra una
\fOrrienl8
h
'..
",
r.:
l{
a) Elevacl6n
b) Planta
Figura 5.14 - Area protegida par un mastil
5.5.4.2 Diseno can cuatro mastiles
Si se desea proteger un objeto con cuatro mastiles se asigna inicialmente la altura de los
mastiles y luego se determina la maxima separacion entre ellos.
Para el calculo de la separaci6n maxima de los mastiles se emplea un procedimiento
geornetrico en el que se tienen en cuenta la altura de los mastiles h. la altura del equipo de Y
la distancia de descarga critica (0 radio de la esfera S",). En el procedimiento descrito a
continuacion se considera que la esfera del modelo electrogeometrico se apoyara en los
cuatro rnastiles.
La separacion maxima entre los mastiles esta dada por las siguientes ecuaciones
(Figura 5.15).
h
1------5----...,
Figura 5.15 - Protecci6n con cuatro mastl/es
(5.21)
E==Sm-y,m
(5.22)
APANTAUAMIENTO -137
J=~S~ _£2
,m
(5.23)
K=2J ,m
(5.24)
S=!S­ m
(5.25)
h·
Donde:
h:
altura del mastil, m
d.:
altura del equipo a proteger, m
y:
diferencia de elevaci6n entre el rnastil y el equipo, m
E:
diferencia de elevaci6n entre el mastil y el centro de la esfera, m
J:
distancia horizontal entre el rnastil y el centro de la esfera, m
K:
distancia diagonal entre mastiles, m
S:
distancia horizontal entre rnastiles, m.
5.5.5
Procedimientos para el disefio
La aplicaci6n del metodo electrogeometrico involucra una esfera imaginaria de radio Sm
que se va desplazando por encima de los dispositivos apantalladores de la subestacion, como
cables de guarda 0 mastiles, protegiendo a equipos 0 barrajes para no ser tocados por la
esfera.
Para el calculo del apantallamiento se realiza el siguiente procedimiento, tanto para
cables de guarda como para mastiles:
I.
Calculo de la altura promedio de los barrajes, h.,.
2.
Calculo de la impedancia impulso del barraje teniendo en cuenta eI radio corona, Zoo
3.
Calculo de la corriente critic a de descarga, I,
4.
Calculo de la distancia de descarga critica Sm' la cual se convierte en el radio de la
esfera.
Si se desea usar cables de guarda se sigue el siguiente procedimiento:
I.
Calculo de la altura efectiva del cable de guarda, h.
2.
Calculo de la maxima separaci6n de los cables de guarda, 2dma.,
Si se desea usar mastiles se localizan con el siguiente procedimiento:
I.
Se asigna una altura inicial del mastil, h
2.
Calculo del area de proteccion de un solo mastil, x
3.
Calculo de la maxima separacion de los rruistiles, S
4.
Con esta informacion los mastiles pueden ser ubicados en la subestacion, ajustando su
localizacion hasta obtener el disefio mas optirno.
138. CAPfruLO 5
5.5.5.1
Cables de guarda cruzados
En algunas subestaciones, por ejemplo en las de configuracion doble barra en
disposici6n clasica modificada, para las cuales colocar los cables de guarda en el sentido del
campo podria resultar costoso debido a que se requiere comprar muchos mastiles
adicionales, se recomienda cruzar los cables de guarda entre mastiles colocados
estrategicarnente entre los campos. Para tales casos el modelo es igualmente aplicable,
tomando como separaci6n entre cables de guarda la mayor distancia de separacion
encontrada en la subestacion como base de calculo, independientemente del tipo de cruce dc
los cables de guarda.
5.5.5.2 Puntos no apantallados por el cable de guarda
Cuando resulta muy costoso hacer llegar el cable de guarda a un determinado punto de
la subestacion expuesto a descargas, se recomienda instalar una punta en dicho sitio.
5.5.6
Ejemplos de aplicaci6n
5.5.6.1
Apantallamiento con cables de guarda
Para ilustrar los procedimientos para cables de guarda se supone la siguiente subestacion
a 230 kY, en la cual el barraje superior esta conformado por cables aislados por cadenas de
aisladores soportadas en porticos.
Ancho de un campo, 2d: 15 m
Impedancia caracteristica del barraje, Zo: 336 n
Tension critica de flameo de los aisladores, CFO: 900 kY
Calcular la altura efectiva del cable de guarda considerando:
I.
Apantallamiento cada campo con dos cables de guarda (d =7,5 m)
2.
Apantallamiento cada dos campos con dos cables de guarda (d = 15 m)
Corriente crftica de descarga
= 2,06CFO
I
c
Zo
2,068 x 900
336
5,539 kA
Distancia de descarga critica
k=1
8 m =8k/~·6S =8xlx5,539°'6S =24,34m
Altura efectiva del cable de guarda
Calculando el apantallamiento con un cable de guarda cada campo, se tiene:
APANTALlAMIEHTO_139
Calculando el apantallamiento con dos cables de guarda cada dos campos, se tiene:
he = s;
- ~S;' _d 2 =24,34-J24,34 2 -15 2 =5,17 m
Por 10 tanto, para apantallar con dos cables de guarda cada campo se requiere un
castillete con una altura minima de 1,19 m, mientras que para apantallar cada dos campos la
altura minima debe ser 5,17 m.
5.5.6.2 Apantaltamiento con mastiles
Para i1ustrar el procedimiento para mastiles se supone la siguiente subestacion a 230 kV,
en la cual el barraje superior esta confonnado por tubos soportados con aisladores de poste
apoyados en el piso.
Altura del barraje, d.: 15 m
Impedancia caracteristica del barraje, Za: 336
n
Tension soportada al impulso tipo atrnosferico de los aisladores poste, BIL: 900 kV.
Calcular la maxima separacion para mastiles de 25 m de altura (h) con los que se quiere
apantallar un campo:
Corriente critica de descarga
2,2 BIL _ 2,2x900 = 5,892 leA
336
Ic=~Distancia de descarga critica
k = 1,2
s;
=8kI~·65 =8xl,2x5,892o. 65 =30,41 m
Distancia entre mas tiles, de las ecuaciones (5.21) a (5.25):
y = h - de = 25 -15 = 10 m
E = Sm
-
J=~S;'-E2
Y = 30,41 -10 = 20,41 m
=J30,41 2-20,41 2 = 22,54 m
K=2J=2x22,54=45,08 m
S = ..!5.- _ 45,08
J2 - J2
=31,88 m
Por 10 tanto, se puede apantallar el campo colocando dos mastiles de 25 m de altura cada
3\,88 m.
140 • CAptniLO 5
5.6 CONClUSIONES Y RECOMENDACIONES
EI rnetodo EGM apantalla contra el 100% de las descargas que podrian causar flameo:
los otros rnetodos consideran un pequeflo porcentaje de Calla del apantaUamiento.
Se recomienda evitar en 10 posible el uso de rndstil
apantallamiento de toda la subestaci6n.
0
mastiles como elementos de
Cuando existan problemas de contaminaci6n y se requiera un gran rnimero de unidades
en las cadenas de aisladores, se recomienda el uso de explosores (cuemos saltachispas)
para mantener eI CFO tan constante como se pueda.
Usualmente se utilizan cables de acero galvanizado calibres 3/8" y 7116" como cable de
guarda, En algunas subestaciones tarnbien se utilizan cables de Alumoweld 7 No.9.
Capitulol6
DISPOSICION FisICADE SUBESTACIONES
6.1 INTRODUCCI6N
En este Capitulo se efecnia una descripci6n de los principales tipos de disposicion fisica
para subestaciones convencionales de AT YEAT, asf como algunos aspectos que intervienen
en su selecci6n para una determinada subestacion, Tambien se hace una descripcion de
soluciones con subestaciones compactas las cuales han sido desarroUadas por algunos
fabricantes.
6..2 DEFINICIONES
Disposicien fisica: ordenamiento de los diferentes equipos constitutivos de un patio de
conexiones de una subestaci6n exterior para cada uno de los tipos de configuraciones.
Patio de conexiones: conjunto de equipos y barrajes que tienen el mismo nivel de
tension y estan localizados en el mismo sector 0 area de la subestaci6n
6.3 SELECCION DE LA DISPOSICI6N FislCA DE UNA SUBESTACI6N
La seleccion de la disposicion ffsica de una subestaci6n requiere el conocirniento y
evaluacion de los siguientes aspectos:
Configuracion seleccionada de acuerdo con la metodologia y recomendaciones del
Capitulo 2.
Equipos a utilizar.
Corrientes nominales y de corto circuito para seleccionar el tipo de barraje mas
apropiado (rigidoo flexible).
Disposiciones ffsicas que se pueden utilizar, teniendo en cuenta las recomendaciones de
esta seccion,
Distancias minimas y de seguridad que se deben utilizar para los niveles de tension y
aislamiento de la subestacion (Capitulo 3), de acuerdo con los criterios establecidos en
el Capitulo 4.
Area disponible, accesos y posibles orientaciones de las lineas.
142 •
CApfTulO 6
Costos del predio y su adecuacion, de estructuras metalicas y de equipos, especialmente
seccionadores.
Facilidades para el mantenimiento y para las futuras extensiones.
Otros aspectos, entre ellos: impacto ambiental, historia y tradicion de la compafifa duefia
de la instalacion,
A continuacion se efecnia un analisis general de los aspectos descritos anteriormente.
6.3.1
Configuraci6n seleccionada, forma de desarrollo y etapa final
La metodologia a seguir para determinar la configuracion mas adecuada para una
subestacion se describe en el Capitulo 2. Adernas de conocer el tipo de configuracion es
necesario saber si es modular y cual sera su desarrollo final, es decir, el ruimero total de
campos.
6.3.2
Equipos
Los equipos de alta tension (CapituloB), y en especial los seccionadores, deterrninan la
disposicion fisica de una subestacion, La seleccion de la disposicion se facilita si de .
antcmano se conoce el tipo de seccionador que se debe utilizar, ya sea porque se posccn, son ­
de fabricacion local 0 por ser la practica tradicional de la cornpafiia.
En general, sobre los diferentes tipos de seccionadores se puede decir:
Seccionadores de apertura central (Figura 6.1), cuyos polos se pueden colocar uno al
lade del otro (paralelo), uno detras de otto (linea), 0 en forma independiente. Las dos
primeras formas solo requieren un mecanismo de operacion para los tees polos mientras
que la ultima necesita un mecanismo por polo. Son los maseconomicos pero determinan
un mayor ancho de campo, requieren ajuste periodico y no se recomiendan para
tensiones por encima de 245 kV, dado que en posicion abierta sus cuchillas quedan con
csfucrzo en voladizo: la longitud de estas es una limitante para su utilizacion en EAT.
Adicionalmente, como estas quedan energizadas en la posicion abierta, requieren
grandes anchos de campo y consecuentemente mayores areas para adecuar en la
subestaci6n.
Seccionadores de rotacion central (Figura 6.2), aunque mas costosos que los anteriores,
ocupan menos espacio y presentan menos inconvenientes desde el punto .de vista de
distancias electricas requeridas pennitiendo reduccion en el ancho de campo, ya que sus
cuchillas en posicion abierta quedan desenergizadas.·..
Seccionadores de apertura vertical (Figura 6.3), utilizados en EAT por conllevar
reducidos anchos de campo. Son ideales para disposiciones clasica y clasica modificada
en EAT, pero implican unas alturas de campo may~res que con otros seccionadores,
Los tees tipos mencionados de seccionadores realizan la conexion o desconexionen .
forma horizontal.
Seccionadores tipo pantografo (Figura 6.4), los cuales ejecutan la conexion 0
descoriexion verticalmente entre dos niveles diferentes, Una variante de estos
seccionadores es el tipo semipant6grafo (Figura 6.5). Se pueden utilizar en todo nivel de
..
-~"-~-'--'-_ -.~
-----------------------------------~.
DISPOSlCJ6N FfSICA DE SUBESTACIONES
-143
tension, peropreferiblernente para tensiones por iguales 0 mayores que 245 kV. Si se
colocan en forma independiente requieren un mecanismo de operacion por polo.
Seccionadores pant6grafo horizontal (Figura 6.6), son similares a los de aperturavertical
perc con una cuchilla 0 brazo del tipo pant6grafo. Muy utilizados en EAT.
Los seccionadores pantografos 0 semipantografos (horizontal y vertical) son los que
determinan una menor area de subestacion e implican subestaciones con estructuras
metalicas mas reducidas, pero son los mas costosos.
J'\'-...._:i
i~/
a) lsornetrico
'-­
c) Secci6n
b) Planta
Figura 6.1- Secclonador de apertura central
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~I
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I
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~
\
\
a) tsometrico
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'
b) Planta
Figura 6.2 - Seccionador de rotacl6n central
I;
LL--lJ\ i
II
c)Secci6n
144 •
CAptnJLO
6
~~
~
~~
~~
a) tsomstnco
b) Planta
"',
~ ~
c) Secci6n
Figura. 6.3 - Seccionador de apertura vertical
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tn1j:
C~J
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Q()
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~
Ilil
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a) lsornetrtco
c) Seccion
b) Planta
Figura 6.4 - Seccionador pant6grafo
Co
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'"I
~§J
c)
:£
c$---i:
~
a) lsornetnco
b) Planta
Figura 6.5 - Seccionador semipant6grafo
c) Secci6n
DISPOsso6N F{SICA De SU8ESTAOONES -145
1w':'
[!rJ ~
/,
II!
!
]J
~~
[!jJ~
b) Planta
a) tsomstncc
c) Secci6n
Figura 6.6 - Secclonador pant6grafo horizontal
6.3.3
Tipo de barraje (rigido 0 flexible)
Otro aspecto determinante en la confonnaci6n de las diferentes disposiciones flsicas es
el tipo de barraje a utilizar; es decir, rigido (generalmente tubos de aluminio) 0 flexible
(cables de aluminio, aleaci6n de.aluminio, ACSR y, en algunas ocasiones, cobre).
6.3.4
Tipos de conexi6n
De los diferentes tipos de seccionadores y de los dos tipos de barraje se obtienen varias
combinaciones de formas de conexi6n a barras, ilustrandose a continuacion algunas de eJlas:
Conexion clasica, Barraje flexible, conexion flexible (Figura 6.7)
Conexion clasica, Barraje rigido, conexion rigida (Figura 6.8)
Concxion clasica, Barraje rigido, conexion flexible (Figura 6.9)
Conexion con pantografo, Barraje flexible, conexion flexible (Figura 6.10)
Conexi6n con pantografo. Barraje rigido, barraje flexible (Figura 6.11 )
Conexion escalonada. Barraje flexible (Figura 6.12).
G
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a) Planta
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I
I
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b) Secci6n
Figura 6.7- Conexi6n c/as/ca • barraje flexible, conexi6n flexible
..
146 • CApfruL06
a) Planta
b) Secci6n
Figura 6.8 - Conexi6n clas/ca • barraje rigldo, conexi6n rigida
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a) Planta
b) Secci6n
Figura 6.9 - Conex;on clasica • barraje rigido, conex;on flexible
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a) Planta
b) Secci6n
Figura 6.10 - Conexi6n con pantografo .. barraJe flexible, coneXl6n flexible
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_._~--~-----_._--_.--~
DISPOSI06N FfSJCA DESUBESTAOONES •
I
... .­
~
a) Planta
~
147
~
b) Secci6n
Figura 6.11 - Conex/6n con panl6grafo - ba"aje rig/do, barraje flexible
a) Planta
b) Secci6n
Figura 6.12 - Conexl6n esca/onada - barraJe flexible
Adicionalmente, cuando se tienen configuraciones de doble barra, la conexion a ellas se
puede efectuar de varias formas; algunas de elias son:
Conexion clasica. Barraje flexible (Figura 6.13)
Conexion con pantografo, Barraje flexible (Figura 6.14)
Conexioncon pantografo, Barraje rigido (Figura 6.15)
Conexion clasica modificada, Barraje flexible (Figura 6.16)
Conexion con barras colectoras abajo. Barraje flexible (Figura 6.17)
Conexion escalonada transversal. Barraje flexible (Figura 6.18)
Conexi on alineada de seccionadores. Barraje rigido (Figura 6.19).
j'~
148 • CApfTulO 6
_......
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II
II
iI
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Figura 6.13 - Conexion clasica • ban-aje flexible
Figula 6.14 - Conexion con pantografo - barraje flexible
1 1 1
1 1 1
Figura 6.15- Conexi6n con pant6grafo • barraje rigido
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Figura 6.16 - Conexi6n cl"s/ca modiflcada • barraje flexible
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DISPOSIC6N FfSlCA DE.SUBESTAOONES •
b) Secei6n A-A
151
c) Secei6n B-B
Figura 6.19 - Conexl6n a/lneada de secclonadores - barra). rig/do
En el Numeral 6.4 se presenta una explicacion de las anteriores fonnas de conexion a
barras y se realiza una descripcion de las diferentes formas constructivas de disposicion
ffsica,
6.3.5
.
Distancias minimas y de seguridad
Las distancias minimas y de seguridad, descritas en el Capitulo 4, son las que
determinan el dimensionamiento de las diferentes disposieiones flsicas para cada una de las
configuraciones. Tal como se menciono alli, se definen de acuerdo con el nivel de tension y
el nivel de aislamiento, asi.como tambien segun las condiciones atrnosfericas del sitio de la
subestacion,
Es necesario tener en cuenta que las distancias minimas y de seguridad para niveles de
tensi6n y aislarniento altos son de tal magnitud que haeen que algunas disposiciones Ilsicas,
especialmente las que tienen varios niveles de conexion, sean poco practicas.
6.3.6
Area disponible, accesos y posible orlentaclen de las llneas
Aunque el area de una subestaci6n deberia ser determinada como consecuencia de los
criterios de disefio establecidos en cada compaiHa de servicio de energfa y de las guias
sugeridas en este libro, y con base en dicha area se deberia proceder a la adquisici6ri del
predio, muchas veces sucede que antes de conocer la configuracion, la disposicion fisica y el
area que debe ocupar, se ha adquirido 0 se tiene disponible el predio y, tanto la
configuracion como ladisposicion ffsica, se deben acomodar a las Iimitaciones del area
disponible.
Otrasveces se seleccionan la configuracion, la disposicion fisica y el area que se debera
ocupar, perc es imposible encontrar un predio con .las caracteristicas requeridas y es
necesario entonces cambiar el disefio inicial para acomodarse al area disponible.
Por 10 tanto, es importanteconocer si hay restricciones en el area del predio de la
subestaci6n para efectuar las modificaciones a la disposicion fisica de la misma.
Una adaptaci6n comun de una disposici6n flsica para acomodarse a un predio con una
pendiente considerable es construir 1a subestacion en terrazas a diferentes niveles (terreno
escalonado). Otra altemativa es instalar las barras elevadas con 10 cual se logran longitudes
de campo menores.
152 •
CAPtTuLO
6
En algunos casos las limitaciones del area del predio obligan a utilizar subestaciones
encapsuladas, GIS, las cuales requieren menor area, tal como se presenta en el Capitulo 7.
Tambien pueden utilizarse subestaciones compactas.
Otros aspectos relacionados con el predio de la subestaci6n y que tienen influencia en la
seleccion de la disposicion fisica son los accesos y la orientacion de las lfneas con respecto al
barraje. Es decir, es necesario saber como llegan las lineas al predio para determinar si en la
disposicion fisica debe preversc salida de circuitos a ambos lados del 0 de los barrajes, 0 por
cl contrario, a un solo lado. En casos en los que se necesite tener salidas de circuitos a ambos
lados de la subestacion y el espacio sea limitado, es recomendable una disposicion de los
barrajes en "U". Lo anterior se puede aplicar tambien para la configuracion de barra
principal ybarra de transferencia. Para la disposicion de doble barra mas barra de
transfercncia no se utiliza puesto que implicaria campos demasiado largos.
6.3.7
Costos
Aunque efectuar una comparacion de costos entre las diferentes disposiciones flsicas
para una misma configuracion es dificil ya que uno de los factores determinantes en la
comparacion es el costo del area, y este varia para cada subestaci6n, se pueden evaluar
algunos aspectos como los costos de los seccionadores tipo pantografo 0 sernipantografo en
relacion con los ,de apertura central y el extracosto en estructuras metalicas para algunas
disposiciones.
6.3.8
Facilidades para el mantenimiento y para la extension
6.3.8.1 Facilidad para el mantenimiento
En las disposiciones fisicas que utilizan seccionadores tipo pantografo 0 semipantografc
se facilita el mantenimiento de los equipos y barrajes de la subestacion ya que en su posicion
abierta quedan completamente desenergizados, 10 que no ocurre con los de apertura central
pucs parte de estos puede quedar energizada adn en su posicion abierta.
En las disposiciones fisicas con pantografos 0 semipantografos y barras colectoras arriba
se puede efectuar mantenimiento a todos los equipos del campo cuando la linea esta
desenergizada, sin que exista ninguna interferencia por permanecer energizados los barrajes.
EI mantenimiento en barras puede exigir la desenergizaci6n del campo correspondiente por
los peligros que ofrece el trabajo en las barras sobre equipo energizado.
Las disposiciones fisicas con pantografo 0 semipant6grafo y barras colectoras abajo
permiten efectuar rnantenimiento en una barra y seccionadores de barras sin desenergizar el
campo 0 la linea. Cuando se desenergiza la linea se puede efectuar mantenimiento en todos
los cquipos del campo exceptuando los seccionadores de barra.
En las disposiciones fisicas con seccionadores de apertura central se puede efectuar
mantenimiento ya sea a los equipos del campo 0 a los barrajes, dependiendo de cual esta
dcsenergizado, pero no a los .seccionadores de barras, a no ser que ambos, el barraje y el
campo correspondiente esten desenergizados. Por seguridad, durante el mantenimiento en
barras es preferible para estas disposiciones ffsicas desenergizar el campo correspondiente
evitando asi tener equipos energizados debajo de las barras.
Disposiciones fisicas que tengan combinaciones de seccionadores de ambos tipos,por
ejemplo la clasica modificada, presentan asimismo una combinacion de las ventajas y
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...
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DISPOSI06N FfSICA DEsueESTACIONES •
153'
desventajas mencionadas en los parrafos anteriores, Las disposiciones ffsicas elevadas son
las que presentanmayor dificultad para el mantenimiento por tener doble nivel de barras;
, generalmente, cuando se hace mantenimiento a una barra, es necesario sacar toda la
"'~:sl(be~taciQnde' servicio, 10 cual implica perder .las ventajas de la segunda barra (siendo
adernas las .quepresentan lamenor seguridad por fallas en barrajes y, en general, por fallas
internas),
6.3.8.2' Facilidad de extensi6n
Tienen una mayor facilidad de extensi6n las disposiciones ffsicas con barras colectoras
arriba. ya que solamente es necesario unir los puentes de barras para conectar las nuevas
adiciones. Cuando se tienen barras colectoras abajo es muy complicado hacer adiciones
sobre la misma barra por requerirse generalmente equipo adicional del mismo fabricante;
adiciones de campos adyacentes son mas faciles, siendo necesario construir un sistema de
templas de barrajes nuevos para unir a los existentes.
Extensiones con barrajes rigidos requieren una mayor suspension de servicio que
extensiones con barrajes flexibles. Como es obvio, las configuraciones de doble barra
requierenrnenor tiempo de suspension para las extensiones que las otras configuraciones de
conexi6n de barras.
6.3.9
Hlstorla y tradici6n
Aqui, como en la selecci6n de la configuracion, la decision final sobre la disposicion
ffsica de una subestaci6n estara condicionada por la historia y tradici6n de la compafiia
duefia y de sus ingenieros de disefio y operacion 0, inclusive, por la influencia que puedan
tener finnas asesoras en dicha compaftia, En uno u otro caso, la experiencia obtenida a traves
de la historia y las practicas operativas y de ingenieria tradicionales pueden dar preferencia a
una disposicion particular a pesar de que un analisis acadernico asigne mayores ventajas a
otra.
6.3.10 Impacto ambiental
En este caso, como impacto ambiental se considera la estetica de la disposici6n fisica.
En general, la tendencia moderna indica que mientras menos niveles de conexi6n se tengan y
mas bajos sean los niveles de barras, mas estetica es la apariencia de la subestacion; segun
este punto de vista las disposiciones menos esteticas son las elevadas y clasicas,
6.4 FORMAS CONSTRUCTIVAS DE DISPOSICION FislCA
Este Numeral describe las disposiciones fisicas mas utilizadas para cada una de las
configuraciones establecidas en el Capitulo 2.
6.4.1
Disposici6n claslca
Barra sencilla (Figuras 6.20 y 6.21)
Barra principal y de transferencia (Figura 6.22)
Doble barra (Figura 6.23)
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154 •
CAPtruLO
6
Doble barra
mas by-pass o paso directo (Figura 6.24)
Doble barramas barra de transferencia (Figura 6.25).
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Figura 6.20 - Barra seocm«» disposici6n clasica
Figura 6.21- Barra senc/lla, salidas enfrentadas· disposici6n clssica
Figura 6.22 - Barra principal y de transferencia· disposici6n clasica
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Figura 6.23 - Doble barra • dispos/cl6n clsslca
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DISPOSlc6N ASIC-' DESUBESTAOONES -155
Figura 6.24 - Doble barra mas by-pass
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paso alrecto- disposiei6n claslca
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Figura 6.25 - Doble barra mas barra de transferencla • disposlci6n ellJslca
Cabe anotar que para las anteriores disposiciones ffsicas se utiliz6 la barra flexible, perc
bien se podria utiJizar la barra rigida con conexiones rigidas 0 la barra rigida con conexiones
flexibles .
Conexi6n de interrupt ores (Figuras 6.26 y 6.27)
Anillo cruzado (Figura 6.28).
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b) Secci6n A·A
c) SecciOn B-B
Figura 6.28 - Anillo cruzado - disposici6n clasica
Para el interruptor y medio tambien se pueden encontrar disposiciones fisicas, variantes
de la disposicion clasica, que se utilizan en algunas compafiias de servicios, las cuales se
ilustran en las Figuras 6.29 y 6.30.
DISPOSIC6N FfSlCAOE SU8ESTAOONES -157
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a) Planta
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c) Secci6n B-B
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b) Secci6n A·A
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c) Secci6n B·B
Figura 6.30 - interruptor y medio
6.4.2
Disposici6n escalonada con filas en sentido longitudinal
Sus ventajas mas notorias son la disposicion seneilia y clara, la neeesidad limitada de
material de soporte y construccion y la amplia posibilidad que brinda para extensioncs
futuras. En este arreglo.Ios polos de los seccioaadores de barra se coloean individualmente a
10 largo del barraje; ella haee posible la disposicion esealonada, que pennite redueir el ancho
DISI'OSlo6N F!sJCA DE SUBESTACIONES 11159
de campos con respecto a disposicion en sene. Las conexiones de seccionador a interruptor
se hacen en cable. el cual se soporta en los mismos aparatos. Como desventaja de esta
solucion puede citarse la dificultad para trabajar en una barra colectora pues las conexiones
situadas debajo permanecen energizadas. La incorporacion de seccionadores a 10 largo del
barraje se realiza en forma sencilla. En la Figura 6.31 se i1ustra esta disposicion para una
configuracion de doble barra.
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a) lsornetrico
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160 ., CAPfTvLO 6
6.4.3
Disposici6n escalonada con filas en sentido transversal
Esta disposicion coloca los polos individuales de los seccionadores de barras
perpendiculares a las barras colectocas. Las barras colectoras colocadas a un nivel inferior sc
apoyan mediante contactos deslizantes en los seccionadores y se conectan a estos con cables.
En los extremos de la instalaci6n las barras se templan'sobre porticos bajos, a fin de liberar
los polos de los seccionadores de la tcnsi6n de los cables y de los esfuerzos dc cortocircuitos.
Sobre las barras colectoras estan, a la altura correspondicnte, las lincas de conexion a los
interruptores. La cantidad necesaria de materiales de linea es elevada. La accesibilidad a los
aparatos es, sin embargo, muy buena. En la Figura 6.32 se presenta esta disposici6n fisica
para una configuraci6n de doble barra
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b) Seccion
Figura 6.32 - Dlsposici6n escalonede en nlas transversales, doble barra
6.4.4
Disposici6n alineada de seccionadores
En esta dis posicion los polos individuales de los seccionadores de barras se colocan en
linea con las barras . Solo se necesitan porticos para las salidas de linea 10 que reduce los
costos de las estructuras. En la Figura 6.33 se ilustra esta disposicion fisica para una
configuraci6n doble barra con barras rigidas.
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162 'II CAPtruLO 6
6.4.5
Disposici6n elevada
La maxima reducci6n del area para una subestaci6n exterior con una configuraci6n del
tipo de conexi6n de barras puede lograrse si en un mismo campo se acomodan salidas a
ambos lados, En la disposici6n elevada los sistemas de barras se tensionan uno encima del
otro. Los seccionadores de barraje del sistema superior estan apoyados en vigas intermedias,
y los del sistema inferior sc apoyan dircctamente en el piso. La practica ha demostrado que
todas las maniobras necesarias, aiin la operaci6n normal en emcrgcncia de los scccionadores
colocados 'en las vigas intermedias, pueden realizarse en forma correcta.
Los seccionadores de barraje del sistema superior determinan el ancho de campo. Dos
salidas pueden acomodarse en un mismo campo. Una disposici6n como la aqui descrita sc
utiliza rara vez, ya que presenta complicaciones para eI mantenimiento e incrementa las
posibilidadcs de cortocircuito en barras, ademas del altfsimo costo de las estructuras.
Cuando se tienen areas pequefias es preferible recurrir a subestaciones encapsuladas en
SF6 • GIS.
En las Figuras 6.34 y 6.35 se ilustra esta disposicion fisica para las configuraciones de
doble barra ybarra principal y de transferencia.
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Figura 6.35 - Dispos/c16n e/evada, doble barra
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DISP05106N miCA DESUBESTACIONES
6.4.6
Formas constructivas con seccionadores tipo pant6grafo
semipant6grafo
-163
0
6.4.6.1 Arreglo diagonal con las barras colectoras arriba
Al analizar la planta de una subestaci6n se observa que la linea de salida de un campo
esu orientada en fonna perpendicular al barraje. En el punto de cruce de cada fase, el
seccionador pantografo enlaza con su cuchilla de movimiento vertic al las salidas de lineas
(situadas en un plano inferior) con el barraje (que esta en un plano superior) siguiendo la via
mas corta; la cuchilla del seccionador, al conectar, agarra un contacto fijado en la barra. EI
sistema de sujecion de los seccionadores modem os no solamente hace posible una uni6n
segura de los contactos, aun bajo viento fuerte, sino que tarnbien garantiza una adecuada
continuidad cuando por variaci6n de temperatura se modifica Ia extensi6n de las barras. Este
fenomeno es tolerable sin necesidad de medidas especiales hasta una extensi6n del barraje de
40 m. En vanos mayores y hasta 60 m se agregan resortes de compensaci6n en las fases de
barraje que a la vez rebajan los esfuerzos sobre los porticos. Una fonnaci6n en ..v.. de las
cadenas dobles que soportan el barraje reduce el movimiento de los cables que forman las
barras por acci6n del viento. Para hacer Iimpieza y revision de los seccionadores de barraje y
de los aparatos de salida de linea en esta forma de disposicion , debe desenergizarse la linea
correspondiente, pero las barra s pueden quedar con tension, Subestaciones con barras
colectoras colocadas en un plano superior requieren menos elementos y materiales de
construccion ya que las cone xiones de union en los espacios de las barras colectoras se hacen
directamente en los aparatos,
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b) Secci6n
Figura 6.36 - Arreglo diagonal con barrlls co/ectoras arriba, doble barrll
164 _CApfTuLO 6
Para obtener salida de circuitos en ambos lados de los barrajes 10 mas simple es colocar
dos filas de interruptores y porticos de salida (uno a cada lado del barraje). Cabe anotar que
las salidas deben ser en campos diferentes, no pueden enfrentarse.
Las Figuras 6.36 y 6.37 muestran esta disposici6n para las configuraciones de- doble
barra e intcrruptor y medio respectivamente. La primera de las figuras se ha ilustrado con
barraje flexible, mientras que la segunda con barraje rigido y conexiones flexibles.
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Figura 6.37 - Arreglo diagonal con barras co/ectoras arriba, interruptor y medio
6.4.6.2 Arreglo diagonal con barras colectoras abajo
En csta disposicion (rruis utilizada para contiguraciones de doblc barra) las barras
colcctoras se apoyan en los seccionadores (apoyo deslizante y conexion flexible) y se
templan en los extremos de su longitud usando porticos bajos, Los enlaces de las lineas de
salida sc tcrnplan con cadenas en "V" y llevan colgados los contactos de cicrre lie los
scccionadores pantografo. Este arreglo reduce el cspacio ncccsario y brinda vcntajas para
lirnpicza y revision. Si uno de los sistemas de barrajcs se dcscncrgiza, todos los
scccionadorcs pantografos de dicho sistema pucdcn limpiarsc y rcvisarsc. Las salidas de
linea pueden entonces ser alimentas por otro barraje. El arreglo hace posible el
mantenirniento de los pantografos del barraje sin tener que desenergizar el campo
corrcspondicnte. Los vanos relativamente cortos no exigen resortes de cornpensacion ni para
el barraje, ni para las salidas de llnea. Este arreglo presenta ventajas particularmcnte para
subcstacioncs con nivclcs de cortocircuito elevados (rnayorcs de 31.5 kA) y adcrnas cs muy
cconomico.
La Figura 6.38 ilustra esta disposicion para una configuracion de doble barra. Como en
cl caso anterior, se requieren dos filas de interruptores y porticos para obtener salida por
ambos lades de los barrajes.
Notesc que en las Figuras 6.36 y 6.38se esta colocando el transformador de corrientc al
lado de la linea, mientras que en algunas de las disposiciones fisicas previas sucede 10
contrario. En estos dos arreglos, el intercambiar los equipos mencionados, no implica
simplificar el aspecto fisico dela disposicion, y la unica diferencia con respecto a las otras
consiste en que el mantenimiento de los transfonnadores de corriente se tiene que programar
conjuntamcnte con el de los transformadores de tension y no con el de los interruptores.
OISPOSIo6NFfStCA DESUBESTACONES -165
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b) Secci6n
Figura 6.38 - Arreglo diagonal con barras colectoras abajo, doble barra
6.4.7
Formas constructivas combinadas
0
especiales
Ademas de los arreglos nonnales ya descritos para subestaciones exteriores existen otras
disposiciones especiales, algunas de las cuales tienen en cuenta circunstancias particulares,
condiciones de servicio 0 de terreno que al seleccionar el arreglo constructive deben tenerse
en cuenta. En cstas disposiciones se combinan los scccionadores del tipo pantogrufo 0
scrnipantografo con los otros. Las figuras que ilusiran cstas disposicioncs contcmplan, por
simplicidad, la utilizacion de scccionadorcs tipo pumografo y de aperture central, Algunas de
las mas intcrcsantcs en la pnicticu se dcscribcn a continuacion.
6.4.7.1
Clasica modificada
Para sirnplificar algunas disposicioncs ckisicas se pueden cambiar los scccionadores del
barraje del Indo de In linea por seccionadores del tipo pantografo colocados diagonalmente
(0 alternativarnentc. para un nivel de media tension, del tipo de apertura central colocados en
diagonal 0 en linea con operacion individual). Esta variante elirnina un nivel de conexiones y
al misrno tiernpo permite un ahorro considerable de estructuras.
En la Figura 6.39 se muestra un ejemplo de esta disposicion para una configuraci6n de
barra principal y de transferencia. En las Figuras 6.40 y 6.41 se ilustra la configuraci6n de
doble barra con e) transfonnador de corriente adyacente al interrupter 0 al lade de la linea,
respectivamente. En la Figura 6.42 se presenta esta disposicion para la doble barra con by­
pass 0 paso directo.
Por su parte, las Figuras 6.43 y 6.44 ilustran la doble barra con seccionador de
transferencia, la Figura 6.45 ilustra esta misma configuracion de doble barra nuis
seccionador de transferencia y la Figura 6.46 presenta la doble barra mas barra de
transferencia.
166 • CAPtruLO 6
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Figura 6.39 - Disposici6n cl;jsica modificada, ba"a prlnc/pal y de transferencia
Figura 6.40 - Disposici6n c/asica modificada, doble barra
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Figura 6.41 - Disposici6n c/asica modificada, doble ba"a
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D1SPOSIo6N FfSICA DE SUIlfSTAClON£S -167
Figura 6.42 - Disposlel6n elaslea modlfieada, chJble barra eon by-pass
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paso dlreeto
Figura 6.43 - Disposlel6n elas lea modifieada, doble barra eon seeeionador de transferene/a
Figura 6.44 - Disposiel6n e/lislea modifieada, entrada por un solo lado , doble barra eon
seeeionador de transferene/a
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Figura 6.45 - Disposlel6n e/aslea modifieada, dob/e barra mas barra de transfereneia (entrada de
linea y eampo de Beople)
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1§8 • C»trul.O 6
Figura 6.46 - Disposici6n clasica,modificada. doble barra mas barra de transferencia
6.4.7.2 Arreglo diagonal modificado, barras cclectoras arriba
Si en la disposicion anterior se utilizan seccionadores pantografos en ambos barrajcs sc
convierte en un arreglo diagonal modificado con barras colectoras arriba, teniendo una
reducci6n adicional del ancho de campo.
En las Figuras 6.47 a 6.50 se ilustra esta disposicion para las configuraciones de barra
principal y de transferencia, doble barra, doble barra mas barra de transferencia e interrupter
y mcdio, mostrando algunas variantesy altemativas con el tipo de barraje (rigido 0 flexible).
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Figura 6.47- Arreglo diagonal modificado, barra principal y de transferencia
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Figura 6.4B-·Pant6grafos en a"eglo diagonal,barra rlgida, barra principal y de transfereneia
DISPOSlo6N- ASlCADESUBESTACJONES -169
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Figura 6.49 - Doble barra con barra riglda
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Figura 6.50 - Doble barra masbarra de transferencia con b.rra rigida
6.4.7.3 Arreglo diagonal modificado, barras colectoras abajo
EI arreglo diagonal con .lasbarras colectoras abajo se puede simplificar colocando un
scccionador de apertura central, rotacion central 0 apertura vertical en la entrada ,de 1a linea.
En la configuracion de doble barra, la longitud de campo se reduce notablernente ya que no
se requieren las dos filas de interruptores para salir por ambos lados del barraje, se logra un
ahorro de estructuras considerable con respecto a la clasica, y al mismotiempo se obtiene
una mayor claridad visual. En la Figura 6.51 se ilustra 1a anterior disposici6n para las
configuraciones de doble barra.
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Figura 6.51- Arreglo diagonal modiflcado, barras co/ectoras abaJo, doble barr.
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170 • CAPfTuLO 6
6.4.7.4 Disposici6n de tases mezcfadas, con pant6grato, .barras colectoras arriba,
salidas desplazadas
Este sistema consiste en agrupar las fases iguaies de las dos barras, tal como se muestra
en la Figura 6.52 para la configuraci6n de doble barra. Las ventajas de este arreglo son el
notable ahorro de terreno y Ia consiguiente economia en material de construccion. Las
salidas alternadas estan desplazadas 1/3 de campo y Ie brindan al arreglo, debido a la
claridad de ejecucion, todas las ventajas deseables para servicio y revision. Las barras
colectoras al nivel superior haeen posible que en un campo de salida desenergizado puedan
revisarse simultaneamente todos los aparatos. Solamente la limpieza de los sistemas de
barras sc dificulta por razon del arreglo mezclado de Iases (A-A', B-B', C...C'). Las uniones
entre aparatos de un campo de salida en el espacio de las barras colectoras se hacen con
enlaces cortos sobre los mismos aparatos. En anchos de campo bastante reducidos sc pueden
acomodar dos salidas, una frente a otra.
En estearreglo de fases mezcladas se pueden utilizar otras disposiciones fisicas
empleando el seccionador de apertura central y disponiendo las barras arriba 0 abajo. Cabe
recordar que colocando las barras abajo y apoyandolas sobre los seccionadores es necesario
utilizar contactos deslizantes y solo amarrar y ternplar las barras en los extremos.
Figura 6.52 - Fases mezcladas, barras co/ectoras arriba, doble barra
6.4.7.5 Interruptores puenteables
Ciertas cornpafiias de electricidad desean que en algunas de sus subestaciones de doble
barra se puedan, con solo una corta interrupcion de servicio de la lfnea, desconectar los
enlaces del interruptor y colocar los elementos para hacer el puente (Figura 6.53), dejando
asi el interruptor disponible para los trabajos de mantenimicnto. La linea correspondiente al
interruptor puenteado se conecta a un barraje libre y este se conecta al otro barraje a traves
del interruptor de acople.
En la Figura 6.53 se ilustra el interruptor puenteado para una disposicion fisica clasica
modificada; notese que se necesita un p6rtico adicional; los campos no puenteables seran tal
como en la disposicion original. La facilidad de puentear un interruptor se puede aplicar de
la misma manera a las demas disposiciones flsicas descritas en este Capltulo modificando 0
afiadiendo alguna estructura.
171
DISPOSI06N FfSlCA DESUBESTAOONES •
I
Figura 6.53 - Disposicion de Figura 6.41 con interruptor puenteable, doble barrs
6.4.8
Formas constructivas para la modulaci6n
La modulacion se entiende como la propiedad de una subestacion concebida con una
configuraci6n inicial de ser modificada en un futuro a una configuraci6n mas segura,
confiable y/o flexible. de una manera facil y con la menor interrupci6n del servicio mediante
la adici6n de modules. Con varias de las disposiciones fisicas descritas se puede efectuar el
arreglo modular de los desarrollos de conexion de barras y de conexion de interruptores.
Las Figuras 6.54 a 6.57 ilustran el desarrollo de un campo tipico para un arreglo de
conexion de barras en una disposici6n clasica modificada. Este criterio de la modulacion se
puede aplicar con cualquiera de las otras disposiciones analizadas.
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DISPOSIC6NFfSlCA DESUBESTAOONES II
173
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a) Planta
b) Seccion
Figura 6.57 - Modulaci6n, doble barra mas bsrr« de transferencia
6.4.9
Localizaci6n del transformador de corriente
Como se puede observar de las diferentes disposiciones ffsicas de la configuracion de
doble barra,el transformador de corriente puede estar localizado adyacente al interruptor 0 al
lado de la linea, La primera forma es mas utilizada ya que durante operaciones de
mantenirniento el transforrnador de corriente permanece aislado de la linea, evitandose asi
que ocurran posibles sobrecorrientes en sus devanados secundarios producidas por descargas
atrnosfericas que circularian de la linea al seccionador de puesta a tierra. En las
configuraciones de by-pass 0 paso directo, transferencia 0 interruptor puenteable, el
transforrnador de corriente siempre debe estar al lado de la linea para as! mantener las
proteccioncs de la linea intactas cuando se efecnia mantenirniento al interruptor y para evitar
conrnutacion de secundarios,
Los campos de transferencia no tienen transformadores de corriente, pero sf los tienen
los campos de acoplamiento.
Para la configuraci n de interruptory rnedio, los transformadores de corriente asociados
con los interruptores debarras deben estar localizados al lade opuesto de las barras, los
asociados al interruptor del centro pueden estar localizados a cualquier lado del interruptor
(algunas compafilas acostumbran colocar un transformador de corriente a cada lado del
interruptor central para obtener el traslapo de las zonas de protecci6n).
En el anillo, los transforrnadores de corriente pueden estar colocados a cualquier lado de
los interruptores perc preferiblemente al mismo lado para todos ellos.
Cuando se trata de un desarrollo modular los transfonnadores de corriente deben estar
colocados en la posicion de la configuracion final.
T
174- CApiTulO 6.
6.4.10 Campos de transformaclen
Los modules de conexi6n a transformadores 0 autotransfonnadores puedcn variar
enormemente dependiendo de la topografia del terrene y de la distancia entre los patios de
conexi6n (por ejemplo entre patios de 230 kV y 115 kV). En las Figuras 6.58 a 6.62 se
presentan las diferentes configuraciones 0 tipos de conexion. AI respecto, es importante
aclarar:
El transfonnador de tension en la salida a un transfonnador 0 autotransforrnador se
instala dependiendo del esquema de medida y sincronismo.
Para una mejor proteccion contra sobretensiones, los pararrayos deben estar montados
sobre .los transformadores y autotransfonnadores. En caso de no ser asi se deberan
colocar sobre el piso perc 10 mas cerca posible de estos equipos,
En las disposiciones ilustradas la distancia entre los transformadores a
autotransfonnadores y el portico de 1a subestaci6n esta dada de tal forma que se
conservan las distancias de seguridad con los dernas equipos de salida que esten en el
mismo sentido que el transformador 0 autotransformador. Esta distancia se puede
reducir dependiendo de la necesidad de insta1ar el transformador de tension y de la
ubicaci6n de los pararrayos,
Figura 6.58 - Doble barra, alternativa No.1, conexl6n a transformadores
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Figura 6.59 - Doble ba"a, a/ternativa
No~2,
conexl6n a transformadores
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DlSPOSJo6N ASICA DE SUBESTAOONES •
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Figura 6.60 - Configurac/6n con transferencia, cODex/6n a transformadores
Figura 6.61- Configuraci6n de Interruptores, conexl6n a transformadores
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176. CAPfTuLO 6
6.4.11 Campos de acople y/o de transferencia
Algunas disposiciones de los campos de aeople y/o transferencia para las diferentes
configuraciones se i1ustran en las figuras que a eontinuaci6n se enumeran:
Campo de transferencia en subestaciones de barra principal y de transferencia,
disposici6n clasica (Figura 6.63)
Campo de acople en subestaciones de doble barra, disposici6n clasica modificada
(Figura 6.64)
Campo de acople en subestaciones de doble barra, disposicion clasica modificada,
aitemativa (Figura 6.65)
Campo de transferencia en subestaciones de doble barra mas barra de transferencia,
disposici6n clasica modificada (Figura 6.66)
Campo de acople en subestacion de doble barra mas barra -de transfereneia, disposicion
clasica modificada (Figura 6.67)
Campo de acople y transferencia en subestaciones de doblc barra mas barra de
transferencia, disposici6n con barra rigida (Figura 6.68).
a) Planta
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b) Secci6n
Figura 6.63 - Campo de transferenela • barra principal y transfereneia
DISPOSI06N ASlCA DE SUBESTACIONES_177
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b) Secci6n
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DISPOSIC6N fiSICA DE5UlIfSTAClONES •
179
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a) Planta
b) Secci6n
Figura 6.68 - Campo de acop/e y transferencia. barra rig/da y pant6grafos - dob/. barra mas barra
de transferenc/a
6.5 SUBESTACIONES COMPACTAS
Siguicndo la tcndcncia de disefiar y construir instalaciones que rcprcscntc~ el Menor
costa segun los analisis del costo de vida de la instalacion, se ha desarrollado una serie de
elementos que permiten obtener reducciones en el espacio requerido para la disposicion
fisica de las subestaciones y que pueden ser utilizados tanto en la actualizacion como en la
ampliaci6n de subestaciones existentes 0 en la construcci6n de nuevas subestaciones. A
continuacion se presentan algunos .de estos desarrollados realizados por los fabricantes de
equipos de alta tension.
6.5.1
Subestaciones PIC
En e1 ano de 1962 Merlin Gerin concibio la subestacion interior compartimentada (PIC,
por su sigla en Frances), la cual consiste en disponer los equipos de alta tensi6n en un
edificio adaptado segun las distancias electricas necesarias para el nivel de tension, tal como
puede apreciarse en la Figura 6.69.
Los equipos de alta tensi6n pueden considerarse hasta niveles de tensi6n de 115 kV con
una corriente de cortocircuito asignada de 3 I ,5 kA y de ellos solamente el seccionador es de
construccion especial (bujes rotativos de doble cone), como puede apreciarse en la figura.
Los equipos se instalan en un edificio con 10 cual se logra la reducci6n del espacio necesario
para la subestaci6n. Se recomienda la utilizaci6n de este tipo de subestaci6n en zonas de alta
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180 •
CAPtNLO 6
contaminaci6n, ya que contribuye a reducir las acciones de mantenimiento; este tipo de
instalaci6n ofrece protecci6n contra el ruido, las interferencias electromagneticas y el riesgo
de sabotaje, a la vez que permite reducir el impacto sobre el medio ambiente.
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CD
1. Companimiento <Ie conexl6n
2. Companimienlo de Interruplor
3. Compartimienlo iueoo <Ie batra.
4. Compartimienlo bala lenll6n
Figura 6.69 - Subestacl6n Interior compartlmentada (PIC)
6.5.2
Modulos compactos de alta tension
En el rango entre 123 kY Y 550 kY los fabricantes han desarrollado m6dulos compactos
de alta tension mediante la combinaci6n de componentes convencionales en una unidad
compacta, los cuales se utilizan en Ia implantaci6n de subestaciones bajo el concepto lAIS
(Integrated Air Insulated Substations) permitiendo una reducci6n sustancial del espacio
requerido por la subestaci6n.
El modulo de maniobra CHYS (Compact High Voltage Switchgear) de ABB para el
rango entre 245 kY Y 550 kY esta conformado por un interruptor, dos seccionadores, dos
seccionadores de puesta a tierra y dos transformadores de corriente del tipo optico, tal como
se presenta en la Figura 6.70.
Con la utilizaci6n de este tipo de modulos se consigue una reducci6n sustancial del .
espacio de la subestaci6n. En la Figura 6.70 puede apreciarse una subestaci6n con
configuraci6n de interruptor y medio, en la cual el espacio necesario es del 65% del
requerimiento con equipos convencionales. Se pueden obtener ademas las ventajas de
reducci6n en obras civiles requeridas, menores tiempos de instalaci6n y cableado de control
en una unica caja de control del modulo, 10 cual reduce la cantidad de cables a utilizar.
DISI'OSlo6N FfSICA DESUBESTACONES -181
Figura 6.70 - Reduccl6n de espaclo can m6dulo CHVS
Otro tipo de m6dulo que se ha desarrollado es un m6dulo de entrada de linea, dispon ible
con niveles de tensi6n hasta 550 kV. en el cual se han inc1uido los transformadores de
instrumentos del tipo optico, el seccionador de puesta a tierra y el pararrayos, instalados
todos sobre una misma estructura. En la Figura 6.71 se aprecia el m6dulo de entrada de linea
desarrollado por 1a firma ABB.
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Figura 6.71 - M6dulo de entrada de linea
Hasta e1 nivel de 170 kV los fabricantes han desarrollado m6dulos de maniobra en los
que se inc1uyen las funciones de corte y de seccionamiento, que permiten reducciones de
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182 • CAPfnJLO 6
espacio hasta del 50%, entre los que se destacan los modules con interrupter extrafblc
referencia l-AIS de ABB y SIMOVER de SIEMENS, en los cuales los interruptores se
desplazan longitudinal 0 transversalmente, respectivamente, desde su posici6n cerrada, una
vez ha sido abierto el interrupter con el objeto de seccionar el circuito. En otros modules
como el SCM de SCHNEIDER y el SIMOBREAKER de SIEMENS se utiliza el giro del
interrupter 0 del seccionador, respectivamente, para realizar el seccionamiento del circuito
despues de haber efectuado la apertura del interrupter. En algunos casos se cornplementan
estos m6dulos de maniobra con medidores de corriente y tension tipo optico y con el
seccionador de puesta a tierra, resultando en una instalacion aun mas compacta. En la
Figura 6.72 se presenta el m6dulo MCI de SCHNEIDER completo con todas las funciones
mencionadas.
Figura 6.72 - M6dulo Mel
6.6 SUBESTACIONES COMPACTAS HiBRIDAS
La utilizacion de los m6dulos compactos en SF6 mencionados en el Capitulo 7
(Numeral 7.7.8), como son el m6dulo PASS de ABB, el modulo HIS de SIEMENS, y el
modulo en SF 6 desarrollado por ALSTOM, permiten la conformacion de subestaciones
hibridas compactas.
En la Figura 6.73 se muestra una subestaci6n CAIS de ALSTOM; el m6dulo compacto
que se utiliza incluye un interruptor de tanque muerto en SF6 y en los bujes del mismo se han
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01SPOS10ON rlS1CA DESUBESTACIONES •
183
instalado los transformadores de corriente; se utilizan seccionadores especiales para la
conexi6n a los barrajes diagonales elevados de la subestaci6n, resultando el arreglo en una
subestaci6n muy compacta .
Figura 6.73 - Subestaci6n compacta CAIS
EI modulo HIS (Highly integrated System) desarrollado por SIEMENS hasta un nivel de
tension de 145 kV, integra las funciones decorte, seccionamiento y medida de corriente con
tecnologfa GIS, con 10 que se pueden desarrollar disposiciones ffsicas hfbridas de reducido
espacio (del orden del 40% del espacio requerido con una subestacion del tipo
convencional).
La mayor innovacion que se tiene actual mente para conformar subestaciones hfbridas
que permitan reduccion de espacios es la utilizacion de los modules PASS de ABB
desarrollados para niveles de tension hasta de 550 kY, en los cuales se incluyen todas las
funciones necesarias para un campo de conexion, mediante la cornbinacion del interrupter,
los seccionadores de conexion a" barrasvel seccionador de puesta a tierra , sensores de
corriente y tension y bujes de conexi on de materiales compuestos dentro de un
compartimiento comun con gas SF6 , compJetamente ensamblado y probado en fabrica, 10 que
reduce significativamente los requerimientos de , espacio, obras civiles y tiempos de
instulacion y en el que se ha eliminado el seccionador de conexi on de circuito (aunque puede
adicionarse si se requiere), tal como puede apreciarse en el diagrama unifilar de la
Figura 6.74. Este tipo de m6dulos puede aplicarse en la actualizacion y ampliacion de
subestaciones existentes 0 en la implantaci6n de nuevas subestaciones.
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184" CAPtruLO 6
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4. Transfonnador de tension
5. Seccionador de linea
6. Seccionador de puesta a tierra
7. Sensor combinado de corriente I tension
Figura 6.74 - Oiagrama unifilar para doble barra, modulo PASS y convencional
La conexion a los sistemas de control y proteccion se realiza a traves de un cable con
elemento de conexion que dispone de los cables de fibra optica y de los nccesarios para
tomar los servicios auxiliares del modulo, 10que reduce ailn mas el tiempo de instalacion.
En la Figura 6:75 se rnuestra la disposicion flsica de una subestacion con configuracion
de doble barra , para la que se estima que se requiere un 42% del area necesaria por la rnisrna
sube stacion si se utiliza la disposicion cldsica , En la Figura 6.76 se presenta una subestacion
con configuracion de interruptor y medio utilizando este tipo de tecnologfa.
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Figura 6.75· Subestaci6n con configuraci6n doble barra con m6dulos PASS
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186 It CAPITULO 6
6.7 CONCLUSIONES
Puede decirse que el factor determinante en el area requerida por una configuracion esta
rclacionado con el tipo de tecnologfa y de seccionador utilizados.
Analizando las diferentes disposiciones fisicas se puede eoncluir y recomendar 10
siguiente:
EI uso de scccionadorcs de apertura central 0 rotacion central en forma cscalonada cxigc
un ancho de campo mayor que el obtenido con seccionadores tipo pantografo.
No se recomienda utilizar el seccionador de apertura central en EAT.
Las ampliaciones de subestaciones con seccionadores de apertura central de polos
independientes (como los que se usan para disposiciones con barras colectoras abajo)
son ·complicadas, pues obligatoriamente tienen que hacerse con el mismo tipo de
seccionador (polos independientes y/o contactos deslizantes para barras abajo).
Ampliaciones de disposiciones de barras abajo toman mas tiempo que ampJiacioncs en
otros casos, ya que las templasde las barras se tienen que movilizar de acuerdo con la
ampliacion.
Las disposiciones que usan seccionadores tipo pantografo 0 semipantografo para todos
los puntos de seccionamiento son un poco complicadas para la vista en 10 referentc al
seccionamiento de entrada de linea.
Disposiciones de fases mezcladas dificultan la visualizacion del sistema de barras que
esta conectado en cada momento, y son especialmente complicadas para la operacion
manual, Adicionalmente, en esta disposicion el barraje es de dificil mantenimiento.
La disposicion clasica tiene un nivel de conexiones mas que las otras disposiciones, 10
que implica un mayor costo en estructuras.
Las disposiciones elevadas, ademas de presentar los costos mas altos en estructuras,
tienen el ·lndice mayor de falla en barras ya que estas estan superpuestas. Para el
mantenimiento en una de las barras es necesario desenergizar toda la subestacion,
perdiendose asf una de las ventajas de la doble barra.
La disposicion clasica modificada para las configuraciones de doble barra no presenta
mayores complicaciones con respecto al mantenimiento de las barras, aunque no se
pueda hacer mantenimiento a los seccionadores del barraje sin sacar de servicio el
campo correspondiente; adenuis, presenta un sistema de estructuras simple 10 que fa
haec clara para la operacion. Pucde construirse depcndiendo del area con una 0 dos filas
de interruptores.
Tambien con la anterior configuraci6n se puede acomodar el transformador de corriente
ya sea adyacente al interruptor 0 allado de la llnea con una minima variacion.
La altura de los castilletes de las estructuras se debe detenninar de acuerdo con el
Capitulo 5, Apantallamiento.
Las subestaciones con configuraci6n de conexion de barras generalmente deben
disefiarse con una sola fila de interruptores y una salida por campo. Si el area adecuada
es amplia y poco costosa, se puede utilizar una .disposiclcn con dos filas de interruptores
para tener salida en ambos sentidos del campo.
DISPOSI06N FfSICA DE SU6ESTACIONES ~.:
187
Hasta donde sea posible, se deben evitar las disposiciones ffsicas con barras en "U", ya
que dificultanel mantenimiento, las ampliaciones y la claridad para la operacion.
Cuando se tiene un area con una contaminacion ambiental alta que exige rnantenimiento
y limpieza peri6dicos en los barrajes, se puede utilizar una disposicion con las barras
colectoras abajo, En el caso de requerirse subestaci6n con un nivel de tension menor a
115 kV,.existe la alternativa de las subestaciones PIC.
La diferencia de costos entre dos disposiciones de la misma configuraci6n no es cl factor
mas importante para la seleccion.
La historia y tradicion de disefio de los ingenieros de la compania duefia de la
subestacion puede convertirse en el factor fundamental para la decision en el tipo de
disposicion fisica,
Ademas de las conclusiones antes mencionadas se pueden establecer las siguientes
recomendaciones:
Cuando se utilicen seccionadores tipo pantografo 0 sernipantografo se deben proyectar
vanos cortos, no mayores de 40 m. Si se requieren longitudes mayores, estas pueden ser
hasta de 60 m siempre y cuando se utilicen resortes de cornpensacion en las templas de
los barrajes.
.
EI apoyo de las barras colectoras sobre seccionadores debe hacerse sobre conectores
deslizantes, y dichas barras se deben ternplar en porticos bajos colocados solamente en
los extremos de la subestacion,
EI desarrollo realizado por los fabricantes tiene hoy a disposicion de los disefiadores
modules compactos de alta tension, iitiles para casos en que se presenten dificultades
con el espacio disponible para la subestaci6n.
La tecnologia de las subestaciones GIS permite concebir actual mente subestaciones
hibridas que, aunque mas costosas inicialrnente. puedentener menores costos de
montaje y mantenirniento.
Capitulol7
SUBESTACIONES ENCAPSULADAS EN SF6
7.1 INTRODUCCION
Las subestaciones encapsuladas (blindadas) 0 subestaciones aisladas en SF 6 (Gas
Insulated Substations, GIS) fueron introducidas en el mercado al final de la decada de 1960
y durante el ultimo decenio han lIegado a poseer una tecnologfa ampliamente aceptada,
abriendo nuevas caminos en el diseiio de subestaciones. Las primeras subestaciones se
disenaron para tensiones relativamente bajas, normal mente entre 60 kV Y 100 kV. Sin
embargo, una vez disponible el equipo, las aplicaciones crecieron enormemente, al principio
para tensiones hasta 200 kV, Y despues, cuando quedo demostrado su extraordinario
servicio, hasta tensiones consideradas EAT. Debido a sus caracterfsticas, como reducido
tamaiio y precio moderado a altas tensiones, las GIS son particulannente adecuadas para este
rango de tensiones extra-alias.
Durante los ultirnos aiios el mimero de subestaciones encapsuladas en SF 6 de tensiones
comprendidas entre 400 kV y 500 kV ha aumentado rapidamente, existiendo tarnbien equipo
de 800 kV en servicio. Diseiios para I 000 kV Y I 600 kV estan siendo desarrollados en la
actualidad.
Las ventajas principales de las subestaciones GIS son:
Tamaiio reducido. La superficie necesaria para una subestacion GIS es del 10% al 15%
de la superficie requerida para una subestacion convencional.
Son a prueba de contaminacion ambiental.
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Requieren menor mantenimiento.
Brindan una mayor seguridad para los operadores.
No producen radiointerferencia.
Otra ventaja esencial de las GIS es la posibilidad de ensamblar las partes mas
importantes de la subestaci6n antes de la salida de fabrica. Esto permite mantener una alta
calidad y reducir considerablemente el tiempo de montaje en ellugar de la instalacion.
Es normalmente facil ampliar una GIS existente cuando se ha previsto desde el principio
y se usa equipo del mismo fabricante durante las diferentes fases. Dado que no hay una
normalizaci6n de dimensiones y disposiciones de las distintas piezas, es mas diffcil
interconectar GIS de diferentes fabricantes.
--I
II
190 .. CAPITuLO 7
En cI presente Capitulo se describen los principales aspectos de las GIS en cuanto a las
tccnicas constructivas, el gas SF 6 Y las principales configuraciones y disposicioncs fisicas.
con base en las normas tecnicas vigentes (Numeral 7.9.1) y en diferentes publicaciones de
fabricantes [Petterson (1982)].
Las principales areas de utilizacion de las GIS son:
Areas industriales (airc contaminado)
Areas urbanas
Zonas montafiosas (espacios reducidos, nieve, problemas con el hielo en donde sea
aplicable).
Zonas costeras (problemas de salinidad)
Zonas deserticas (problemas de contaminacion por arena)
Areas en donde sea necesario minimizar el impacto ambiental
Estaciones subterraneas
Donde no haya otra alternativa para ampliar una subestacion existente.
7.2DEFINICIONES
Barraje: conductor rigido en el interior de la subcstacion encapsulada cncargado de
transportar la corriente.
Envolvente: cubierta exterior de la subestacion encapsulada que contiene los equipos y
cI gas SF 6 •
Espaciador - aislador: soporte conico de los conductores y las partes activas de los
cquipos,
SF 6 : Hexafluoruro de azufre. Gas dielectrico inodoro, incoloro, no intlamable, no toxico
y quimicamcnte inerte.
c)
7.3 CARACTERisTICAS CONSTRUCTIVAS
7.3.1
Envolventes
El diseiio basico cs cI que puede verse en la Figura 7.1. Existc una envolvcnte, que se
conecta electricamente a tierra y que tiene forma de tubo, En su centro va el conductor sujeto
por medio de conos aislantes (separadores); estos tres elementos son comunes a todos los
componentes de las GIS. La zona comprendida entre el conductor y la envoi vente se lIena
con gas a una cierta presion que normal mente varia entre tres bares y siete bares. Las
cnvolvcntes tambien contienen los diferentes equipos de conexion consritutivos de la
subestacion (interruptores, seccionadores, barras, transformadores de instrurnentacion, etc.)
formando compartirnientos.
Las envolventes forman una cornpleta envoltura rnetalica, electricarnente puesta a tierra.
para toda la subestacion, que proporciona asf una eficaz proteccion al no dejar accesibles las
partes en tension y que sirve de elemento de contencion del gas aislante. Las envolventes
SUBm AOONES ENCAPSULADAS EN SF.:
191
tambien sujetan las partes intemas en tension del sistema de conductores por rnedio de los
separadores aislantes.
La subestacion esta soportada sobre una estructura metalica y las envolventes estan
dimensionadas de forma que puedan soportar partes de la GIS que no estan apoyadas
directamente en la estructura. La envoIvente en su conjunto es puesta a tierra en diferentes
sitios y sus distintas partes deben estar electricamente conectadas entre elias de forma que no
se creen diferencias de potencial peligrosas en caso de cortocircuito.
Ya que la envoIvente tiene la mision de contener el gas y la subesracion debe poder
funcionar mucho tiempo sin inspecciones, es importante que las fugas de gas scan minimas;
por debajo del 1% por aiio.
La envoltura metalica es generalmente de aluminio 0 de acero. Sin embargo, es
necesario tener en cuenta que debido a la inducci6n, una coniente que se opone a la del
conductor circulars por la envoIvente de las subestaciones de diseiio monofasico. Esta
corriente, que es del mismo orden de magnitud que la principal, da lugar a unas perdidas
resistivas en la envolvente produciendo calentamiento en ella. Adicionalmente, si una
envoI vente es de un material magnetico como el acero, tiene tambien unas considerables
perdidas por conientes de Foucault. De acuerdo con esto, en subestaciones de diseiio
rnonofasico es mas convcniente usar aluminio.
Comparado con el acero, el aluminio tiene las ventajas de scr mas liviano, no ser
magnetico y tener menor resistividad electrica que el acero del mismo espesor, pero tiene
menor resistencia rnecanica y menor tiempo de perforacion por arco intemo. Por 10 anterior,
una envoI vente de aluminio debe ser mas gruesa que una de acero, aunque por 10 general
siguen siendo mas livianas, implicando menores cargas de apoyo y por tanto menores costos
de obra civil y montaje.
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Envolvenle
§~p'arador
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Figura 7.1- Configuraci6n basica de una GIS [Petterson (1982)J
:<';"'-'-~:---":'""l-.;.··t
192. CAPfT'uLO 7
Las envolventes van unidas entre si mediante tornilleria. Todas las bridas van equipadas
con uno 0 dos anillos de sellado. EI segundo anillo, es decir el exterior, se ofrece
nonnalmente como una opcion y debe ser considerado como una protecci6n del anillo
interne,
Aunque las envolventes sean en principio de disefio ligero y robusto, por 10 que en gran
medida pueden ser autosoportadas, entre el suelo y la base de la envoivente es.necesaria una
estructura soporte que debe ser disefiada no solo para soportar el peso de la subestacion, sino
tambien con la suficiente flexibilidad como para compensar la dilatacion termica.
Adicionalmente se instalan, como parte de la envoi vente, elementos flexibles -fuelles­
para compensar las tolerancias de fabricacion, pennitir dilatacion y evitar la vibracion
producida por equipos como transfonnadores.
Aunque para las GIS el problema sfsrnico es considerablemente menor que para los
equipos convencionales, el fabricante debe considerarlo especialmente en el diseiio de la
estructura rnetalica y bujes terminales. En el diseiio de la estructura generalmente basta con
agregar fuelles en sitios estrategicos resultantes de estudios especializados.
Los dos principios basicos de disefio aplicados a la fabricacion de envolventes son el
mouofasico y el trifasico (Figura 7.2). Las envolventes rnonofasicas las usan la rnayoria de
los fabricantes casi que exclusivamente para tensiones de servicio por encima de los
200 kV, mientras que las envolventes trifdsicas son usadas por debajo de esta tension.
aunque con algunas Iimitaciones se pueden utilizar para tensiones entre 200 kV Y 300 kV.
En algunos casos las GIS pueden tener barrajes en arreglo trifasico con aparatos en arreglo
monofasico.
®®®
Envolvenle lJillisica
Figura 7.2 - Configuraclones
Envolvente rnonotasica
b~sicas de
envolventes {Petterson (1982))
Se pueden citar las siguientes ventajas importantes de las envolventes trifasicas
comparadas con las monoftisicas:
Menores inversiones iniciales, dado que el costa de la envoi vente es menor.
Menor espacio ocupado.
Montaje mas rapido y simple. Los diferentes modules son prefabricados y embalados
como "partes terminadas" 10que minimiza el tiempo y el costa del montaje en el sitio.
Mas facil mantenimiento. Durante el mantenimiento y revisiones, todas las partes
internas de los aparatos a ajustar son sacadas de la envoi vente con ayuda de
herramientas simples.
SUBESTACIONES ENCAPSUlAOAS EN SF. :;'193
Mejor visi6n de conjunto. Se tiene una visi6n de conjunto de la instalaci6n mas 16gica y
simple.
Baja probabilidad de perforaci6n ya que una falla a tierra se convierte mas facilmente en
una falta trifasica.
Los anteriores hechos se aplican basicarnente a tensiones de servicio por debajo de
aproximadamente 200 kV; sin embargo depende de las practices normalizadas pOl' cada
fabricante. EI disefio monofasico tiene sus ventajas para tensiones por cncima de este nivel,
donde las sobretensiones de maniobra entre fases determinan el tamafio de Ja GIS. Las
envolventes trifasicas serian dificiles de fundir en una pieza asf como de manejar durante las
etapas de transporte y montaje. EI diseiio monofasico tiene una mejor capacidad de soportar
cortocircuitos 10 que es una ventaja para subestaciones con corrientes muy por encima de los
40kA.
En la practica no resulta rentable un diseiio diferente de GIS para cada tensi6n ya que
el diarnetro de la envolvente depende de la tensi6n. POl' ello cad a fabricante normaliza su
diseiio, de forma que haya un equipo cornun para un cierto rango de tensiones. POl'
ejemplo, la zona entre 66 kV Y 800 kV puede ser cubierta con cuatro disefios de la forma
siguienle:
Rango I:
66kV ­ 170 kV
Rango 2:
200 kV - 362 kV
Rango 3:
400 kv ­ 500 kV
Range 4:
700 kV - 800 kV.
7.3.2
Separadores
Los separadores aisJantes suponen un aislamiento solido general mente de resina
epoxica, en paralelo con el gas. entre el sistema de conductores bajo tension y las
envolventes puestas a tierra que 10 rodean, Estes soportan los conductores y algunos de ell os
dividcn la subestacion en difercntcs secciones estancas, Debcn tamhicn soportar dilcrcntcs
campos clcctricos y formal' una barrcra scgura pam cl gas durante cI scrvicio. Los 'fabricantI"
de GIS usan normalrncntc dos tipos de scparudorcs; uno de cllos es cmplcado pam dividir la
GIS en distintas scccioncs estuncus de gas. micntras que el otro, el de tipo agujcrado, ticnc
solo la funcion de soporte.
7.3.3
Conductores
Los conductores son tubos de aluminio que se unen mediante contactos en los extremes.
Estos contactos suelen ser enchufables y cornprimidos por muelles. La parte de los contactos
esta norrnalmente rode ada de pantallas para guiar el campo electrico,
7.4 CARACTERisTICAS DEL GAS SFe Y SU SUPERVISION
EI eJemento mas importante en la tecnologia GIS es el hexufluoruro de azufre (SF6 ) . gas
usado como aislante de barras y equipos y tambien como mcdio de extincion en
intcrruptorcs, La norma lEe 60376, Specifications and acceptance of new sulphur
hexafluoride. trata todos los aspectos relacionados con eJ gas utilizado en las GIS.
194 • CA'fTuc..o 7
EI gas es fisica y quimicamente inerte y no inflamable. Es un dielectrico dos 0 tres veces
mejor que el aire a la misma presion. A una presi6n de tres atmosferas, el coeficiente
diclectrico de SF 6 es aproximadamente el mismo que el del aceite usado en los
transformadores.
EI SF 6 proporciona grandes ventajas, incluyendo una reduccion sustancial tanto en el
tamano como en el peso del equipo. Este gas no s610 es un buen dielectrico que evita que se
produzcan arcos 0 flamcos en el interior dclequipo encapsulado, sino que, atin en el evento
en que estos se produzcan, recobra rapidamente sus cualidades dielcctricas una vez
extinguido. Debido a este efecto, el SF 6 proporciona una excelente y eficaz atmosfera para la
extincion de arcos especialmente en las carnaras de los interruptores.
La utilizacion del SF 6 requiere un alto grado de limpieza ya que de otra forma el
coeficiente dielectrico del gas se reduce.
La potencia dielectrica 0 capacidad de aislamiento en una GIS depende principalmente
de la densidad del gas. Las variaciones de presion debidas a variaciones de temperatura no
afectan la capacidad dielectrics mientras la temperatura no baje hasta un grado tal que se
produzca condensacion, Esto se supervisa con un sensor de densidad, que normal mente
consiste en un medidor de presion compensado en temperatura. Estos sensores tienen dos
niveles de alarmas diferentes. La primera alarma indica que es necesario afiadir gas SF 6 • Si la
densidad disminuye hasta alcanzar el segundo nivel de alanna, el equipo debe desconectarse
de la red ya que se ha llegado al limite pOI' debajo del cual la potencia dielectrica del gas
resulta insuficiente.
­
Para fines de supervision del gas, el equipo de conexion se divide en varias secciones.
Esta division puede adaptarse a los requerimientos especiales. Sin embargo, teniendo en
cucnta las propicdades corrosivas de los productos en dcscornposicion dcbido al arco, cl
interruptor se instala en compartimientos independientes con su propia supervision de gas.
inclusive con una mayor presion que el resto de los compartimientos para efectos de
interrupcion del arco. Adicionalmente, esta division en secciones limita el porcentaje de
equipo fuera de servicio cuando tiene que extraerse el gas, minimiza los efectos que
causarian arcos internos y facilita la deteccion de fugas.
7.5 ARREGLO FiSICO DE LAS SUBESTACIONES GIS
7.5.1
Introducci6n
EI arreglo fisico 0 disposicion fisica de una GIS es detenninado pOI' un cierto nurnero de
requerimientos y tendencias mas 0 menos conocidas, EI parametro basico determinante es el
diagrama unifilar basado en la configuracion de la subestacion et cual se detennina segun las
recomendaciones del Capitulo 2. Las condiciones externas y de contorno, como las
conexiones al equipo de alta tension de los alrededores, ya sean lineas aereas, cables de
llegada, transformadores y/o reactores, tambien influyen en el arreglo. POI' otra parte,
diversos factores como el mantenirniento, la accesibilldad para niveles altos, In facilidad de
desmontaje de los aparatos, etc., siempre implican un mayor espacio y, pol' 10 tanto, un
incremento del preeio.
SUBESTACIONES ENCAPSULADAS EN SF, to
195
Ya que solo el fabricante es el que real mente puede determinar con exactitud la
influeneia de cada factor, es conveniente consultarlo en las etapas de disefio.
7.5.2
Diagrama unifilar
Hasta ahora no ha sido establecido ningiin diagrama unifilar especial para equipo
blindado, pero la mayor confiabilidad resultante del hecho de que los aisladores estan
protegidos contra la contaminaci6n justifiea algunas sirnplificaciones. Existe la tendencia de
utilizar configuraciones de interruptor y medio para EAT y esquernas de barraje doble para
AT, tal como se mencion6 en el Capitulo 2.
7.5.3
Conexi6n al equipo de alta tensi6n
Los principales factores externos que tienen influencia en el arreglo fisico son la
direcci6n y el ruirnero de las \ineas aereas de lIegada y la cantidad, localizaci6n y tarnafio de
los transforrnadores y reactores que deban coneetarse a la subestaci6n.
Especialmente a las mas altas tensiones, la distancia entre fases en las line as aereas es
mucho mayor que en las GIS. Esto significa con frecuencia que la ventaja del pequefio
espacio ocupado por la GIS no puede ser totalrnente utilizada, ya que los interruptores y
equipo asociado deben ser colocados en pequefios grupos interconectados por las
envolventes de barras. La otra posibilidad cs tener largas cnvolvcntcs de conductores en el
exterior, 0 bien, cables dcsdc un portico exterior terminal de la linea aerca hasta la
subestaci6n eonstruida en forma compacta. La altemativa a clcgir debe deterrninarse en cada
caso particular.
Con respecto a la conexi6n de la GIS a transformadores de potcncia, basicamente hay
tres altcrnativas:
Conexi6n por linea acrca: la GIS tcrrnina en un buje SF6/aire.
Concxion blindada directa: hay un conductor, aislado por gas en su envoi vente, entre la
GIS y el transformador.
Conexi6n por cable.
La sclcccion del tiro de concxion se hace principalmcnic a partir de la tension del
sistema, cl grade de contaminaci6n ambicntal, la configuracion de la subcstucion y el
aruilisis de costos,
La concxion dirccta entre la GIS y un transforrnador normalrncnte contiene un buje
SFJaceite. cuyo interior es independiente tanto del gas como del aceite del transformador.
En el caso de conexion directa, dos grandes piezas rigid as del equipo se conectan entre
si, Es necesario en este caso tomar precauciones con las tolerancias de montaje, dcbido al
asentamiento de los cirnientos, las deformaciones cuando se instala el transformador. las
vibraciones del mismo y dilataciones del equipo, etc. Los Iabricantes de GIS toman ciertas
prccaucioncs con cl fin de ascgurur la necesaria flexibilidad, normalmcnte por mcdio de
fucllcs, Dcpendicndo principalrncnrc de las tolcruncias dc uni6n en el ascntumicnto del
transforrnador, estas precaucioncs senin 0 no suficientes considerando la subestacion ell su
conjunto.
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196 • C\PfTuLo 7
La decisi6n del tipo de conexi6n entre la GIS y un transfonnador debe basarse en un
andlisis de costa para cada caso. Parece que las conexiones por linea aerea 0 mediante cables
de polictilcno reticulado son en muchos casos las altemativas mas econ6micas a las
tensiones mas bajas, puesto que los bujes SF6I'aire y las tenninaciones para cables son
comparativamente mas econ6micos a tensiones menores 0 iguales a 245 kV. Para mas altas
tensioncs 1:1 conexi6n blindada suele ser menos costosa, incluso considerando los costos
extras que supone la coordinaci6n mecanica.
7.5.4
Comparaci6n entre instalaci6n interior y ala intemperie de la
subestaci6n GIS
Debido a su naturaleza blindada, las GIS son insensibles a los efectos de las condiciones
ambientales y pueden ser usadas facilmente a la intemperie. Sin embargo, la mayoria de las
G[S esta situada dentro de edificios.
Las instalaciones interiores tienen Ia ventaja de que es mas facil conseguir el grado de
limpieza necesario durante el montaje y los trabajos de mantenimiento. Dadas las reducidas
dimensiones de la subestacion, la construccion del ediflciosupone s610 una pequei'ia parte de
los costos totales. En las subestaciones a la intemperie debe tenerse cuidado en mejorar la
proteccion contra la corrosion y en comprobar que los mecanismos de operacion y los
sistemas de control del gas se adaptan al clima.
7.5.5
Diagramas hibridos
En una subestacion de tipo hfbrido el barraje es nonnalmente del tipo convencional,
micntras que los modules de equipos son aislados por gas. Esto significa que es necesario
poner bujes SF6I'aire entre modules y barrajes.
Los costos de la subestacion, excluyendo el montaje en el sitio y la obra civil, son
gencralmente menores para la subestacion totalmente blindada que para la solucion hfbrida.
Cuando se afiaden los costos de montaje y obra civil, que son mayores para la alternativa
hibrida, la diferencia total aumenta.
7.5.6
Orientaci6n de los interruptores
Los interruptores, que son los equipos mas grandes de la subestacion, suelen poder
rnontarse en posicion vertical u horizontal. La elecci6n de la forma de montaje viene
deflnida por el espacio disponible. A las mas altas tensiones el peso admisible es a menudo
decisivo y por esta razon es mas corriente el montaje horizontal. Al dimensionar debe
tambien considerarse el espacio requerido para extraer las partes intemas durante el
mantenimiento.
Al operar los interruptores se producen fuerzas que son transmitidas al suelo por medio
de la estructura de soporte. Cuando se instalan los interruptores verticalrnente, estas fuerzas
actuan en la misma direccion que las de la gravedad, mientras que las fuerzas de un
interruptor montado horizontal mente tienen una direcci6n tambien horizontal, 10que implica
menos esfuerzos totales a soportar.
------~--------------
SUBESTAClONES ENCAPSULAOAS EN SF. II
7.5.7
197
Mantenimiento y pruebas
Los aparatos esuin disefiadcs de forma tal que las partes que requieren ser accesibles
durante el servicio 10 son sin necesidad de desmantelar la envoI vente. Cuando se disefia el
arreglo de una subestacion debe dejarse el suficiente espacio para estas partes y para el
personal de servicio. Esto es de maxima importancia en el caso de los interruptores,
Cuando se trabaja en el disefio de la subcstacion debe. por 10 tanto, considerarse el
acceso a la GIS desde los puntos de vista de operacion y mantenimiento. Siempre sera mas
dificil obtener una buena vision de conjunto de los diferentes indicadores de los aparatos
cuanto mas compacta sea la conformacion,
Como se especifican ventanillas en los seccionadores y seccionadores de puesta a tierra,
debe tambien considerarse el cspacio minimo que se necesita para poder mirar a traves de
elias.
7.5.8
Colocaci6n de los transformadores de corriente
La experiencia general indica que es mas econornico colocar los transformadores de
corriente en los cables de salida 0 en los bujes SFJaire, que instalarlos dentro de la GIS; sin
embargo, cuando son colocados dentro de la GIS existe la posibilidad de colocar micleos a
lado y lado del interrupter 10 cual permite obtener un adecuado traslapo en las zonas de
cubrimiento entre las protecciones de barra y las de linea.
7.5.9
Posibilidades de ampliaci6n
Una subestacion se amplia normal mente alargando los barrajes y aiiadiendo mas grupos
de intcrruptorcs. En general es f;lcil garantizar las posibilidadcs de extension y esto
normalrnente 51510 implica la rcscrva del cspacio necesario.
Un caso frccucntc consistc en poncr grupos adicionaies entre los antiguos,
aprovcchando barrajcs yu cxistcntcs. En estes casos la sccucncia de monrujc debe ser
comprobadu con dctallcs. Otra cucstion a investigar cs la posibilidad de mantcner en servicio
la mayor parte posible de la GIS existente mientras se construye la extension. Los
procedimicntos dc cnsayo, dcspucs de la instalacion de las partes nuevas, tambicn requieren
una cicrta atcncion.
Para umpliar una subcstacion de 011'0 fabricuntc sc rcquicre el uso de adaptadorcs, ya
que las dos subcsiacioncs normalmente tcndrtin difcrentes diametros y presiones del gas. Es
necesario definir la division de responsabilidad, el diseiio con sus tolerancias, la
coordinacion del aislamiento, las especificaciones termicas y rnecanicas, la transmision de
las corrientes de las envolventes, la presion del gas y los procedimientos para el montaje y
para las pruebas.
7.5.10 Arreglos tipicos
En las Figurus 7.3 a 7.15. 5C mucstran algunos arrcglos npicos propuestos por los
principalcs fubricamcs GiS lias dimcnsioncs esuin indicadas en milimctros),
198 • CAPtrulO 7
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SU8ESTAOONES ENCAPSUIAOAS EN SF, l!
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b) Plante y secci6n
Figura 7.13 - Anl/lo modular a interruptor y medio 525 IlV (Merlin Gerin)
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5 • TranIIormador de oontenle
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10· P"""IO c:ompenMdO par te'lptlraua
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12· DiIpoI.iINo de u.naao de SFe
Figura 7.14 ­ Interruptor y media - secci6n
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b) Inlerruptor. lransfonnadores de Inslrumentaci6n y seccionador de linea encapsulados. el reslo del
equipo convencional
Figura 7.15 - Subestaclones hibrfdas a 245 kV· convenclonal + GIS (ASS)
SUBESTAOONES ENCAPSULAOAS EN SF••
209
7.6 COORDINACI6N DE AISLAMIENTO
Una falla del aislarniento en una GIS puede dafiar el equipo; como consecuencia, la
subestacion debe ponerse fuera de servicio para reparacion. Para minimizar la aparicion de
estos incidentes, los equipos GIS deben ser protegidos por pararrayos y su nivel de
aislamiento debe ser determinado con base en el peor caso posible 0 mediante un analisis del
riesgo de fallas.
Cada cierto tiempo pueden ocurrir sobretensiones de maniobra 0 de tipo atrnosferico.
Las sobretensiones tcmporales son mas frecuentes y se producen, por ejernplo, por
dcsconexion de carga. Las sobretensioncs de rnaniobra no suelen nunca sobrepasar el
aislamiento de la GIS debido a su pequefia pendiente de crecirniento. Por todo ello, la
siguiente discusion se concentra en la proteccion con respecto a las sobretensiones de tipo
atrnosferico creadas por los rayos.
Cuando una sobretension atrnosferica entra en una GIS, es parcialrnente reflejada y
parcialrnente transrnitida al interior debido a la discontinuidad de la irnpedancia, para este
tipo de onda, en el punto de la entrada. La impedancia de la linea suele ser de unos 300 n,
rnientras que el valor correspondiente para la GIS es del orden de 60
Esto significa que sc
transrnite cerca de la tercera parte del rayo.
n.
La onda viaja a traves de la GIS hasta un interrupter abierto 0 un transforrnador dondc
tiene lugar una reflex ion que aumcnta el nivel de tension. Cuando esta onda rcflejada lIega al
punto de entrada, parte de ella es nuevarnente reflejada hacia la GIS y asi succsivamcnte, De
este modo, el nivel de tension aumenta progresivamente hasta que se alcanza el nivel de
proteccion del pararrayos y ernpieza a lirnitar dicha sobretension.
Los pararrayos sc colocan normal mente en cl punto de entrada. Esto quicrc tfecir que la
mas alta sobrctension tendra lugar en el punto m,15 alcjado de 101 GIS, ya que es necesario
cicrto ticrnpo antes de que 101 influcncia del pararrayos sc note en esc punto. Asi, pucs,
cuanto mayor sea la distancia entre la linea de entrada y cl punto de reflex ion mayor scr.i la
sobrctcnsion alcanzada en los cquipos.
Cube ,1I101ar que uno de los aspectos que mas han mcrccido cstudio es el relacionado con
las sobrctcnsioncs de aha frecuencia, producidas especial mente por 101 apcrtura de
scccionadorcs internes de la GIS cuando se cncuentran bajo tension en uno de sus extremes,
o tambicn originadas por los Ilamcos internos a tierra cn eI cncapsulado,
La maniobra de scccionadorcs usualmcntc involucra el movimicnto de contactos de
opcracion lcnta, 10 que da origen a nurncrosas dcscargas entre ellos, ocasionando
sobrctensioncs al interior del equipo con tiernpos de crcsta muy cortos (de 5 ns a 20 ns) y
l11uy aha frecuencia (I MHz - 20 MHz), los cualcs son dctcrminudos biisicamentc por el
corto tiempo de establecirniento de las descargas electricas en el gas SF 6 a presion. Debido a
esto, dichas sobretensiones presentan frecuencias min mayores que las correspondientes a las
descargas atmosfericas, por 10 que se les denornina sobretcnsioncs transitorias rnuy nipidas
(YFTO), y se propagan en los equipos de acuerdo con la teoria de ondas viajeras.
Las sobrcrensioncs nipidas ,II dcsplazarse al interior del equipo somctcn el aislurnicnto a
un esfucrzo, siendo su magnitud y Irecuencia el resultado de la superposicion de una scrie de
reflcxiones y refracciones que ocurren en todos los puntos de transicion tales corno
"uniones T" y discontinuidades, dando origen general mente a ondas cuya prirnera oscilacion
•
210 • CAPtruLo 7
csui en el rango de 5 MHz a IO MHz. aunque existiendo componentes en el range de
100 MHz debido al corto tiernpo de frente de onda.
Aunque estas ondas no son exactarnente iguales a las descargas atmosfericas, se puede
considerar que la capacidad del equipo para soportar tales sobretensiones es igual al nivel
btisico de aislamiento al impulso tipo rayo (LIWL). En general las sobretensiones transitorias
rapidas no son un riesgo serio para el aislamiento del encapsulado y sus magnitudes
nuiximas norrnalmente no superan el 70o/~ del valor del L/WL. Sin embargo, dichas
sobretensiones usualmente se transmiten a la parte externa del encapsulado dando origen a
un aumento de potencial de la envoI vente respecto a tierra. al cual quedaran expucstos cl
personal de operacion y el equipo secundario adyacente de control y proteccion,
eventualmente ocasionando la formacion de arcos, tanto entre diferentes envolventes del
encapsulado como entre las envolventes y otras partes aterrizadas.
Por su parte, la porcion de sobretcnsion transmitida al cquipo exterior concctado a la
subestacion, sea un transformador, una linea de transrnision 0 un cable de potencia, sometera
el aislamiento de dicho equipo al correspondiente esfuerzo de acuerdo con la magnitud con
que llegue a el,
En general. para realizar una adecuada coordinacion de aislamiento de una GIS es
necesario, para cada caso, realizar simulaciones digitales para determinar con exactitud la
magnitud de las sobretensiones, as! como el mimero y localizacion de pararrayos.
Gencralmente utilizando pararrayos del tipo ZnO, por proporcionar un mayor margen de
proteccion que los convencionales, es posible proteger casi toda la subestacion GIS mediante
pararrayos externos del tipo intemperie instalados en el punto de union de la GIS con la linea
aerea, Algunos casos en los que seria necesario introducir pararrayos encapsulados en SF 6
dcntro de la GIS son:
A muy altas tensiones
En subestaciones muy largas
En algunos casos para proteccion del transformador si la GIS esta conectada a el de
forma blindada 0 mediante cables
En algunos casos donde la linea aerea se conecta a la GIS a traves de cables
En zonas cxtremadarnente contaminadas, donde se desea reducir el aislamiento cxtcrno.
Los principios generales de proteccion contra sobretensiones en una GIS se discuten
ampliamente en diversos articulos de la CIGRE y la IEEE.
7.7 EQUIPOS
EI equipo constitutivo de las GIS comprende 10 siguiente:
Interruptores
Seccionadores
Seccionadores de puesta a tierra (cierre sobre falla y para mantenimiento)
Transformadores de corriente
Transformadores de tension (inductivos y capacitivos)
SUBESTAOONES ENCAPSULAOAS EN SF,.
211
Pararrayos de ZnO
Equipo de conexion
Bujes para conexion con lineas aereas
Bujes para conexi6n directa a transformadores
Terminales para cables aislados (aislamiento s61ido y aceire).
A continuacion se mencion an algunas caracteristicas constructivas de los equipos
anteriores.
7.7.1
Interruptores
Los interruptores son casi exclusivamente del tipo "iinica presion de soplado", buffer
(Figura 7.16).
En los interruptores del tipo "soplado" el gas es comprimido en un cilindro y de este
modo se produce una alta presion mientras se mueve el contacto. Una vez producido el arco
cl gas comprimido es dirigido hacia el para enfriarlo.
Para comprimir el gas en el cilindro de soplado es necesaria una gran cantidad de
energia. Esta energia norrnalmente la proporciona un mecanismo de operacion hidraulico 0
neumatico. Tambien se puede emplear un mecanisme de resortes para interruptores de
pequeiia capacidad de corte.
Figura 7.16 -
tntemsptor
.
.,.
,., ...
,
212. c..pfTULO 7
7.7.2
Seccionadores y seccionadores de puesta a tierra
Seccionadores y seccionadores de puesta a tierra de diferente forma flsica penni ten al
diseiiador obtener una 6ptima configuraci6n de la GIS.
Aunque los seccionadores tienen un poder de corte despreciable, pueden soportar las
corrientes capacirivas inherentes y las corrientes de maniobra.
Los fabricantes pueden nonnalmente ofrecer dos tipos de seccionadores de puesta a
tierra; uno para ser usado en mantenimiento, provisto de un mecanismo de baja velocidad de
opcraciou, y otro con capacidad de cierre en carga con mecanismo de alta velocidad. Los
seccionadores de puesta a tierra tambien tienen alguna capacidad para soportar corrientes y
tensiones inductivas de las lineas.
La mayoria de los fabricantes ofrecen mecanismos de operacion manuales 0
motorizados. Bajo pedido, los seccionadores pueden ser provistos de una pequena ventana
que pennite comprobar visualmente la posicion de los contactos (Figura 7.17).
~
~
I
a) Seccionador
b) Seccionador de tierra
I
Figura 7.17 - Seccionadores
7.7.3
Transformadores de corriente
Por razones obvias, los micleos de los transfonnadores de corriente se sinian dentro de
la envolvente en los disefios triflisicos. En los monofasicos pueden situarse dentro 0 fuera
(Figura 7.18). Es preferible ponerlos en el exterior ya que de esta forma no se afecta el
campo interno entre el conductor y la envolvente. Ademas, existen las ventajas de que el
riesgo de impurezas en la parte de alta tensi6n es Menor y de que no hay peligro de que un
arco en la GIS afecte a los arrollamientos seeundarios.
Cuando sea practice, y el diagrama unifilar 10permita, los transfonnadores de corriente
se deben instalar en los cables aislados de salida de la GIS.
SUBESTAOONES ENCAPSULADAS EN SF. "
213
Figura 7.18 - Transformador de corrients
7.7.4
Transformadores de tension
Hay tres tipos de transfonnadorcs de tension: elde tipo inductive, el divisor de tension
capacitive con transformador inductivo y el divisor de tension capacitivo con amplificador.
EI transformador de tension de tipo inductivo se usa hasta una tension de.550 kV con
tres unidades de una envoI vente si el diseiio es trifasico 0 una sola unidad por envol vente en
el casu contrario (Figura 7. I9).
Sep-arador
Conexion de alta tension
Pantalla
Arrollamiento de alia tension
. Arr~lI,!,!,i,,-nlo_~~cundario _
.
Nucleo
__~~Y..Q~~!-e_
Figura 7.19 - Transformador de tension inductivo en diseiio tipo monofl/slco
Los trunsforrnadores dc tension capacitivos se han diseiiado bajo el mismo principio que
los convcncionales. es decir. un divisor de tension de gran capacidad interconectado con un
pequeiio transformador de tipo inductive. La parte del condensador esui rodeada
exterionnente con una envolvente meuilica puesta :1 tierra y acoplada a la subestacion. Gas
SF 6 a una determinada presion aisla el condcnsador de la envol vente exterior. Este diseiio es
l
214" C"PfTulO 7
muy empleado en Norte America. Actualmente se encuentran en servicio unidades de este
tipo hasta una tension de 550 kY.
Tambien es posible diseflar un transformador de tension consistente en un divisor de
tension de baja capacidad conectado a un amplificador electr6nico. En las GIS, la capacidad
entre el conductor inferior y un electrodo concentrico de medida, situado cerca de 1'1
envoIvente, es usada como condensador de. alta tensi6n. En la Figura 7.20 se muestra la
disposici6n flsica de ese condensador. Este tipo de instrumento de medida es especial mente
ventajoso en las mas altas tensiones y en combinaci6n con sistemas de protecci6n
clectronicos, en cuyo caso es posible prescindir del amplificador.
Conductor
Electrodos del condensador
Caias de terminales
Figura 7.20 - Transformador de tensl6n capacltivo
7.7.5
Bujes de conexlen
Los bujes para conexi6n de las GIS con lineas aereas son normalmente lIenados con SF6
para las mas bajas tensioncs. Para tensiones mas altas se usan tanto los lIenados con aceitc
como con SF6 . Los bujes usados para conexi6n blindada (con envoltura metalica) entre las
GIS y los transformadores de potencia son lIenados con aceite y hacen parte del suministro
del transformador.
Existen terminaciones para cables conectados a GIS hasta de 550 kY. La experiencia del
conexionado, tanto para cables de aislamiento por aceite como para los de aislamiento
plastico (polietileno reticulado, XLPE), es buena.
Cuando un cable de aislamiento por aceite se conecta a una GIS debe emplearse un cono
de aislamiento y separacion, mientras que los cables XLPE pueden ser conectados con 0 sin
el citado cono.
.
Abriendo un seccionador cerca de la terminaci6n es posible probar en el sitio el cable y
la GIS separadamente. Esto es deseable en muchos casos, ya que los cables normalmente sc
prueban con tension de corriente continua, mientras que la mayoria de los fabricantes de GIS
no quieren exponer sus diseiios a este tipo de tensi6n (Figura 7.21).
;J
SuBES"TACIONES ENCAPSULADAS EN Sf. t,
a) Buje SFoIaire
b) Terminal SFoItransformador
c) Terminal SFoIcable
Figura 7.21- Bujes de coneKion
7.7.6
Pararrayos
La proteccion principal de las GIS contra
sobrctcnsioncs sc rculiza con pararrayos dc oxide
de zinc. Normalmentc cs suficicnte proicgcr con
parurrayos cxtcriores situados en la tcrminacion
de 101 1inca dc lleguda. pcro, si lleg.m a scr
ncccsarios pararrayos cncapsulados cn gas.
tambicn pucden scr suministrudos por algunos
Jabricuntcs (Figura 7.22).
7.7.7
Tablero de control
Adyaccntc a cadu modulo 0 campo dc
conexion se acosturnbra insialar un tablero 0
kiosco de control (Figura 7.23). cI cual conticnc
todos los elementos de control y supervision del
gas, un pequefio mimico desde donde se controlan
los diferentes equipos de campo, reles de
interposicion y trunsductores necesarios para el
control remote y. en ulgunas compnfiias de
scrvicio, sc instalan los roles de protcccion
convirtiendose as] en un control distribuido de la
subestacion (Capitulo 10).
215
Figura 7.22 - Pararrayos
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216. CApITuLO 7
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Inlarl .. de proceso
Inlarlaz de procaso
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Interfaz de proceso
Inlarlaz de procaso
Inlarlaz de procaso
Inlarlaz de procaso
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Unidad da
conlrol de
campo
ProlllCCi6n
Medida
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Inlarlaz con
sistemas
Bus6pllco
remolos
da procaso
~
~'
I
Gabinele de conlrol
y prolecci6n local
Figura 7.23 - Sistema de control y proteccion integrado para
subestaciones encapsuladas (ASS)
7.7.8
Sistemas modulares integrados
La tendencia actual, especialmente para tensiones hasta 145 kV, es la utilizaci6n de
sistemas modulares, muy compactos y simples en envolventes trifasicas, los cuales reducen
considerablemente los costos, tiempos de fabricaci6n y montaje. Estos sistemas se fabrican
como conjuntos normalizados, los cuales pueden ser ensamblados de diversas formas para
lograr diferentes disposiciones y configuraciones como se puede apreciar en las Figuras
7.24a, 7.24b y 7.24c.
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7· InIa_
I - S«danadores 1Mbarra. 'f barra;el
8 • Gabinete de conlf'OllOcat
10- S«danadotel de punta a tierra para manlenimiento
11 • Caia de rnecanismo de operaci6n (interruplor)
12· Terminal
Figura 7.24c - Sistema modular Integrado
Las reducciones en tarnafio de estos modules se logran principalmente por el uso de
dispositivos que agrupan diferentes funciones: el seccionador/cuchilla de tierra y el
interruptorlseccionador.
Con el seccionador/cuchilla de tierra se obtiene una reduccion en el costa inicial,
teniendo en cuenta que el dispositivo es operado por un solo mecanismo de mando y
adicionalmente agrupa dos funciones en un espacio muy reducido. Desde el punto de vista
de construccion, el equipo consiste basicamente en una cuchilla que rota entre dos terminales
o contactos fijos: el del seccionador y el de la cuchilla de tierra. En el punto medio del
recorrido se tiene una posicion neutra en la que se encuentran abiertos tanto la cuchilla de
tierra como el seccionador,
El interruptorlseccionador combina las funciones de interruptor y las caractcristicas de
aislarniento de un seccionador. Agrupar estas funciones significa que se puede prescindir del
seccionador de linea y por 10tanto se obtiene un diagrama unifilar mas simplificado.
Dentro de la tecnologfa de las GIS los fabricantes tambien entraron en la tendencia de
diseiiar sistemas compactos en el rango de tensiones hasta 300 kV Y 50 kA de corriente de
cortocircuito asignada, tales como el PASS (Plug and Switch System) de ABB. el cual puede
apreciarse en la Figura 7.25, el HIS (Highly Integrated System) de SIEMENS y los modules
compactos que son utilizados en las CArS (Compact Air Insulated Substation) de ALSTOM.
Estos m6dulos son preensamblados en fabrica 10 que minimiza el espacio, el tiempo y
los costos de instalacion manteniendo la disponibilidad y confiabilidad de las GIS, a1
incluirse en el m6dulo los elementos de maniobra como son los interruptores y
SUBESTACIONES ENCAPSUU\DAS EN SF,!:
219
seccionadores de conexion y de puesta a tierra y sen sores de tension y corriente. La concxion
a los sistemas de control y proteccion se realiza por medio de elementos cnchufnbles entre
cables de fibra optica, 10 cual reduce sustancialmente el cableado de control nccesario para la
subestacion.
Figura 7.25 - Modulo PASS (ASS)
1.8 SISTEMAS DE SUPERVISION
En los iiltimos alios los dcsarrollos tccnologicos en cl campo de las subcstucioucs
cncapsuladas se han preseniado en el area de los sistemas de control. supervision y
monitoreo de las condiciones de los cornponentes y del gas, mediante la utilizacion de
sistemas "intcligcntes" basados en electronica digital.
Para cste prop6sito sc ha desarrollado una scrie de dispositivos que pcrmiicn 1.'1
moniioreo pcrmancntc y en linea del estado de la rnayoria de los componcntes de la GIS c
incorporar esta informacion sobre la red de datos y control. Dentro de estos dispositivos se
cuentan los siguientes,
1.8.1
Sensores de corriente y tension
Los sensores de tension se basan en la realizncion de un divisor capacitivo de tension
aprovechando la estructura coaxial de In GIS. Presentan la gran ventaja de poscer un
cornportarniento lineal, minimizando los errores de la rnedida y eliminando la posibilidad de
ocurrencia de ferro-resonancia debido a la ausencia de elementos magneticos.
t'~\:~l
",:;~C'!:,";;.,
220. CApfruLO 7
Los sensores de corriente se basan en el principio de la bobina de Rogowski, la cual
consiste en un toroide de material no ferroso y la cual genera una tension secundaria
proporcional a la corriente del conductor primario. En este caso tambien se obtiene un
comportamiento lineal eliminando aSIlos problemas de saturacion de los transformadores de
corriente convencionales.
Las sefiales de tension y corriente obtenidas por los sensores son digitalizadas utilizando
una tasa alta de muestreo y son transmitidas serialmente a traves de Ia red de proceso a los
elementos de medida y proteccion
Adicionalmente a los principios de medida indicados anteriormente, los sensores opticos
de tension y corriente pueden ser tarnbien integrados a las GIS.
7.8.2
Sensores para el monitoreo de la presion del gas
Para el monitoreo de la presion de gas se han desarrollado nuevos tipos de sensores,
entre los que se pueden mencionar los basados en osciladores de cuarzo. Estos dispositivos
disponen de un oscilador de cuarzo en el gas SF6 y otro que sirve de referencia instalado en
una pequena camara al vacio. La frecuencia de resonancia del cuarzo disminuye con el
aumento de la densidad del gas, de modo que la diferencia de frecuencia entre ambos
osciladores resulta proporcional a dicha densidad del gas. Adicionalmente, tarnbien se
dispone de sensores de gas tipo transductor con salida de 4 mA - 20 mAo
A diferencia de los sensores convencionales que general mente poseen solo un par de
etapas de alarma, este tipo de sensores permite realizar un monitoreo pennanente, siendo
posible obtener curvas de tendencia y definir con suficiente anticipacion las rutinas de
rnantenimiento y recargue de gas. Estos sensores tarnbien pueden suministrar informacion
para la localizacion de arcos intemos en el encapsulado mediante el adecuado ana/isis de la
fluctuacidn de la presion del gas en los diferentes compartimientos.
En la actualidad se cuenta con otra gran variedad de sensores como son los dedescargas
parciales, detectores opticos de arcos, sensores de temperatura y de posicion y,
adicionalmente, se ha avanzado de manera considerable en el desarrollo de sensores para ser
incorporados directamente en los armarios de mando de los equipos de maniobra, de modo
que una gran cantidad de senates de control e indicacion que deben ser lIevadas desde estos
armarios basta los gabinetes de control-proteccion, pueden ser transmitidas serialmente a
traves de las redes de proceso. En este sentido, con los nuevos dispositivos electronicos
resulta posible monitorear no solamente sefiales como la posicion de los equipos, sino
tambien realizar un registro permanente de variables tales como la velocidad de
desplazamiento de los contactos, que a su vez permitan detectar con suficiente anticipacion
posibles fallas que se puedan presentar en el mecanismo de operacion.
Tales sistemas de monitoreo en linea permiten aumentar los de por si altos niveles de
disponibilidad de las GIS. Por ejemplo, el monitoreo continuo de las condiciones de gas,
permite establecer las ratas de fuga de este e informar al personal de mantenimiento con
suficiente anticipacion, de modo que Ie pennita planear los periodos 0 fecbas en los cuales se
debe realizar la recarga, sin necesidad de tener que esperar a que se lIegue a niveles de
alarma 0 disparo.
La informacion almacenada por las unidades de control de proceso posibilita tambien
verificar la operacion adecuada de los diferentes componentes, tales como las valvulas de
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....
... , -.,-.,:"
SUBESTACIONES ENCAPSULADAS EN SF. -;
221
alivio de presion y los sistemas de proteccion mediante la determinacion del tiempo de
aclaracion de las fallas.
En general, el objetivo primario de los sistemas de monitoreo es el aumento de la
disponibilidad del equipo y la disrninucion de los costos de explotacion, debido a la
reduccion de los ciclos de mantenimiento y sus correspondientes costos de indisponibilidad,
10 cual puede ser logrado mediante la utilizacion de algunos conceptos simples tales como:
Sensores comunes para los sistemas de monitoreo, control y proteccion,
Utilizacion de unidades de proceso y adquisicion de informacion comuncs a las
diferentes funciones (computadores de campo).
Utilizacion de una infraestructura tinica de cornunicacion para el intercambio de
informacion entre los diferentes niveles de control y operacion,
Uso de
una
plataforma cormin
para
las
labores de
proceso, seiializaci6n y
almacenamiento de informacion.
La utilizacion de dichos sistemas introduce a las instalaciones ventajas adicionales tales
como:
Disminucion considerable del cableado entre los equipos primarios de maniobra y los
equipos de control. medida, proteccion y monitoreo.
Uiilizacion de una misma seiial para diferentes funciones del sistema sccundario, POI'
cjcmplo una sola sciiul de posicion del interruptor pucde ser utilizada para la funcion de
cnclavarnicntos entre equipos, para la sefializacion de posicion en los despliegues de las
interfaces bumano-rnriquina, para el monitoreo de la velocidad de desplazamiento de
coniactos y para la indicacion a los roles de proteccion.
7.9 ESPECIFICACIONES
En csta scccion sc mcncionan las caractcristicus comuncs .11 equipo GIS que dcbcn scr
incluidus cn unas cspccificacioncs tccnicas, en 10 relacionado especial mente con condiciones
de servicio y caractcristicas clcctricas. Las principales caracteristicas constructivas, pOI'
ejcmplo material y tipo de cnvol vente (trifiisico 0 monoftisico), esquema constructive.
diagrama unifilar, tipo de equipos, tipo de instalacion (interior 0 intemperie), crc., pueden scr
cspeci ficadas teniendo como guia 10descrito en secciones nnteriorcs,
Cabc anotar que las caraeteristicas clectricas propias de cada equipo son las mismas que
para los equipos convcncionales, los cualcs son descritos en el Capitulo 8.
7.9.1
Normas
Las principales norrnas aplicab\es son las siguientes:
IEC 60137
Bujes para rcnsiones pOI'encima de I 000 Vca.
IEC 60376
Especificaciones y acepracion de hexafloruro de azufre nuevo.
lEe 60517
Equipo de aha tension encapsulado para tensiones nominales de 72.5 k V Y
mayores.
IEC 60694
Ckiusulas com lines para equipo de alta tension.
222. CAPtruLO 7
7.9.2
Condiciones de serviclo
Segun la norma lEC 60694 (2002), a no ser que se especifique 10 contrario, el equipo
GIS debe estar diseiiado para las siguientes condiciones ambientales:
La temperatura ambiente no excede los 40°C y su valor prornedio sobre un periodo de
24 horas no excede los 35°C.
La temperatura minima del aire es:
Para instalaciones interiores -5°C
Para instalaciones a intemperie -25°C.
La altura sobre el nivel del mar no intluye en los niveles aislamiento del equipo GIS. Es
necesario tenerla en cuenta para los bujes SF6 /aire y el equipo auxiliar.
Aunque la contaminacion ambiental no intluencia el aislamiento interno, el aire debe
estar libre de contaminantes que puedan deteriorar la envolvente o'sistemas auxiliares.
Las vibraciones causadas por factores extemos 0 temblores de tierra deben ser minimas.
Para el disefio de una G~S con condiciones ambientales anonnales (diferentes a las
dcscritas anterionnente) debe existir un acuerdo entre el usuario y el fabricante.
1.9.3
Tensiones asignadas
Las tensiones asignadas de las GIS corresponden a las tensiones maximas del sistema
dcscritas en el Capitulo 8 (Numeral 8.3.2).
7.9.4
Niv,les de aislamiento asignados
Los niveles de aislamiento intemos de las GIS pueden ser seleccionados de los valores
definidos en las Tablas 8.2 a 8.5 (Capitulo 8). EI aislamiento de los bujes exteriores debe
estar de acuerdo con 10estipulado en la norma IEC 60 137.
7.9.5
Frecuencia asignada
Se recomienda que la frecuencia nominal de una GIS sea seleccionada de los siguientes
valores:
162/ ] Hz - 25 Hz - 50 Hz - 60 Hz.
7.9.6
Corriente asigrada
Los valorcs de corriente asignada, ya sea para circuitos de alimentacion
como de barrajes, se seleccionan de los siguientes:
I 250 A -, 2 000 A - 3 150 A - 4 000 A - 6 300 A.
7.9.7
Corriente at!ignada soportada de corta.duraci6n
Los valores recomendados por la IEC son:
25 kA - 31,5 leA- 50 leA- 63 leA- 80 leA -100 leA.
0
salida, asi
SU8ESTACIONES ENCAPSULADAS EN SF, ;,
223
El valor asignado de duracion de la corriente de cortocircuito es I s. Para duraciones
rnayorcs se recomienda 3 s y la relacion entre corriente y tiempo debe tornarse de acuerdo
con la formula:
12 1 = constante
7.9.8
Corriente pi co soportada asignada
EJ valor de corrieruc pico soportada asignada debe ser 2,6 veces la corriente soponada
de corta duracion para una frecuencia asignada de 60 Hz.
7.9.9
Elevaci6n de temperatura
La elevacion de temperatura de cualquier componente 0 equipo contenido en una GIS
no debe exceder los Iimites permitidos en las norm as correspondientes a dichos equipos.
Para las conexiones principales, incluyendo barrajes, y para las envolventes, la elevaci6n
de temperatura a la corriente y frecuencia nominales no debe excedcr los valores ilustrados
en la Tabla 8.6 (Capitulo 8).
7.9.10 Tensiones asignadas, frecuencia y preslones de operaci6n para los
circuitos auxiliares
Estos valores deben estar de acucrdo con 10 cstipulado en el Capitulo 8. Adicionalmcntc,
se debe especificar el grade de protcccion de los tahleros de los circuitos auxilinres y de
control de acuerdo con las exigencies del sitio y las rccomcndacioncs de. la norma
IEC 60529.
7.9.11
Pruebas
Scgun las norm as IEC, las siguicntcs pruebas son aplicablcs a las GIS.
7.9.11.1 Pruebas tipo
En general las prucbas tipo son lIevadas a cabo sobrc cnsamblc complete, trifusico
rnonofasico, de un campo tipico de un circuito, y comprendcn:
Prueba de impulse atrnosferico
Prueba de impulse de rnaniobra
Pruebu a la frccuencia industrial
Prucba de aislamiento cxtcrno (bajo lluvia), cuando se tienen bujes cxtcrnos
Pruebas de estabilidad terrnica
Prueba de descargas parciales
Prucba de tension dc radio interfcrcncia, cuundo sc tienen bujes extcrnos
Prueba de clevacion de temperatura
Prueba de resistencia del circuito principal
Prueba de corriente de corta duraci6n del circuito principal
0
".i".''''''.")'''~"'f
~!e~k"-;t~··l
224. CApfrulO 7
Prueba de corriente de corta duracion del cin:uito de tierra
Verificacion de las capacidades de interrupcion y cierre de corrientes de corto circuito
Prueba de proteccion del personal
Prueba de areo intemo
Prueba de opcracion mecanica
Pruebas operacionales a ternperaturas Iirnites
Verificacion del grado de proteccion y aislamiento de los circuitos auxiliares y de
control.
7.9.11.2 Pruebas de rutina
Las pruebas de rutina deben efectuarse a todos los ensamblajes transportables en la
fabrica y comprenden:
Prueba de tension a frecuencia industrial
Prueba de tension a circuitos auxiliares y de control
Prueba de descargas parciales
Prueba para verificar la resistencia del circuito principal
Pruebas de operaci6n mecanica
Prueba de fuga de henneticidad
Prueba de dispositivos auxiliares electricos, neurnaticos e hidraulicos
Verificacion del alambrado.
7.9.11.3 Pruebas de veriflcaci6n despues del montaje
Prueba de tension para el circuito principal.
La prueba de tension se hace para comprobar que el montaje final ha sido ejecutado de
forma tal que el aislamiento electrico cumple los requerimientos estipulados. La prueba
puede realizarse con diferentes tipos de tensiones, pero preferiblemente con corriente alterna,
Cuando un ensayo es ejecutado con corriente altema a frecuencia industrial, el nivel de
tension recomendado es del 75% al 80% de la tension que los ensayos tipo especifican que
debe soportar durante un minuto. Hay cierta tendencia a requerir el 100% en subestaciones
de EAT.
Prueba de tension-para circuitos auxiliares
Prueba para verificar la resistencia del circuito principal
Pruebus operacionales de diferentes componentes
Pruebus de fuga
0
hermeticidad
Medida de la humedad en el SF 6 •
CapitulolS
EQUIPOS DE PATIO
8.1 INTRODUCCION
En este Capitulo se presentan las principales caractcristicas fisicas y electricas de los
equipos de patio, las definiciones de los equipos y sus funciones, y los criterios para la
seleccion del tipo de equipo, de acuerdo con las necesidades y requerimientos del sistema
donde sera utilizado, Se presentan las guias para la especificacion de los difcrentes
parametres electricos de un equipo de alta y extra' alta tension. Gcncralmcnte sc
complcmenta iodo 10 anterior con breves conceptos de fabricacion y operacion,
8.2
DEFINICIONES
Aislamicnto cxtcrno: distuncias en el airc y sobre las superficies de aislarnientos solidos
de los cquipos en contacto eon la atmosfera que csum somctidos a csfucrzos diclcctricos y :1
la influcncia de las condiciones atmosfcricus y de otras condiciones externas como polucion,
humcdad, animalcs, etc.
Contador: dispositive que .indica el mimcro de ciclos de opcracion rcalizados
pOI' UII
cquipo,
Envolvcntc: elcrneuto que suministra proteccion a los equipos contra ciertas influcncius
externas v, en cualquier direccion, contra contacto directo.
Grado de proteccien: nivcl de protcccion dado pOI' una envolvente contra cl acccso a
partes pcligrosas, contra cl ingreso de cuerpos s61idos extrafios y/o contra el ingrcso de agua,
)' que es verificable mediante pruebas.
Inspeccion: examen visual periodico de las principales caracteristicas de los equipos en
servicio, sin desmantelarlos. Esta invcstigacion sc reuliza gencralmcnte a las presiones y/o
niveles de liquidos, esianqueidad, posicion de rcles y poluci6n de las partes aislantcs.
Comprende, igualmente, acciones como lubricacion, limpieza, lavado, etc., que pueden ser
realizadas en los equipos en servicio.
Mantenimiento: cornbinacion de todas las acciones tecnicas y adrninistrativas,
incluyendo acciones de supervision, destinadas a rnantencr 0 a restaurar un elcrnento a un
cstado tal que pueda realizar la funcion requcrida pou'acl.
Presion asignada de IIcnado para aislamicnto Pre (dcnsidad Pre) 0 para operacion
Prm (densidad Prm): presi6n en pascales para el aislamiento y/o para la maniobra, referida
a las condiciones atmosfericas normalizadas de +20°C y 10 1,3 kPa, que puede ser expresada
,
f
226" CApfruLO 8
en terminos relativos 0 absolutos, a la cual se Ilena un equipo antes de ser puesto en servicio
o que se mantiene automaticamente.
Presion de alarma para aislamiento Pae (densidad Pae) 0 para eperaclon Pam
(densidad Pam): presion (Pa) para aislamiento y/o maniobra, referida a las condiciones
atmosfericas normalizadas de +20°C y 101,3 kPa, que puede ser expresada en terminos
relativos 0 absolutos, a la cual se debe generar u.na sei'lal de alarma para indicar que eI equipo
debe ser recargado en un tiempo relativamente corto.
Presion minima para aislamiento POle (densidad POle) 0 para operacion Pmm
(densidad Pmm): presion (Pa) para aislamiento y/o rnaniobra, referida a las condiciones
atrnosfericas normalizadas de +200C y 101,3 kPa. que puede ser expresada en terminos
relativos 0 absolutes, a la cual 0 por encima de la cual se conservan las caracteristicas
asignadas de los equipos y a la cual se requiere una recarga para el equipo. Esta presion
usualmentc es utilizada como presion de enclavamiento.
Sistema secundario: sistema conformado por:
Los circuitos de control y auxiliares montados en un equipo
incluyendo los circuitos de gabinetes de control central.
0
adyacentes al equipo,
Los dispositivos de supervision y diagn6stico que hacen parte de los circuitos auxiliares
de un equipo.
Los equipos conectados a los terminales secundarios de los transformadores de
instrumentos.
8.3
CONCEPTOS GENERALES
8.3.1
Conslderaciones generales
EI disefio y la seleccion de las caracteristicas electricas .de los equipos de subestacion se
basan en los siguientes factores:
Resultados de los estudios del sistema
Normas tecnicas aplicables
Experiencia nacional e internacional en la utilizacion de equipos
Posibilidades de normalizacion de la cornpariia propietaria.
En el Capitulo I se describen de manera general los estudios del sistema requeridos para
el disefio de subestaciones. En la Tabla 8.1 se particularizan estos estudios hacia los
parametres y caracteristicas electricas que deben especificarse en los equipos. Los estudios
especiales cubren casos particulares de los sistemas y deben ser tenidos en cuenta donde sea
aplicable. En las ampliaciones de subestaciones deben ser considerados tambien los estudios
de compatibilidad con los equipos existentes.
Conociendo los resultados de los estudios y considerando la experiencia nacional e
internacional en la utilizacion de cada equipo, se detenninan con la ayuda de las normas
tecnicas pertinentes las caracteristicas electricas. Deben tenerse en cuenta ademas las
posibilidades de normalizacion de los equipos, flues esto se refleja en eI costo y en la
facilidad de mantenimiento.
EQUIPOSDE PATIO
jI.
227
Como se menciono en el Capitulo I, se recomienda utilizar fundamentalrnente las
normas de 1a Comision Electrotecnica Internacional (lEC) complementadas en cuanto hay a
lugar con las del Institute Americano de Normas (ANSI) y con las de la Asociacion Nacional
de Fabricantes de Equipos Electricos de los Estados Unidos (NEMA).
Tabla 8.1 - Estudios basic os para Is seleccion de equipos
Estudio
Flujo de cargas
I
···
·
·
··
··
··
Interruplores
Seccionadores
Transformadores de tensi6n
Transformadores de corrienle
Cortocirculto
Inlerruptores
Transformadores de corrienle
Seccionadores
Bobinas de btoqueo
Pararrayos
Sobretenslones
Interruptores
Pararrayos
8.3.2
Parametro de especlficaclon
Corrienle 8slgnada de servicio continuo
Tensiones maxirnas y mfnimas
Tensi6n primaria asignada
Corriente prima ria asignada
Tensi6n mas elevada para el material
Corrienle asignada de interrupci6n
Capacidad de cierre aslonada
Corriente asignada de corta duraci6n
Corriente dinamlca
Capacidad de disipaci6n del dispositivo de alivio de presi6n
Caracterlstica de la Tensi6n Transitoria de Recuperaci6n. DR
Tensi6n continua de operaci6n
Tensi6n asignada
Caracteristicas comunes al equipo de alta tension
La publicacion IEC 60694 (Common specifications for high-voltage switchgear and
contra/gear standards'[ cstablcce las cuructcristicas comunes para equipos de corte 0
maniobra de alta tension, para instalacion interior y a la intemperie y operando a una
frecuencia de servicio basta 60 Hz inclusive. A continuacion se incluyen las principales
consideraciones de la publicncion IEC 60694 (2002).
8.3.2.1 Condiciones de servicio
8.3.2.1.1
a)
Condiciones normales de servicio
Equipo para interior
La temperatura ambiente en el aire no excede 40°C y su valor promedio, medido sobre
un periodo de 24 h, no excede 35°C. La temperatura ambiente minima en el aire es -5°C para
equipo clase "interior .5°", -15°C para equipo clase "interior _15°C" y -25°C para equipo
clase "interior -25°C".
EI valor promedio de hurnedud relativa para un periodo de 24 h no excede 95%.
El valor promedio de la presion de vapor, para un perfodo de 24 h, no excede 2,2 kbar,
EI valor promedio de la humedad relativa, en un periodo de un meso no excede 90O/c.
EI valor promedio de la presion de vapor, en un periodo de un rnes, no excede 1,8 kbar.
. ;t'1»'
. .-....~'.t
m~'~;,'~~·
228 II CAPfNLO 8
Las vibraciones por causas externas al equipo,
despreciables.
0
por movirnientos de la tierra, son
La altitud sobre el nivel del mar no excede 1000 m.
El aire no tiene contarninacion apreciable por polvo, hurno, gases inflamables y/o
corrosivos, ni i>0r sal.
b) Equipo para intemperie
0
exterior
La temperatura ambiente en el aire no excede 40°C y su valor prornedio, medido sobre
un periodo de 24 h, no excede 35°C. La temperatura minima en el aire es .!O°C para equipos
clase "exterior -lOoC", -25°C para equipos clase "exterior -25 aC" y _40°C para equipo clase
"exterior -40°C".
La altitud sobre el nivel del mar no excede 1000 m.
El aire puede estar contarninado por polvo, humo, gas
poluci6n no debe ex ceder el Niveill - Medio.
0
vapor corrosivos,
0
sal. La
La velocidad del viento no excede 34 mls (correspondiente a una presion de 700 Pa
sobre superficies cilindricas).
Se deben tener en cuenta condensacion, lluvia, cam bios rapidos de temperatura y efectos
de la radiacion solar.
Las vibraciones por causas extemas al equipo,
dcspreciablcs,
0
por movimientos de la tierra. son
EI valor de cresta de las perturbaciones electromagneticas inducidas en el sistema
sccundario no excede 1,6 kV en modo comun para clase normal de severidad de condiciones
clectrornagneticas.
8.3.2.1.2
Condiciones especiales de servicio
Debe existir un acucrdo entre el fabricante y el usuario cuando sc ticncn condiciones de
servicio diferentes a las descritas anteriormente,
Para aislamientos intemos se tienen caracteristicas dielectricas para cualquier altitud y
no es necesario to mar ninguna precaucion, Para equipo auxiliar de baja tension, no es
necesario tomar ninguna precaucion si la altitud esta por debajo de 2 000 m.
8.3.2.2 Caracteristicas asignadas
Para los equipos y dispositivos auxiliares, es conveniente seleccionar las caracteristicas
asignadas entre Jas siguientes:
Tension asignada U,
Nivel de aislamiento asignado
Frecuencia asignadaj
Corriente asignada en servicio continuo 1,
Corriente de corta duracion adrnisible asignada 1k
Valor de cresta de la corriente admisible asignada para equipos de maniobra lp
Duraci6n adrnisible asignada de la corriente de cortocircuito tk
EQUIPOS DE PAno.229
Tensi6n asignada de alimentaci6n de los dispositivos de cierre, de apertura y circuitos
auxiliares V.
Frecuencia asignada de alimentaci6n de los dispositivos de cierre, de apertura y circuitos
auxiliares
Presi6n asignada de alimentaci6n de gas comprimido para aislamiento y/o la maniobra.
8.3.2.2.1
Tensi6n asignada V,
La tension asignada corresponde al limite superior de la tension mas elevada del sistema
para el cual se previ6 el equipo. Los valores normales de la tension asignada segtin la
clasificaci6n hecha en la publicaci6n IEC 60694 se indican a continuaci6n.
Rango I para las tensiones asignadas inferiores 0 iguales a 245 kY
Serie I: 3,6 kY - 7,2 kY - 12 kY - 17,5 kY - 24 kY - 36kY - 52 kY - 72,5 kY ­
100 kY - 123 kY - 145 kY - 170 kY - 245 kY
Serie II: (basada en la practica coniente de America del Norte) 4,76 kY - 8,25 kV ­
15 kY - 25,8 kY - 38 kY - 48,3 kY -72,5 kY
Rango II para las tensiones asignadas superiores a 245 kY
300 kY - 362 kY - 420 kY - 550 kY - 800 kY.
8.3.2.2.2
Nivel de aislamiento asignado
Es el conjunto de tensiones soportadas que caracterizan la rigidcz dielcctrica del
aislamiento. EI nivel de aislarniento asignado de un equipo debe seleccionarse entre los
valores indicados en las Tablas 8.2 a 8.5.
Los valores de 1:1 tension soportada indicados en dichas tablas, corresponden a las
condiciones ntrnosfcricas normales de refcrcncia (temperatura, presion y humcdad)
cspccificadas en lu publicacion IEC 60071·1 (1993) y mencionadas en los -Capltulos 3.
Coordinaci6n de aislarnicnto, y 16, Prucbas y puesta en servicio.
EI nivel de aislamiento asignado se especifica por la tension soportada al impulse tipo
rayo entre fase y tierra.
Para la mayorfa de las tensiones asignadas existen varios niveles de aislamiento
permitiendo la aplicaci6n de diferentes criterios de funcionarniento 0 de diferentes conjuntos
de sobretensiones, La selecci6n debeni hacerse considerando el grade de exposicion a
sobretensiones de frente rapido y de frente lento, del tipo de puesta a tierra de neutro del
sistema y del tipo de dispositivos lirnitadores de sobretensiones, tal como se indica en el
Capitulo 3, Coordinacion de aislarniento
Los "val ores comunes" utilizados en las Tablas 8.2 y 8.3, aplican a aislarnientos fase­
tierra, entre fases y entre bornes del equipo de conexion abierto. Los valores de las tensiones
soportadas "xobre la distancia de seccionarniento" son viilidos unicamente para equipos de
maniobra donde la distancia entre los contacros abiertos estd diseiiada para cumplir con las
exigencies de seguridad especificadas para los seccionadores.
2}O. CAP!noLO 8
Tabla 8.2 - Hiveles de aislamiento asignados para las tensiones asignadas de la gama 1- Serle I
Tension
asignada U.
[kV]
(valor efleaz)
Tension soportada asignada de eorta
duraelon a freeuenela Industrial U.
[kV]
(valor efieaz)
Valoreomun
Sobre la distaneia
de seeeionamiento
(1)
(2)
(3)
3,6
10
12
7,2
20
23
12
28
32
17,5
38
45
24
50
60
36
70
80
52
72,5
95
140
150
185
185
230
230
275
275
325
360
395
460
110
160
175
210
210
265
265
315
315
375
415
460
530
100
123
145
170
245
Nola:
(.) En las Tabias 8.2
1a IEC 60038.
Tension soportada asignada al
Impulso tlpo rayo U,
[kV]
(valor pieo)
Sobre la distaneia
Valoreomun
de seeeionamiento
(4)
20
40
40
60
60
75
75
95
95
125
145
170
250
325
380
450
450
550
550
650
650
750
850
950
1050
(5)
23
46
46
70
70
85
85
110
110
145
165
195
290
375
440
520
520
630
630
750
750
860
950
1050
1200
a 8,5 (lomadas de la IEC 60694) la subdivisi6n de las lensiones difiere de la clasificaci6n de
EQUlPOSOf PAno '"
231
Tabla 8.3 - Nive/es de ais/amlento asignados para las tensiones asignadas de la gama I· Serie /I
(utilizados en Am~rica del Norte/')
Tension
.slgn.da U
[kV]
(v.lor eflcn
Tensi6n soport.d••slgn.d. de corta
duraclon • frecuencla Industrl.l U,
[kV]
(valor efic.z)
V.lorcomun
Seco
Sobre ,. dlslencl. de
secclonamlento
Humedo'"
(2a)
Seeo
Humedo'"
(3)
(311)
(4)
21
-
60
29
27
75
80
39
33
105
39
33
95
95
105
55
50
110
125
125
140
(1)
(2)
4,76
19
26
24
35
30
35
SO
30
45
50
45
50
70
60
55
77
70
60
48,3
95
120
100
72,5
160
145
8,25
15
25,8
38
Tensi6n soportad. eslgn.d••1
Impulso tlpo reyo U,
[kV]
(v.lor plco)
Sobre I. dlslancla
Valor comun
de
secclonamlenlo
77
105
132
176
80
(5)
70
66
150
165
66
150
165
88
200
110
250
220
. 275
154
350
385
Notas:
(1) Para las tensiones asignadas superiores a 72,5 kV hasta 245 kV, inclusive, los valores de la Tabla 8.2 son
aplicables.
(» Los valores de lension soportada en hUmedoson de una duraci6n de 105 para los equipos tipe eXlerior.
Tabla 8.4 - Niveles de aislamiento asignados para las tensiones asignadas de la gama 1/
Tension
aslgnada
If,
[kV)
(valor
elieaz)
Tension soportada
aslgnada de corta
duraelon a frecuencla
Induslrlal c, [kV]
(valor elicaz)
Tension soportada aslgnada 151 Impulso
tipo maniobra U.
[kV]
(valor plco)
Enlre
lase y
tierra, y
enlre
lases
Enlre lase
y tierra, y
enlre
conlaclos
ablertos
(31
Enlre
conlaelos
ablertos y/o
enlre 115
distancla de
alslamlenlo
Entre
lases
t3 y Al
Sobre la
dislancia de
seecionamlenlo
(1.2
y 3)
Tension soportada
.slgnada allmpulso tlpo
rayo /I,
[kV] ,
(valor plco)
Entre
Entre fase
centactes
y tlerr., y
entre lases ablertos y/o
enlre la
dislencia de
alslamlenlo
12y 3)
'31
(1)
300
(2)
380
(3)
435
362
450
520
420
520
610
550
620
800
800
830
llSO
(4)
750
850
850
9SO
(5)
1 125
1275
(6)
700 (+245)
1275
1425
800 (+295)
950
10SO
1050
1 175
1425
1575
900 (+345)
1680
1760
900 (+450)
1300
1425
2210
2420
1100 (+650)
(7)
950
(8)
950 (+170)
1050
1050
1175
1 050 (+170)
1300
1425
1425
1300 (+240)
1425 (+240)
1 425 (+315)
1550
1800
2100
1 550 (+315)
1800 (+455)
2100 (+455)
1050 (+205)
1 175 (+205)
~-------~~ ----~---~------
t'~;~:,,~~~l
232. ClPhulO 8
Tabla 8.5 - Nlveles de a/slam/ento suplementarlos uUllzado$ en Norte Am'rlca para las tensiones
as/gnadas de la gama II
Tensl6n
aslgnada
U,[kV]
(valor
eflcaz)
Ten.16n soportada
ulgnada de corta
duracl6n a frecuencla
Induslllal U.
[kV) (valor eflcu)
Entnl
f..ey
tierra, y
entre
fa..s
PI
Tensl6n soportada aslgnada alimpuiso
lIpo manlobra U.
[kV]
(valor plco)
Entre
Entnlfuey
cantactos
tierra, y
entre
ablertos y/o
entrela
contac:toa
dlstancla de
ablertos
alslamlento
Entre
f..es
1~'1"1
Sobre Ia
distancta de
secclonamlento
Tensl6n soportada
aslgnada al impulso tlpo
rayo'U,
[kV]
(valor plco)
(1.1'1 J)
Entre fase
y tierra, y
entre
fases
(t 't
(JI
(2)
520
710
(1)
362
550
Entre
contactos
abiertos ylo
entrela
dlstancla de
alslamlento
(3)
610
890
(4)
(5)
(6)
(7)
950
1175
1425
2210
800 (+295)
900 (+ 450)
1300
1800
31
(8)
1300 (+ 205)
1 800 (+ 315)
Notas Tablas 8.4 y 8.5:
(1)
La columna (6) es aplicable, tambien, a algunos interruptores [IEC 62271-100 (2003)1
(2)
En la columna (6) los valores entre parentesis son los valores de cresta de la tension a Irecuencia industrial
u,.fi/ fj
aplicada en el terminal opuesto (tensi6n combinada)
En la columna (8) los valores entre parentesis son los valores de cresta de la tension a Irecuencia industrial
0,7
(3)
(')
u,./2/fj
aplicada en el terminal opuesto (tension combinada)
Los valores de Ia columna (2) son apliCables:
a. Para las pruebas tipo lase-tierra
b. Para las pruebas de rutina, entre lase y lierra, entre lases y entre ccntactos abierlos
Los valores de las columnas (3), (5), (8) Y (8) son aplieables unieamentepara las pruebas lipo
Estos valores 58 derivan de los tactores dadOsen la IEC 60071-1.
8.3.2.2.3
Frecuencia asignadaj
La tendencia europea es 50 Hz, mientras que la tendencia americana es 60 Hz. En
Suramerica la utilizaci6n de las frecuencias todavia no esta unificada; algunos paises utilizan
50 Hz y otros 60 Hz. La siguiente es la discriminaci6n de los pafses y la frecuencia que
utilizan:
Pais
Frecuencla asignada [Hz]
Argentina
Chile
50
50
50
Guyana Francesa
50
Paraguay
50
Bolivia
(I)
Uruguay
50
Brasil
60
Colombia
60
Ecuador
60
Venezuela
60
Guyana
Peru!l)
SOy60
SOy60
Surinam
50y60
Practlcamente tado Peru est4 ya utilizandO60 Hz y tiene, 5610en el sur,
a1gunas plantas luncionandO a 50 Hz para hacer Ia conexi6n con Bolivia.
EQUIPOS Of
8.3.2.2.4
p"no .. 233
' ,"~;
Corriente asignada en servicio continuo I,
La corriente asignada en servicio continuo de un equipo es el valor eficaz de la corricnte
que el equipo debe soportar continuamente bajo unas condiciones especificas de utilizaci6n y
comportamiento,
Los valores de corriente asignada en servicio continuo pueden ser seleccionados de la
publicacion IEC 60059 (1999), asi:
I - J ,25 - 1,6 - 2 - 2,5 - 3, I 5 - 4 - 5 - 6,3 - 8A Y sus rmiltiplos por JO".
8.3.2.2.5
Elevacion de temperatura
La elevacion de temperatura para cualquier componente de un equipo de corte 0
maniobra para una temperatura ambiente hasta 40°C no debe exceder los llmites
especificades en la Tabla 8.6.
Tabla 8.6- L.lmites de temperatura y elevacion de Ie temperatura para dlferentes partes,
materlales y dlel8ctrlcos de equlPOs de corte de alta tensl6n
Valore. mblmo­
Naluraleza de la parte, del malerlal 0 del diel6ctrlco
(1,' r:ll
1. Conlactos
Cobre 0 aleaciOn de cobre sin recubrimienlo
~ en aire
_en SF e (SI
pen acene
Aecubrirniento de plata 0 niquel '.j
- enaire
• en SF. ~j
- en ace,te
Aecubrimienlo de estano
..en aire
• en SF s (~J
~.
Temper.tur.
("C)
Aumento de temperatura con una
temperatura amblente que no exceda
75
105
80
35
65
40
105
105
90
65
65
50
90
90
90
50
50
50
90
115
100
50
75
60
115
115
100
75
75
60
105
105
65
65
60
m
..o·e
161
- enaceite
Conexiones pernadas 0 equivalentes 1--1
Cobre, aleacion de cobro 0 aleacion de alurninio. sin
recubrimiento
..enaire
..en 8F e l~l
.. en aceite
Aecubrimienlo de ptata 0 niquel
..en sire
.. en SF. l!ll
.. en aceue
Aecubrimiento de estaiio
.. en aire
• en SF.
• en Bceite
3, Todos los demas contactos 0 conexiones necnos de
metales con 0 sin recubrimiento de ctros rnateriales
4. Terminates para la conexion a conduetores extemos por
medio de tornillos 0 pernos 18)
.. Sin recubrimienlo
• Con recubrimiento de prata, niquel 0 estano
..Otros recubrimient05
5, Aceile para equipos de cone en aceile "r ,aj
6 Panes melalicas que aeluan como resones
100
,"
90
105
50
65
m
90
50
(til
I'll
'"
"
234 • CAPInJLO 8
Valorea mixllno.
Naturaleu de la parte, del materlal 0 del dle.'ctrlco
(1,1,_
Temperatura
reI
Aumento de temperatura con "na
temperatura amblente que no exceda
90
105
120
130
155
100
120
180
50
65
80
90
115
60
80
140
100
60
70
80
30
40
4O"C
7. Materials. usados como aislamiento y partes metalicas en
contacto con los aislamientos de las siguientes clases (12)
-y
·A
-E
·B
-F
- Esmalle: • A base de aceite
• Sintetico
·H
('~
• C otro material aislanle
8. Cualquier parte met.1licaa aislante en ccntacto con aceite
excepto los conlaclos
9. Partes accesibles
• Previslas para eslar en conlacto en servicic normal
• No previstas para estar en contacto en serviclo normal
11:1)
Notas:
('.
'"
,>I
''l
De acuerdo con au funci6n. 18miama parte puecte corresponder a dJ'.rentes categorfas indicadas en la Tabla 8.6. En estos casas el
mallimo valor pennisible de tomperalUra y de _ _ de IemperalUra oenI eI mils bejo valor entre las calegorlas ifwolucradas
Para equipoa de corte en vado. 108 valore. rnoscracktl: no 80M aplk:abktl para las partes sometktas al vaete: las demas partes no
deberlln er.ceder Iaa temperatutas indicadas
S8 deben tener las preeauciones adecuadas para evitar algun dai\o sobr. los materiaJes aislantes que escen alrededor
Cuando las partes en contacto tien.n dilerentes recubrirnienlos
elev_ de Ia IemperalUra permillda _nI ser:
0
sl una de elias es de material desnudo. la temperarura y II
a. Para contaeloo, Ia del malAlriaJ que tiene los valoras menorss pennitido. en eI numeral 1 de la Tabla 8.6
b. Para conexiones. Ia del material que lien. los valore. mUimos, permilidos en eI numeral 2 de la Tabla 8.6
'"
,OJ
SF, significa SF, puro 0 una mezcla de SF, y olro. gases libra. de oafgeno
La calidad del recubrimiento de k3scootacto. deber6 ser tal que una capa del material
La prueba de eierre e inlerrupcion (si e"le)
~
recubrimiento se mantendra despu's de:
a.
l~
'"
b.
La prueba de corrienle de COI1a duracicln admisible
c.
La pnJeba de resistencia
meeaniea
Cuando sa utilicen olroe materiaJes a 10. indicada. en la Tabla 8.6. se deber'n tener en cuenta sus propiedades. especialmente
para determinar 108 viUores l'1'Wimos de calentamiento pennitidos
Los valores de temperatura y de calenlamiento son vAiidos aun si el conductor coneclado a sus terminales esta desnudo
'Ol
En la parte superior del aceite
(lot
Es conveniente lener cuidado especial en Ia evaporaci6n y en la oxidaci6n. cuando sa utilizan aceites de baja rigidez dieltk:trica
{Ht
La temperalura no debe aJcanzar un vaJot tal que Ia ....ticidad ~ material sa disminuya
'''I
V., cia... de material•• aislantes en Ia norma lEe 80085 (1984)
"~
Las temperatwas maximas no deben causar da"oa a las partes que k3srodean.
8.3.2.2.6
Corrientc de corta duracion admisible asignada It
Es cl valor eficaz de corricntc que el equipo de corte es capaz de soportar en la posicion
cerrada durante un corto tiempo especificado, bajo condiciones especiflcas de utilizacion y
funcionamiento.
El valor de corriente de corta duracion admisible asignada debe ser igual al valor de
cortocircuito asignado especificado para el equipo y debe seleccionarse entre los siguientes
valores: 1 - 1,25 - 1,6 - 2 - 2,5 - 3,15 - 4 - 5 - 6,3 - 8 A Ysus productos por 10".
8.3.2.2.7
Valor pico de la corriente admisible asignada I p
Es el valor pica de corriente en el primer ciclo de la corriente de corta duracion
admisible, que un equipo debe soportar en posicion cerrada bajo condiciones especificas de
utilizacion y funcionamiento. Para una frecuencia asignada de 60 Hz es igual a 2,6 veces la
corriente de corta duracion admisible.
EQUIPOS DE PAnO II
8.3.2.2.8
235
Duracion asignada del cortocircuito I.
Es el intervalo de tiempo durante el cual un equipo debe soportar, en posicion cerrada,
una corriente igual a la corriente de corta duracion admisible asignada. El valor normal es
I s. Si se requiere un valor mayor de I s, se recomienda seleccionar 3 s. Otros val ores
recomendados son 0,5 s y 2 s.
8.3.2.2.9
Tension asignada de alimentacion de los disposilivos de apertura y cierre y de
los circuitos auxiliares y de comando
Tension en corriente continua: 24 V. 48 V, 60 V, 110 V 0125 V, 220 V 0 250 V
Tension en corriente altema (50 Hz 0 60 Hz):
Sistema trifasico, 3 0 4 hilos: (220/380 V), 230/400 V (240/415 V), 277/480 V Y
aunque no es conternplado porIa IEC, se puede considerar 120/208 V
Sistema monofasico, 3 hilos: 120/240 V
Sistema monofasico, 2 hilos: 120 V, (220 V), 230 V, (240 V), 277 V
Los val ores menores corresponden a la tension fase-neutro y los valores mas elevados
corresponden a los val ores fase-fase 0 valores entre lineas. El-dispositivo de maniobra debe
ser capaz de abrir 0 cerrar el equipo de conexion con cualquier valor de tension auxiliar de
alimentacion entre 85% y 110% del valor asignado.
8.3.2.2.10
Presion asignadu del gas comprimido para aislumicnto y/o para operacion
Los valores normales de la presion asignada son: 0.5 MPa - I MPa - 1,6 MPa - 2 MPa
- 3 MPa - 4 MPa. EI dispositivo neumatico de operacion debe ser capaz de abrir 0 ccrrar el
equipo con la presion de gas cornprimido entre 85% y 110% de la presion nominal.
8.3.3
Pruebas
El objctivo de las prucbas consistc en vcrificar las cnractcrlsticas de los cquipos, de sus
dispositivos de comando y de sus equipos auxiliarcs, Las prucbas pucdcn clasificarsc
btisicumcntc ;151:
Prucbas de rutina: Son aquellas que deben ser rcalizadas en todos los equipos
comprados a lin de verificar la calidad y uniformidad de la mano de obra y de los mutcrialcs
utilizados en su fabricacion. Las pruebas de rutina se especifican para cada cquipo en
particular pero, de modo general, se agrupan en:
Prueba dielectrica en el circuito principal
Pruebas dielectricas de los dispositivos de cornando y circuitos auxiliares
Medida de la resistcncia del circuito principal
Prueba de estanqueidad
Control visual.
Pruebas tipo: Son las que s610 se realizan en uno de los equipos comprados, 0 de tiro
semejante a los comprados, a lin de verificar Sll operacion adecuada bajo las condiciones
normales y anormales de servicio y su conformidad con las caracteristicas especificadas. Las
pruebas tipo se agrupan scgun la Tabla 8.7.
~?1'Jif;~;'/ 1
236 •
ClU'fruLO
8
Tabla 8.7 - Pruebas tipo
Pruebas tipo
Grupo
1
2
3
-
-
-
4
-
Pruebas dielectricas en et circuito principal y en los circuitos auxiliares y de control
Prueba de tension de perturbaciOn de radio interferencia (r.i.v.)
Medida de la resistencia del circuito principal
Prueba de calentamiento
Pruebas de corriente de corta duracion y de valor pico de la corriente admisible
Pruebas de cierre y apertura
Prueba de verificacion del grado de protaccion (IP)
Pruebas de estanqueidad (si son aplicables)
Pruebas rnecanicas
Pruebas de medio ambiente
Pruebas especiales: son aquellas que la norma pertinente no considera de tipo ni de
rutina, siendo realizadas mediante un acuerdo previo entre fabricante y comprador.
Las nonnas lEe definen condiciones atmosfericas de referencia (condiciones
normalizadas) para la realizacion de estas pruebas, asl:
20
Temperatura [0C]
Presi6n [mbar]
Humedad (presi6n vapor)
1013
(gImJ ]
II
Resistividad de la lIuvia [11m]
100
Tasa de precipitaci6n [mm/min]
3.
8.4 INTERRUPTORES DE POTENCIA
8.4.1
Introducci6n
Los interruptores automaticos son dispositivos mecanicos de interrupci6n capaces de
conducir, interrumpir y establecer corrientes en condiciones normales, asi como de conducir
durante un tiempo especificado, interrumpir y establecer corrientes en condiciones
anormales, como son las de cortocircuito. Su funci6n basica es conectar 0 desconectar de un
sistema 0 circuito energizado lineas de transmision, transformadores, reactores 0 barrajes.
8.4.2
Consideraciones generales
8.4.2.1
Definiciones
En La Figura 8.1 se ilustran las definiciones.
EQulPOS DE PATIO :0
,
VI
j
Tensi6nde
la luenle
/ I\
/
/
/
I
Corrienle del arco
\Y - -<I
/ \ l~
X
/
Tensi6n del 8rco /
\
/
/
\
\
~
l"',orriente
\
/
ItJlI1C1nente
);----­
\
~
\
\
" \/
I\.
\
\
\
Inicio apertura
de los contaetos
237
/
/
\ ....
\
/
/
\
\
\
Extinci6n
delarco
Figura 8.1 - Desarrollo de interrupcion en una falla trifas;ca
Arco elect rico en interruptores: corricnte que se desarrolla entre los eontactos del
interruptor despues de estar separados debido a la diferencia de tension que ioniza el aire.
Tension del area: tension que se desarrolJa entre los contactos durante el tiempo de
extincion del arco.
Tension transitoria de restablecimiento a recuperaclon, TTR: es la tension
transitoria que apareee entre los contactos del interruptor despues de la interrupcion del arco.
8.4.2.2
Descripci6n del fen6meno de Interrupci6n
La extincion del arco electrico generado por la separacion de los eontactos del
interruptor esta estrechamente re1acionada con el paso natural por cero de la eorriente y con
la naturaleza eapacitiva 0 induetiva del areo. En la Figura 8.1 se ilustra el comportarniento
del arco electrico durante el desarrollo de una falla, la cual tiene un comportamiento
inductivo. EI paso natural por cero de la corriente coincide con el valor maximo de la tension
del sistema. Cuando los contactos comienzan a separarse, la tension de encendido del arco es
despreciable en comparaci6n con la del sistema, crece a medida que la eorriente se hace
menor y la separacion de los contactos mayor. Si despues de cada paso de la eorriente por
cero, Ja tension del sistema aiin exeede la tension de encendido, ocurre un re-encendido del
arco. Este fenomeno se repite hasta cuando la desionizacion 0 recuperacion dielectrica del
medio permita que la tension requerida para el encendido del arco sea mayor que la tension
del sistema, extinguiendose el arco completamente, 10 cua] debe ocurrir cuando los contactos
del interruptor esten completamente abiertos. En este momento, entre los contactos del
interruptor aparece la tension aplicada.
Los fenomenos que se presentan en el interruptor cuando ocurre la desconexion hacen
que una gran parte de las rnoleculas del medio de extincion se disocie por la alta temperatura
I
I
238 10I CApfruLO 8
que se produce. Al pasar la corriente por cero las particulas se unen rapidamente enfriandose
el medio con rapidez.
A causa de la tension de restablecimiento las particulas positivas se aceleran en una
direccion y las negativas en otra, creciendo su velocidad cuando mas elevada se hace la
tension. Por su choque con particulas neutras, estas se disocian y. si la tension es grande, se
llega a una ionizacion por choques que puede convertirse en arco electrico,
Por 10 tanto, segun el proceso que predomine, el arco electrico se apagani 0 volvera a
eneenderse. Las consideraeiones anteriores muestran la importancia que tiene el crecimiento
de la tension de restableeimiento. Para favorecer la extincion del area se han desarrollado
dos metodos:
Empleando grandes distancias mediante interrupcion multiple: seccionarniento del arco
en varios contactos 0 camaras de extincion coneetados en serie, facilitandose el manejo
y regulacion del mismo.
Enfriamiento intensivo del arco, con el objeto de alcanzar una rapida union entre las
particulas de carga diferente cuando la onda de corriente pase por cero.
En la actualidad, el poder de interrupcion por camara de extincion se ha elevado
eonsiderablemente requiriendose menos camaras que antes, 10 cual ha eonducido a
interruptores mas sencillos, econornicos y con menos partes moviles que significan menores
gastos en mantenimiento y repuestos.
8.4.3
Tipos principales
Los interruptores se pueden agrupar con base en diferentes criterios como son: el nivel
de tension, el sitio de instalacion y las caracteristicas de diseno extemo, Sin embargo, los
criterios de clasificacion mas importantes son el medio y el mecanismo de operacion para la
interrupcion de la corriente.
8.4.3.1 Interruptores segun el sltio de Instalaclon
Los interruptores de alta tension pueden ser utilizados en instalaciones interiores 0
exteriores. Los interruptores para instalacion interior son disenados para uso dentro de
edificaciones 0 compartimientos a prueba de agua. Para niveles de tension entre 4,6 kY Y
34,5 k.Y, los interruptores para uso interior se diseiian, gerieralmente, para ser utilizados en
celdas blindadas.
En la practica, la unica diferencia entre los interruptores para uso interior y exterior es la
estructura exterior 0 los compartimientos que los contienen. La parte interna activa, las
camaras de extincion y los mecanismos de operacion, en muchos casos, son los mismos.
8.4.3.2 Interruptores segun el diseno externo
.,
Desde el punto de vista del diseiio de la estruetura fisica, los interruptores pueden
clasificarse como interruptores de tanque vivo 0 de tanque muerto.
EI interruptor de tanque muerto consiste en un tanque a potencial. de tierra
(compartimiento aterrizado) que contiene el medio de interrupcion y a traves de cuya tapa
pasan aisladores 0 bujes de porcelana para conectarse al circuito de alta tension.
En el interruptor de tanque vivo. el dispositivo de interrupcion esta en tanques de
diametro pequefio denominados polos, los cuales se ubican sobre soportes aislantes: los
EQIJlPOS DE PATIO
1::239
pol OS se conectan directamente al circuito de alta tension, por 10 tanto, estan a un potencial
superior al de tierra (compartimiento sin aterrizar). En las Figuras 8.2 y 8.3 se ilustran estos
dos tipos de interruptores.
~
Posici(jn cerraea
f%~~
Figura 8.2 - Interruptor de tanque muerto
..
:::-~
.~~~.
~~~
I
~
~ C_"' ...~
~'=-:.~ -_..
~ ~
~
~
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Gabinele de
control
_
~
~
~
Mecanismo de
~I.~'1.~
~." ·8 ;::r-; ,7
!I
LI'J,I
Figura 8.3 - Interruptor de tanque vivo
i
-=-­
~~~cj
~"~-..;:' ;:.::'t',.,~ 'F
1
240 • CAPlnJt.o 8
EI interrupter del tipo tanque muerto es el mas utilizado en Estados Unidos y en la
mayoria de los paises que se rigen bajo la Norma ANSI. Presenta las siguientes ventajas con
respecto al interruptor de tanque vivo:
Se pucden instalar transfonnadores de corriente en los bujes del equipo
Tiene una silueta mas compacta y baja
Su construccion compacta ofrece una mayor soportabilidad sismica
Pucde ser despachados de fabrica ya ensamblado.
EI interrupter de tanque vivo generalmente se utiliza en los paises que se rigen bajo la
Norma IEe. Presenta las siguientes ventajas con respecto al interrupter de W'n" .. """'110:
Tiene un costo inferior (sin transfonnadores de corriente)
Menos requerimiento de espacio
Utiliza menor cantidad de medio de interrupci6n.
8.4.3.3
Interruptores segun el media de Interrupci6n
En los primeros tiempos de la electrificaci6n (1890) los interruptores eran del tipo
cuchilla, accionados a mano. Al aurnentar las corrientes y tensiones se inici6 el desarrollo de
los interruptores automaticos de aire con mecanismos de operaci6n de resorte para reducir el
quemado de los contactos al hacer la operacion mas rapida,
Aproximadamente en 1900, los interruptores se sumergieron en un tanque de aceite,
fluido muy eficaz como medio aislante y para el enfriado del arco electrico. A partir de 1930
se desarroll6 el interruptor de pequeno volumen de aceite con camaras de interrupci6n
pequefias, en las cuales se extingue el arco por medio de inyeccion de aceite,
Con el incremento de las tensiones y capacidades de generacion se buscaron
interruptores mas fuertes para interrupcion por arco sin aceite. Despues de 1940 se desarrollo
el interruptor de aire comprimido, basado en la capacidad aislante y de enfriamiento del arco
que tiene el aire comprimido y seco.
En las decadas de los afios 1950 y 1960 se introdujeron los interruptores de SF6
(hexafluoruro de azufre) en los cuales se aprovechan las excelentes propiedades aislantes y
de enfriamiento del arco de este gas. EI SF6 puede extinguir arcos de corriente 100 veces mas
fuertes de los que podria extinguir el aire.
En esta resena historica cabe mencionar a los interruptores de vacfo, que aun cuando no
se utilizan en niveles de alta y extra alta tension, sf han tenido aplicaci6n en el rango de
tension entre 5 kV y 38 kV. Los estudios iniciales de este interrupter datan de 1926 pero,
debido a los inconvenientes tecnicos que presenta el rnanejo del vacio, s610 hasta 1962 se
introdujo el primer interruptor de media tension. En la decada de 1970 se realizaron intentos
para desarrollar interruptores de vacio para aplicaciones en niveles de tension superiores a
72,5 kV; sin embargo, los disefios resultantes no eran comparables con los interruptores de
SF 6 . por 10 tanto, fueron relegados a aplicaciones de media tension.
8.4.3.3.1
Interruptores de aceite
Al presentarse un arco electrico, el aceite en contacto se vaporiza rapidamente formando
una burbuja de gas compuesta en su mayor parte por hidrogeno, el cual es un excelente
medio de extinci6n y refrigerante, debido a su baja constante de tiempo de desionizacion,
EQulPOS DE PATIO El 241
creandose condiciones favorables para In extincion del arco. Adicionalmente, esta
gasificacion crea una turbulencia en el aceite que contribuye a desionizar el medio.
Se utilizan aceites naftenicos derivados del petr61eo que han side cuidadosamente
refinados para evitar sedimento 0 corrosi6n que pueda producir sulfuro u otros
contaminantes. EI aceite resultante se identifica como aceite de transforrnador tipo IO-C, el
cual presenta una excelente resistencia dielectrica, una buena conductividad termica y una
alta capacidad termica,
Estos interruptores ya no se utilizan debido ala aparici6n de los interruptores de SF 6 .
a)
lnterruptor de gran volumen de aceite
Fue el primer interruptor utilizado para interrumpir grandes corrientes. Es un interruptor
del tipo tanque muerto Ilene de aceite, el cual provee el aislamiento electrico y sirve como
medio de extinci6n del arco,
Las siguientes son las desventajas que presenta el interruptor de gran volumen de aceite:
Requiere gran volumen de aceite.
AI ser el aceite combustible y debido a las alias presiones que se pueden presentar
dentro del recipiente existe riesgo de explosion.
Debido a la carbonizacion del aceite que produce perdida de 1a rigidez electrica, se
requiere realizar peri6dicamente regeneracion 0 renovacion del aceite.
b)
Interruptor de pequefio volumen de aceite
Interruptor desarrol1ado principalmente en Europa con el objeto de reducir
requerirnientos de espacio y cantidad de aceite requerido, debido a su alto costa y al riesgo
que implica su manejo, La principal diferencia con los interruptores de gran volumen de
aceite es que este solo utiliza el aceite para la interrupcion del arco electrico. Para ello,
pequeiias camaras de extincion del arco se ubican en aisladores huecos 0 polos del
interrupter, los cuales se soportan sobre una columna aislante que alsla los polos entre sf y
contra tierra. Por In tanto, este interruptor es del tipo de tanque vivo.
Con respecto al interruptor de gran volumen de aceite, este interrupter" requiere
intervalos de mantcnimicnto mas frecuentes debido al menor contenido de aceite.
8.4.3.3.2
lnterruptores de aire comprimido
EI interruptor de aire hasta In aparicion del interruptor de SF 6 fue el que opere mas
satisfactoriamente a altas tensiones; de hccho, en una epoca fue el unico interruptor
apropiado para operar a lensiones mayores de 345 kV. Con el desarrollo de este interrupter
se elimino cl riesgo de explosion de los interruptores de aceite.
Los interruptores de aire para tensiones entre '72,5 kV Y800 kV son del tipo tanque vivo.
El apagado del arco se efecnia por la accion de un chorro de aire comprimido que barre el
aire ionizado del arco,
Las desventajas que presentan los interruptores de aire, basicamente son el alto costa de
las insialaciones neumaticas y el mantenimiento frecuente que requieren debido al gran
mimero de valvulas y cquipos de compresion, adcnuis, del fuerte ruido que se produce en la
operacion del equipo debido a las altas presiones a las que se encuentra sometido el aire.
Estos interruptores dejaron de ser utilizados con la aparicion de los interruptores en SF 6 .
---"-1
242_CAPfnll.o8
8.4.3.3.3
Interruptores de hexafluoruro de azufre (SF6)
Las propiedades quimicas del hexafluoruro de azufre gaseoso (SF 6 ) 10 haccn un medio
excelente de aislamiento y enfriamiento del arco electrico, Los interruptores de SF 6 en su
relativa corta existencia ya dominan el mercado de los interruptores de alta tension y en ese
proceso han hecho obsoletas las tecnologias del aceite y del aire comprimido.
Sin embargo, para algunas aplicaciones .en dimas muy fries se debe tener especial
cuidado con la temperatura ambiente ya que el gas SF 6 sometido a presion y ternperaturas
bajas se puede licuar (6,1 bar a -25°C 0 11,2 bar a -5°C).
Los interruptores de SF6 se fabrican tanto del tipo de tanque vivo como de tanquc
muerto. EI interruptor de tanque muerto de SF 6 es similar al de gran volumen de aceite, pero
de tamano mas reducido debido precisarnente al uso del SF6como medio aislante.
8.4.3.4 Interruptores segun el mecanisme de operaci6n
El mccanismo de opcracion es el dispositivo que, por mcdio de cncrgia alrnaccnada,
acciona el interruptor ya sea para abrirlo 0 cerrarlo. La energfa que almacena el mecanismo
de operacion debe ser suficiente para efectuar las secuencias de operacion requeridas por el
sistema. Cabc anotar que el 90% de las fallas de los intcrruptores son atribuibles a fallas
mecanicas originadas en el mecanismo de operacion.
Basicamcnte, los tres tipos de mecanismos de operacion 0 de almacenamiento de energfa
son: resortes, neurnatico e hidraulico y, en menor esc ala. el propio gas SF 6 .
8.4.3.4.1
Resortes
En estos mecanismos la energia se almacena cargando resortes, tanto para la apertura
como para el cierre del interruptor. La principal ventaja de este tipo de mecanismo de
opcracion es que al efectuarse la operacion de cierre del interruptor se carga el resorte de
apertura, asegurandose asi siempre el disparo del interruptor.
EI resorte de cierre es recargado mediante un motor; tarnbien es posible recargar
manualmente el resorte de cierre en caso de indisponibilidad del motor por medio de una
volante que se suministra con el equipo.
Para interruptores hasta 245 kV se utiliza basicarnente el mecanismo de resorte debido a
que es mucho mas economico y requiere un menor mantenimiento con respecto a los dernas
mecanismos de operacion. Para niveles de extra alta tension en los cuales la energia
requerida para la operacion es muy alta y el mecanismo de resortes seria demasiado robusto,
se utilizan los otros mecanismos de operacion.
8.4.3.4.2
Neumatico
En este mecanismo la energia se almacena en forma de aire comprimido. Se usa.
logicamente, en interruptores de aire comprimido con el objeto de aprovechar el aire
presurizado utilizado para la extincion del arco; sin embargo, el mecanismo neumatico no sc
limita a estos interruptores, este se utiliza tambien para operar interruptores de aceite y de
SF6 •
La presion del aire se mantiene constante por medio de un motor-compresor existiendo
diferentes alarmas de acuerdo con los niveles de presion.
EQUJ1lOS DEPATIO.
8.4.3.4.3
243
Hidraulico
Este tipo de mecanismo es similar al neurnatico pero, como su nombre 10 indica, opera
con base en la presion de aceite. Se utiliza cuando se requieren tiempos de operacion muy
cortos debido a su rapida reaccion.
8.4.3.4.4
Hexafluoruro de azufre (SF 6 )
EI interrupter utiliza su propio gas aislante SF6 bajo presion como acumulador de
energfa para la maniobra.
8.4.4
Normas tecnicas
Las principales nonnas y recomendaciones sobre interruptores son:
IEC 62271-100 High-voltage alternating current circuit-breakers
IEC 60376 Specification and acceptance ofnew sulphur hexafluoride
IEC 60427 Synthetic testing ofhigh-voltage alternating current circuit-breakers
IEC 61233 High-voltage alternating current circuit-breakers inductive load switching.
IEEE SId C37.04 Rating Structure for AC High-Voltage Circuit Breakers Rated on a
Symmetrical Current Basis.
IEEE Std C37.06 AC High-Voltage Circuit Breakers Rated on a Symmetrical Current
Basis - Preferred Ratings and Related Required Capabilities.
IEEE Std C37.09 Test Procedure for AC High-Voltage Circuit Breakers Rated on a
Symmetrical Current Basis.
ANSI C37.12 AC High-Voltage Circuit Breakers Rated on a Symmetrical Current
Basis - Specifications Guide.
8.4.5
Accesorios
8.4.5.1
Dispositivos para igualar tensiones
Una mejor distribucion de tensiones entre los contactos en serie en las crimarus de
extincion se obtiene mediante el uso de condensadores en paralelo con los contactos, cuyo
lISO puede garautizar dcsviacioncs nuiximas de 4% 0 5% de lu tension idealmcnte aplicada u
cada camara dcspues de la apcrtura de una falla a tierra. La introducci6n en el circuito de
resistencias de apertura y cierre en paralelo con los contactos principales tambien contribuye
a igualar las tensiones aplicadas u las camaras durante el breve perfodo de insercion de estos
elementos. Sin embargo, la adicion de resistencias de apertura y cierre a los interruptores no
se hace en general con el fin de igualar tensiones aplicadas a las camaras, sino de atenuar el
esfuerzo total aplicado al interrupter 0 al sistema por las sobretensiones de maniobra.
8.4.5.2
Resistencias de cierre y apertura (resistencias de preinserci6n)
Se instulan en paralclo con las camaras de los interruptores (una resistencia para cuda
camara) siendo utilizadas en determinados casos especiales por escogencia del fabricante y
del usuario. Los interruptores suministrados por ciertos fabricantes, pueden estar provistos de
~,,~l
244 • CAPrrulO 8
resistencias de cierre 0 apertura, independientemente, mientras que otros utilizan la misma
resistencia para ambas funciones.
Las resistencias se usan para las siguientes funciones:
Para igualar tensiones entre camaras,
Para rcducir sobretensiones durante la apertura de pequefias corrientes inductivas.
Para reduccion de la tasa de crecimiento y del valor pica de la TIR (tension transitoria
de rcstablecimicnto) en fallas tenninales y kilometricas. Cuando la envoi vente de la
TIR cspecificada excede 10 que soporta el interrupter, el fabricante puede escoger entre
las alternativas de aumentar el ruimero de camaras 0 utilizar resistencias de apertura.
Para reduccion de la tension de restablecimiento en la apertura de corrientes capacitivas.
Uno de los requisitos mas severos especificados por ciertas empresas es la exigencia de
que los interruptores abran bancos de capacitores 0 lineas en vacio sin reencendido,
durante la ocurrencia de una sobretension sostenida del orden de 1,5 p.u. Si el
interrupter tiene dificultad en atender esta exigencia, el fabricante dispone de
alternativas de aumentar el numero de camaras 0 utilizar resistencias de apertura. La
practica cormin consiste en dejar a criterio del fabricante la decision de utilizar 0 no
resistencias de apertura en los interruptores destinados a este tipo de maniobra, 10 mismo
que la eventual seleccion de sus valores y tiempos de insercion.
Rcsistencias de cierre para maniobra de bancos de capacitores. La practica usual es
especificar un rango de valores ohmicos y el tiempo de insercion minima de las
resistencias.
Resistencias de cierre para maniobra de lineas de transmision largas. Pueden presentarse
sobretensiones elevadas en el extremo abierto y para reducirlas se utilizan resistencias de
cicrre con valor proximo a la impedancia caracteristica de la linea. La practica usual es
especificar un rango de valores ohmic os y el tiempo de inserci6n minimo de las
resistencias.
Otras aplicaciones. Pueden necesitarse resistencias de cierre para control de las
sobretensiones sostenidas causadas por las corrientes de inrush que se originan en la
maniobra dc transformadores 0 autotransformadores en sistemas especiales. Pueden
requerirse resistencias de apertura en la reduccion de sobretensiones de maniobra que se
producen por apertura de una falla, tambien en situaciones especiales.
Los fenomcnos descritos anterionnente no afectan mucho los sistemas con nivel dc
tension hasta 400 kY. Por esta razon, el uso de resistencias de apertura y cierre es comdn
solo para interruptores de sistemas mayores a 500 kY.
Las resistencias se denominan de preinsercion dado que en la practice es necesario
conectar y desconectar la resistencia antes y despues de la operacion del interruptor debido a
las perdidas que se producirian por el efecto Joule si permanecieran conectadas al circuito
circulando por ellas la corriente de carga. Si el interruptor de potencia va a cerrar para
energizar una linea, la resistencia se conecta at circuito, y despues de que el interruptor cierra
se cortocircuita.
En la Figura 8.4 se muestra ia ubicacion de las resistencias de preinsercion en la carnara
del interrupter,
EQUIPOS DE PATIO.
245
Resistencias de
preinserci6n
T",./
2
I~
+
-0-­
.>
3
Figura 8.4 - Res/stene/as de pre/nsere/on
En la mayoria de los casos en los cuales las resistencias se utilizan para atenuar las
condiciones de esfuerzo del sistema y no propiamente del interruptor, se especifica
normal mente un rango de valores 6hmicos 10 mismo que el tiempo de inserci6n mini mo.
Estos parametres se obtienen por medio de estudios de transitorios y comparaci6n de los
resultados obtenidos con diferentes valores de resistencia y tiempo de inserci6n.
Actualmente, se han desarrollado controladores denominados de mando sincronizado,
los cualcs pcrrniten una opcracion individual secucncial de cada uno de los polos del
interruptor en elmomento en que las ondas de tensi6n 0 corriente de cada fase se encuentran
en lin valor en que los transitorios por maniobra pueden ser neutralizados. Estos mandos se
it.ut 'Cara~teri~tica'~c~munes a otros equipos de patio
Para un interruptor se deben establecer las siguientes caracteristicas eomunes de equipos
de alta tension definidas anteriorrnente de acuerdo con la publicacion lEC 60694.
Corriente asignada en servicio continuo [A]
Frecuencia asignada [Hz]
Duraci6n asignada del cortocircuito [s]
Corriente de corta duracion admisible asignada lkA]
Valor de cresta de la corriente admisible asignada lkA pica]
Elcvacion de temperatura rOC]
Tension asignada [kV]
Tensi6n soportada asignada al impulso tipo rayo [kV pica]
246 .. CAPfntLO 8
Tension soportada asignada al impulso tipo maniobra [kV pico]
Tension soportada asignada de corta duracion a frecuencia industrial [kV]
Linea de fuga [mm]
Tension asignada de alirnentacion de los dispositivos de apertura y cierre de los circuitos
auxiliares
Presion asignada del gas comprimido pata operacion einterrupcion.
8.4.7
Caracteristicas especificas de los interruptores
En la publicacion lEe 62271-100 se definen las siguientes caracteristicas especificas
rcqucridas en los interruptores:
8.4.7.1 Poder de corte asignado en cortocircuito
Es la corriente de cortocircuito mas alta que el interruptor es capaz de interrurnpir, Se
caracteriza por dos valores, los cuales se ilustran en la Figura 8.5 y se describen a
continuacion:
E
A
o
<;
C
C'
x
B'
E'
AA'
BB'
Envolvenle de la curva de corriente
BX
Linea de relerencia cero
CC'
Oesplazamiento de la linea cera de la onda de corriente en cualquier instanle
DO'
Valor eficaz de ta componente de ta corriente c.a. en cualquier instanle, medida desde CC'
EE'
lnstante en que se separan los contaclos (iniciaci6n del area)
lmc
Corrienle de cierre
lea
Valor pica de la componenle de la comenle c.a. en cualquier instanle
ICalV2'
Valor eflcaz de la componenle de la comente c.a. en cualquier instante
Icc
Componente de la corrtente c.c. en cualquier instante
Icc. 1001lca Porcentaje del valor de la componente c.c.
Figura 8.5 - Corrientes de c/erre y apertura de un interruptor
EQUIPOS DE PATIO'
247
Componente de c.a: es el valor eficaz de su componente periodica 0 de corriente alterna
en el momenta de separaci6n de los contactos del interruptor. Este valor se selecciona de
los siguientes valores indicados en la publicacion lEC 62271-100:
I - I ,25 - 1,6 - 2 - 2,5 - 3,15 - 4 - 5 - 6,3 - 8 leA Ysus productos por 10".
Componente de c.c: es el porcentaje de la componente aperiodica 0 de corriente directa
en el momenta de separacion de los contactos del interruptor. Los valores norrnalizados
se presentan en la Figura 8.6.
100
I
'.......-
..... I
~~~
90
I
I
I
I
I
J
I
I
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120 ms - I - - - i -
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1-- __ ,
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-~_-.:_...:_-:--:--:--~-: - : - - ; - - : -:...-F:::~-+,::'±-':--1~·1
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20
,',
I
't,=45ms.
I
I
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I
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o L_--"_.
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I
i
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T-T-;-l
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I
10 ­
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I
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I
I
I
85
90
. . ---r-------,-------+-~I
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
70
75
80
Inlervalo de tiemPO desde el inicio de corriente de (0r10 circuno
Figura 8.6 - PorcentaJe de la componente aperiodlca en funcion del tiempo
[lEe 62271·100 (2003))
Si la componcnte de c.c, no sobrcpasa el 20%, el podcr de corte usignado de
cortocircuito sc caracteriza solo por el valor eficaz de su componcntc de c.a.. el cual sc
calcula como un porccntajc del valor pico de la componente de c.a. Este porccntajc dcpcndc
del ticmpo que cxiste entre el memento de inicio de la falla hasta el momento de inicio de
scparacion de los contactos y se calcula con la formula:
fl'r+ f,
%c.c. = IOOe
(8. I)
T
Donde:
lop
tiernpo minima de apertura del primer polo en abrir
t;
medio cicio de la frecuencia asignada
1:
constante de tiempo del sistema, dada por:
1
X
= 2rr.jR
.f
frecuencia de oscilacion
X:
reactancia equivalente del sistema
R:
resistencia equivalente del sistema.
(8.2)
~~A>t
~:~;,~,p,
248 ". CAptnJLO 8
De la Figura 8.6 se puede detenninar el % de c.e. dependiendo de las condiciones del
sistema:
constante de tiempo normal, igual a 45 ms
"tl:
"t2, "t)
"t2
Y"tol: constantes de tiempo para aplieaciones particulares, las cuales dependen de la
tension asignada del interrupter, asi;
=
60 ms para tensiones desde 72,S kV hasta tensiones de 420 kV
"tJ =
75 rns para tensiones desde 550 kV en adelante
"t4 =
120 ms para tensiones hasta 52 kV.
8.4.7.2
Poder de cierre asignado en cortocircuito
Capacidad de cierre de un interruptor al circular la corriente de falla a la tension y
trecuencia asignadas, Segiin la publicacion lEC 62271-100 pura unu frecucncia asiguadu de
60 Hz, equivale a 2,6 veces el valor eficaz de la componente periodica 0 de corriente alterna
del poder de corte asignado en cortocircuito, para una constante de tiempo t normal (45 ms).
8.4.7.3 Tension transitoria de restablecimiento TTR
La tension de restablecimiento es la tension que aparece entre los contactos de un
interruptor despues de la interrupcion del areo electrico. Esta tension es posible considerarla
en dos intervalos de tiempo sucesivos, uno durante el cual existe un transitorio de tension y
otro en el cual se establece la tension a frecuencia industrial 0 de regimen permanente.
Para ilustrar este fenomeno en la Figura 8.7 se presenta un sistema simplificado de red, y
en la Figura 8.8 se muestra la tension de restablecimiento. En el momento de la interrupcion
de la corriente de falla, se desacoplan ellado de la fuente y ellado de la carga, presentandose
una redistribuci6n de la energia atrapada en cada unos de los lados.
TTR
~ - - - - - , 1I
\..~
Origen
r:>.
I
~.c.>
' I
CB
v,
Vb
Figura 8.7 - Fen6meno de la tensl6n trans/torla de restableclmlento
EQUIPOS DE PATIOc: 249
uc I---------------------------~i
::>
"
'0
'iii
c
~
12
Tiempo,l
Figura 8.8 - Representaclon de I. tension transitoria de restab/ecimiento
Los parametros de la TTR se definen en funcion de la tension asignada U" del factor del
primer polo kpp y del factor de amplitud kajo De la Figura 8.8 se tiene 10siguiente:
"I:
primera tension de referencia, kV
U.
=kpp~Ur
II:
tiempo minima para alcanzar el valor u" I.ls. Se determina a partir de
especificado de la rata de crecimiento ullll
II,.:
segunda tension de referencia (valor cresta de la TTR ), kV
lie
=k af
XIII'
(803)
III
y del valor
donde k.!/es igual a:
-1,4 para fallas terminales y fallas en lineas cortas
-1,25 para fuera de fase
1~:
tiempo para alcanzar u., I.ls
12 =3/.
Como resultado de esta redistribucion de encrgia, en cada lado se desarrolla una tension
que aparece simultanearnente en los respectivos contactos del interruptor, Va Y Vb. Va tiende a
tomar la tension de la fuente Y Vb la de la linea•. produciendose una oscilacion transitoria en
cada lado del interrupter, cuya suma algebraica representa la tensi6n transitoria de
restablecirniento.
EI comportamiento de la tension de restablecimiento depende de los parametres del
circuito y del tipo de falla. Los contactos del interrupter que estan todavia en rnovimiento 0
total mente abiertos deben soportar la tension de restablecimiento. EI esfuerzo mas intenso
entre contactos abiertos es el valor pico y la pendiente de elevacion inicial de la tension
transitoria de restablecimiento. Si la tensi6n de restablecimiento excede la capacidad de
aislamiento entre contactos, el arco se re-encendera hasta el siguiente cruce par cero.
--------------
250 a
CApITuLO 8
En la publicacion lEC 62271-100 se definen los valores y representaciones
normalizados de TIR; la representacion de la TIR es tal como se indica en la Figura 8.8.
8.4.7.4 Tension transitoria de restablecimiento para diferentes tipos de fallas
8.4.7.4.1
Falla en terminales
0
homes
Corresponde a fallas que se presentan en los terminales 0 barnes del interruptor 0 muy
cerca de estos. La tension de restablecimiento oscila hacia la tension de la fuente con un
valor pico inicial y una frecuencia natural determinada por la inductancia y capacitancia de la
fuente.
8.4.7.4.2
Falla en ltneas cortas (falla kilometrica)
Fallas que se presentan a una corta distancia de los terminales del interrupter, la cual
puede cstar entre varios cientos de metros hasta un par de kilometres. Este tipo de falla es la
que impone las condiciones de tension de restablecimiento mas severas sobre un interruptor.
EI intcrruptor queda sometido a la diferencia de tension entre el lado de la linea, que asume
una forma de onda de "diente de sierra" con una rapidez inicial de elevacion de gran
pendiente, y la tension del lado de la fuente, que presenta una forma de onda similar a la de
Ia falia terminal.
8.4.7.4.3
Interrupcion de (pequefias) corrientes capacitivas
La desconexion de bancos de capacitores y lineas sin carga requiere la interrupcion de
pequeiias corrientes puramente capacitivas de valor muy inferior a las corrientes de falla.
Estas corrientes son general mente de menos de 10 A para lineas sin cargu y de I 000 A para
bancos de capaeitores. La interrupci6n de corriente tiene lugar en el cruce por cero; por 10
tanto, 'II ser el circuito capacitive, la tension del lado de la fuente sera la tension pico del
sioli-tema rnientras que la linea perrnanecera cargada con valor pico de tension del sistema.
Lucgo, un semiperiodo mas tarde, la tension aplicada en el interruptor sera dos veces la
tension pico del sistema.
Dcbido a que las bajas corrientes contribuyen con menos energfa al arco que las
corricntcs de falla, es posible que la interrupcion de la corriente ocurra en el primer paso por
cera cuando la separacion entre contactos es aun pequefia, de modo que con la tension de
rcstablccirniento dos veces la tension pico, se puede producir el reencendido del arco. Este
proceso puede succdcr repetidas veces, cargando siempre cl condcnsador con tcnsiones calla
vez mayores.
En la especiflcacion de interruptores destinados a la maniobra de capacitores
transmision en vacio, deben ser indicados:
0
lineas de
La corriente nominal para apertura de linea en vacio 0 bancos de condenadores, Esta
corriente (que no debe exceder la nominal del interrupter) se calcula considerando los
valores mas elevados de sobretension y sobrefrecuencia posibles causados par maniobra.
Parametres de secuencia de linea
,
Longitud de la linea. Por razones de uniforrnidad se recomienda especificar longitudes
cierto valor (por ejernplo, un minimo de 400 km para interruptores de
14S 1"'50 kV).
..nQ}~}or~a
EQUIPOS DE PAno
a 251
Sobretension sostenida durante la apertura. Usual mente se especifica 1,5 p.u. a menos
que en los estudios se obtenga un valor mayor.
Sobrefeeuencia. Se recomienda especificar valores no inferiores a determinados niveles.
Por ejemplo: 63 Hz para interruptores de 145 kV Y 66 Hz para los de tension mas
elevada (valores minimos).
Potencia del banco de condensadores a la tension nominal de operacion del sistema.
Conexion del banco de condensadores
8.4.7.4.4
Interrupcion de (pequeiias) corrientes inductivas
Las corrientes inductivas se presentan en la desconexion de transformadores y reaetores.
Debido a que la interrupcion de corriente ocurre en el paso por cero y al caracter inductivo
del circuito, la tension de restablecimiento en el momenta de la desconexion se eleva
subitamente a traves del interruptor al encontrarse la tension de la fuente en su valor pieo.
AI igual que ocurre con las corrientes capacitivas, la separaci6n entre eontactos al
momenta de la interrupcion de pequeiias corrientes puede no ser suficiente para soportar esta
rapida elevacion de tension a valor pico, pudiendose presentar un re-encendido del arco.
En la publicacion IEC 61233 se establecen losrequerirnientos para los intcrruptorcs
utilizados en rnaniobra de transformadores, rnotores de alta tension y reactorcs de
derivacion.
Se recomicnda incluir en las cspccificacioncs 1'1 m.ixima sobretension admisihle como
. resultado de la apertura de transforrnadores y reactores (p.u.). La pnictica usual es especificar
un valor inferior a la tension disruptiva minima de los parurrayos instalados junto a los
transformadores y reactores, para cvitar la opcracion de los pararrayos durante este tipo de
opcracion que, en el casu de los react orcs puede ser diaria. Dentro de este enfoque el valor de
2.0 p.u. ha sido especificado frecuentemente para todos los niveles de tension entre 145 kV Y
800 kV.
8.4.7.4.5
Condiciones de discordancia de fases (apcrturu
0
cicrrc)
Son condiciones anonnalcs de pcrdidu 0 falta de sincronismo entre cl lado de la fuente y
el lado de curga del interruptor, de modo que en el momenta de operacion del equipo el
angulo de fase entre las tensioncs de ambos' lades cxceda un valor normal y pueda ser de
hasta 180 0 • Por 10 tanto, el interrupter estara sornctido a esfuerzos por la diferencia entre
est as dos tensiones.
La IEC no considera obligatoria la especificacion del poder de corte asignado en
discordancia de fases. Sin embargo, si este es especificado, se deben considerar los
siguientes aspectos:
a)
La tension de restablecimiento a frecuencia industrial sera 2.0/ fj veces la tension
asignada para sistema con neutro aterrizado y 2.5/ fj veces para otros sistemas.
b)
La tension transitoria de restablecimiento se define en las Tablas Ia y Ib, de la norma
IEC 62271-100 (2003), segun el nivcl de tension.
c)
A rnenos que se especifique 10 contrario, el poder de corte asignado en discordancia de
fases sen! el 25% del poder de corte asignado en cortocircuito.
f~:,~L'j
252. CApfTULO 8
-,
Recierre de lineas
8.4.7.4.6
Con el fin de mejorar la estabilidad del sistema restaurando el servicio nipidamente
despues de la apertura de una linea por una falla, es practica cormin realizar una operacion de
recierre auto matico del interrupter unos pecos ciclos despues de la ocurrencia de la falla. Si
la falla que se presenta es una falla monofasica a tierra, es posible que una tension 0 carga
significativa permanezca atrapada en las Cases no falladas debido a la naturaleza capacitiva
de las lineas y la interrupcion de corriente a valor cero, instante en el cual una maxima
tension esta presente en la linea. Debido a que el cierre de los contactos puede hacerse en
cualquier punto de la onda, se puede esperar que cuando el recierre se realice, los contactos
del interrupter cierren con la tension de la fuente en polaridad opuesta a la tension de la
carga atrapada de la linea, existiendo la posibilidad de que sumado el efecto de onda viajera,
se presente una sobretension de 4 p.u. a traves de los contactos del interruptor.
8.4.7.4.7
Falla evolutiva
Se presenta cuando despues de producirse una falla a tierra en una fase, se presenta una
falla en otra de las fases.
Admitiendo la mayor incidencia de este tipo de fall as en sistemas provistos de
saltachispas y a pesar de la expectativa de operaci6n correcta de interruptores de aire
cornprimido y SF 6 en su interrupci6n, es recomendable solicitar en las especificaciones una
demostraci6n de la capacidad de los interruptores frente a las fallas de tipo evolutivo. Esta
demostraci6n puede ser surninistrada por medio de reportes de prucbas de prototipo.
8.4.7.4.8
Apertura por interruptores en paralelo
Parece razonable incluir en las especificaciones la exigencia de mostrar, por medio de
reportes de prueba de prototipo, la capacidad de los interruptores para operar satisfactoriarnente
despues de una conmutaci6n de corriente causada por apertura de lineas en paralelo.
8.4.8
Otras caracteristicas
8.4.8.1 Secuencla de maniobra aslgnada
Consiste en la serie de operaciones de apertura y cierre y tiempos asociados para el cual
csni especificado el interruptor. En la publicaci6n IEC 62271-100 se norrnalizan las
siguientes secuencias de operaci6n:
Secuencia 1: 0 - ,- CO <t' - CO
= 3 minutes para interruptores en los cuales no esta prevista la reconexion rapida,
=
0,3 s para interruptores en los cuales esta prevista la reconexion nip ida,
t' = 3 minutos
Secuencia 2: CO - t" - CO
t"
=15 s, para interruptores en los cuales no esta pre vista la reconexi6n rap ida.
Donde:
0:
representa una operacion de apertura
CO:
representa una operacion de cierre seguida inrnediatamente per una operaci6n de apertura.
EQUJPOS DE PATIO:ll 253
Para fines de especificaci6n puede ser conveniente exigir el desernpefio de la secuencia
I con t = 0,3 S, para todos los interruptores, a pesar de que no siempre la reconexi6n
automatica sea adoptada inicialmente.
8.4.8.2 Tiempo de apertura maximo (clclos)
Es el mayor tiempo que transcurre entre el recibo de la sefial de abrir en la bobina de
apertura y la efectiva separacion de los contactos en todos los polos del equipo. Se
recomienda especificar un tiempo de apertura maximo de 1,5 ciclos para los interruptores de
dos cielos, y de 2,5 para los de tres. La diferencia entre los tiempos de apertura y de
interrupci6n efectivamente verificados en un polo dado, corresponde al tiempo del arco, que
se estima en 0,5 ciclos.
8.4.8.3 Tiempo maximo entre el cierre (0 separaci6n) de los contactos del primero y
ultimo polo (ms)
La no simultaneidad del cierre 0 separacion de los contactos de los poJos de un
interruptor debe tencr un limite maximo accptablc que es definido por la especificaci6n de
las caracteristicas (maximum pole spread). Durante la apertura, la dispersion de los polos
(Iimitado a valores usualmente verificados) no tiene influencia sobre los transitorios
formados, ya que la intcrrupci6n efectivade las conientes en los polos tiene lugar en los
instantes de su paso por cero, deterrninados principal mente por las caracteristicas del
circuito. Aun asi, la especificacion de un limite maximo (compatible con valores verificados
con la practice) tiene sentido como criterio de control de la calidad del equipo. Durante la
operacion de cierre, la dispersion de los polos puede tener influencia sens~los
transitorios formados, por determinar los instantes de conexi6n de cada fase al sistema.
Una pnictica frecuentemente adoptada, consiste en especificar un tiempo de desfase
maximo de 5 ms durante la apertura 0 cierre de los contactos principales y de 3 ms
durante el cicrrc 0 apertura de los auxiliares (contactos de los resistores de apertura 0
cierre).
8.4.8.4 Caracteristicas relativas a la resistencia de cierre
Es practica usual especificar una faja de valores ohrnicos y el ticmpo de insercion
rninimo de resistencias de cierre destinados a la reduccion de las sobretensiones de maniobra
asociadas a la energizacion de lineus de transrnision largas. El tiempo de inserci6n minimo es
norrnalmente definido como 6 ms u 8 ms, siendo seleccionado de acuerdo con la faja de
valores 6hmicos en estudios de transitorios. En casos especiales puede ser necesario
especificar valores y tiempos de insercion de resistencias de apertura, 0 resistencias de cicrre
g~J.~~9dq~JrRl!.~dW8~Qf_~~%ecan,cas
La norma c1asifica los interruptores con los siguientes tipos:
Normal, tipo M I, soportabilidad mecanica normal: 2 000 secuencias de operacion,
Para servicio especial, tipo M2, soportabilidad mecanica extend ida: 10000 secuencias
de operacion.
~,
I
254 • CAPh\JLO 8
8.4.9
Pruebas
Los ensayos de importancia comercial realizados sobre interruptores pueden clasificarse
como pruebas de tipo, de rutina 0 de prototipo, segiln el sitio donde se realizan; ademas,
pueden ser de laboratorio 0 de campo. Las pruebas de tipo se realizan sobre una unidad
escogida entre las que conforman un lote de interruptores identicos adquiridos en un pedido,
mientras que las pruebas de rutina son aquellas realizadas sobre todas las unidades
adquiridas. Las pruebas de prototipo son hechas previamente por el fabricante sobre
interruptores de detenninado tipo (que debe ser equivalente al que se desea adquirir) perc a
unidades no incluidas en el suministro, con la finalidad de demostrar el desernpefio de los
interruptores de esa lfnea frente a las solicitaciones usuales; a criterio del cornprador,
rcportes de pruebas de prototipo (certificadas por laboratorios independientes) pueden
aceptarse en sustitucion de pruebas de tipo.
A continuacion se indican las diferentes pruebas solicitadas en las especificaciones de
interruptores y las normas que deben seguirse para su realizacion.
8.4.9.1
Pruebas tipo
Las siguientes pruebas son descritas en la publicacion IEC 62271-1 ()()
publicacion IEC 60694, aplicable a los equipos de alta tension en general:
0
referidas a la
Pruebas dielectricas:
• Pruebas de aplicacion de impulsos atmosfericos
• Pruebas de aplicacion de impulsos de maniobra
• Pruebas de aplicacion de tension a frecuencia industrial
• Pruebas de contaminacion artificial
.• Pruebas de descargas parciales (para componentes del interruptor en las cuales aplica
rnedicion de descargas parciales: bujes, dispositivos capacitivos para regular tensiones
entre carnaras)
• Pruebas en circuitos auxiliares y de control
-'~;'
Pruebas de radio-interferencia
Pruebas de elevacion de temperatura
Medida de la resistencia del circuito principal
Pruebas de corriente de corta duracion y del valor de cresta de la corriente admisible
Pruebas mecanicas y ambientales
Pruebas de interrupcion y cierre de corrientes de cortocircuito
Pruebas de corriente critica:
• Pruebas de interrupci6n de cortocircuito rnonofasico
• Pruebas de interrupci6n de falla kilometrica
• Pruebas de apertura en discordancia de fases
• Pruebas de maniobra de corrientes capacitivas
• Pruebas de maniobra de pequefias corrientes inductivas.
.
'
.~.":,.
EQUIPOS DE PATIO l:l
255
8.4.9.2 Pruebas de prototipo
Para las siguientes pruebas, se puede establecer a priori la aceptabilidad de reportes de
prueba sobre interruptores no incluidos en el suministro, desde que los metodos dcscritos y
los resultados presentados sean convincentes:
Prueba de interrupcion de fallas evolutivas
Prueba de interrupci6n de fallas con operacion de interruptores en paralelo
Prueba de apertura de transformador en vacio
Prueba de apertura de corrientes de falla con ceros atrasados (para la determinacion de
las caracteristicas de los arcos electricos, a ser consideradas en las simulaciones).
8.4.9.3
Pruebas de rutina
Las pruebas de rutina tienen el proposit; de revelar fallas en los materiales 0 en la
construccion; elias no disminuyen las propiedades 0 confiabilidad del objeto de prueba. De
acuerdo con la publicacion IEC 62271-100 estas pruebas son:
Prueba de tensi6n a frecuencia industrial en seco sobre el circuito principal
Prueba de tension en circuitos de control y auxiliares
Medida de la resistcncia del circuito principal
Pruebas de operacion mecanicas,
A continuacion se indica como cornplemento una relacion de las pruebas descritas en la
norma IEEE Std C37.09:
Prueba de los bujes
Prueba en los tanques de aire comprimido (si los posee)
Pruebas de presion
Pruebas de estanqueidad
Pruebas de resistencias, calefactores y bobinas
Pruebas de espaciamiento (clearance) y ajustes rnecanicos
Pruebas de los tiempos de operaci6n para cierre y apertura
Pruebas de los sistemas de almacenamiento de energia
Pruebas de soportabilidad de los circuitos secundarios y de control a tension de
frecuencia industrial
Pruebas de soportabilidad de los componentes aislantes principales a tension de
frecuencia industrial.
---------------­
......
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«'.
256 II CAPtrulO 8
8.5 SECCIONADORES
Introducci6n
8.5.1
En la selcccion y adecuada utilizacion de los seccionadores en sistemas de alta tension
deben observarse las caracteristicas del sistema en el cual seran aplicados y la funcion que
deben desempefiar,
Entre las caracteristicas del sistema estan las de naturaleza termica y electrica, capacidad
de conduceion de corrientes de carga y de cortocircuito, resistencia a los esfuerzos
dielectricos, etc. y las de naturaleza mecanica, esfuerzos debidos a corrientes de
cortocircuito, vientos, etc.; ademas del tipo de instalacion que tendra el seccionador, si es
para uso interior 0 exterior.
Los seccionadores pueden desernpefiar en las redes electricas diversas funciones, siendo
la mas cornun la de seccionamiento de circuitos por necesidades de operacion 0 por
necesidad de aislar componentes del sistema (equipos 0 lineas) para realizar su
mantenimiento. En este ultimo caso los seccionadores abiertos que aislan componentes en
mantenimiento deben tener una resistencia entre terminales a los esfuerzos dielectricos en tal
forma que el personal de campo pueda ejecutar el servicio de mantenimiento en condiciones
adccuadas de seguridad.
Para la correcta aplicacion de los seccionadores se deben seguir, siempre que sea
posible, las recomendaciones de las normas tecnicas referentes a estos equipos.
Cabe anotar que la correcta seleccion de los seccionadores esta ligada a la seleccion de
la disposicion ffsica de la subestacion.
8.5.2
Normas tecnicas
Algunas de las principales normas tecnicas sobre seccionadores son:
IEC 62271-102 Alternating current disconnectors (isolators) and earthing switches
IEC 60265 High voltage switches
IEC 60694 Common specifications for high-voltage switchgear and controlgear
standards
IEEE Std 271 Technical Report on Switching Surge Testing of Extra High-Voltage
Switches
IEEE Std C37.30 IEEE Standard Requirementsfor High-Voltage Switches
IEEE Std C37.34 Test Codefor High-Voltage Air Switches
IEEE Std C37.35 IEEE Guide for the Application. Installation. Operation and
Maintenance ofHigh- Voltage Disconnecting Switches
ANSI C37.32 High-Voltage Air Disconnect Switches, Interrupter Switches. Fault
Initiating Switches, Grounding Switches. Bus Supports and Accessories Control Voltage
Ranges - Schedule ofPreferred Ratings, Construction Guidelines and Specifications
ANSI C37.33 Switchgear - High-Voltage Air Switches - Rated Control Voltages and
Their Ranges.
__·.1"','-'1',-1.,'
EQulPOS DEPATIO G
8.5.3
257
Funciones desempeiiadas por los seccionadores en redes ehflctricas
Los seccionadores pueden ser clasificados de la siguiente manera, de acuerdo con las
funciones que desempeiien en un sistema electrico de potencia.
8.5.3.1
Seccionadores de maniobra
Hacer by- pass 0 paso directo a equipos como interruptores y capacitores en serie para fa
ejecuci6n de mantenimiento 0 por necesidades operativas.
Aislar equipos como interruptores, capacitores, barrajes, transformadores
gencradores 0 Ilneas para la ejecucion de mantenimiento.
0
reactores,
Maniobrar circuitos, es decir, realizar transferencia de circuitos entre los barrajes de una
subestacion.
Los seccionadores solamente pueden operar cuando hay una variaci6n de tensi6n
insignificante entre sus terminales 0 en los casos de restablecimiento (cierre) 0 interrupcion
de corrientes insignificantes.
8.5.3.2
Seccionadores de tierra
Poner a tierra componentes del sistema en mantemrruento: lineas de transrrusion,
barrajes, bancos de transformadores 0 bancos de condensadores y reactores en derivacion,
8.5.3.3
Seccionadores de operaci6n en carga
Abrir y/o cerrar circuitos en carga: reactores, capacitores
8.5.3.4
0
generadores.
Seccionadores de puesta a tierra rapida
Poner a tierra componentes energizados del sistema, en el caso de fallas en reactores no
maniobrables asociados a Jineas de transmision, 0 en el caso de Jineas terminadas en
transformador sin interruptor en el terminal de linea del transformador y para protecci6n de
generadores contra sobretensiones y autoexcitaci6n. Estos desconectadores : necesitan
tiempos de operaci6n extremadamente rapidos.
8.5.4
Tipos constructivos
En las Figuras 6.1 a 6.6 (Capitulo 6) se representan los diversos tipos constructivos de
seccionadores que normalmente se utilizan en subestaciones de alta tensi6n. Son muchos los
factores que influyen en la selecci6n del tipo de seccionador a ser utilizado: nivel de tensi6n
y esquema de maniobra de la subestaci6n, lirnitaciones de areas 0 de separaciones, funci6n
del seccionador, tipo patron ya utilizado por la empresa, etc. Se hace diffcil, por 10 tanto,
establecer criterios para la selecci6n del tipo de seccion ador a usar en determinada situacion,
De cualquier manera, es posible suministrar delerminadas caracteristicas de algunos
seccionadores que pueden influenciar la seleccion del tipo a utilizar.
8.5.4.1
Secclonadores de apertura central
Originan espaciarnientos entre fases mayores que los dermis, para mantener la
separaci6n fase a fase especificada. Este hecho se hace mas critico cuanto mayor es la
.
.
,
258 • CAPITulO 8
tensi6n de la subestaci6n (Figura 6.1, Capitulo 6). Requieren altas frecuencias de acciones de
mantenimiento.
8.5.4.2 Seccionadores de doble apertura
0
rotaci6n central
Las cuchillas son muy largas y tienden a sufrir deformaciones, principalmente en los
esquemas de maniobra en los que determinados seccionadores operan normalmente abiertos
(Figura 6.2, Capitulo 6), raz6n por la cual nb son utilizados generalmente para tensiones
mayores a 345 kV.
8.5.4.3 Seccionadores de apertura vertical
Son utilizados en tensiones de la gama II (300 kV a 800 kV) por conllevar reducidos
anchos de campo (Figura 6.3, Capitulo 6).
8.5.4.4 Secclonadores tipo pant6grafo y semipant6grafo
Presentan la ventaja de la economia de area, los tres polos no necesitan estar alineados
como en los desconectadores de columnas giratorias, las fundaciones son menores, etc,
Eventualmente estos seccionadores pueden presentar una mayor frecuencia de
mantenimiento para ajuste de articulaciones. Estos tipos de seccionadores presentan la mayor
utilizaci6n como seccionadores de by-pass 0 paso directo y como selectores de barra
(Figuras 6.4, 6.5 y 6.6, Capitulo 6).
8.5.5
Mecanismo de operaci6n
EI mecanismo de operacion de los seccionadores puede ser manual 0 motorizado. La
operacion manual del seccionador puede ser hecha por una simple vara aislada (por
ejemplo, seccionadores fusibles en redes de distribucion) 0 por manivela (0 volante)
localizada en la base del seccionador. La operaci6n motorizada se hace por medio de un
mecanismo iinico que, a traves de ejes, comanda la operacion conjunta de los tres polos,
o por mecanismos independientes para cada polo del seccionador (pantografos y
semipantografos), situaci6n que se tiene en las subestaciones de tensiones superiores a
300 kV por los espaciamientos de fases. Generalmente, los seccionadores motorizados
tambien tienen mecanismo de operacion manual, el cual se enclava con el mando
electrico para impedir su operaci6n simultanea.
La seleccion del tipo de mando depende de varios factores:
CuandoIos seccionadores realizan funciones de conexion de circuitos, es decir, en
subestaciones de maniobra, la alimentacion de los motores debera ser en corriente
directa, ya que se requiere alta confiabilidad.
Cuando solo se utili zan como aisladores, que es el caso de las subestaciones con
conexion de interruptores, la alirnentacion de los motores podra ser en corriente
alterna.
Por otra parte, el mando puede ser manual en subestaciones atendidas pero, por
seguridad del personal, muchas empresas prefieren el mando motorizado.
Para las cuchillas de puesta a tierra se puede utilizar mando electrico
de acuerdo con las pnicticas operativas de las empresas de servicio.
0
mando manual,
EQUJPOS Of PATIOr
8.5.6
Especificaciones de caracteristicas tecnicas
8.5.6.1
Tension aslgnada U,
259
Corresponde a la tension maxima del sistema en la cual operara el seccionador. Son
validos los valores de tension asignada indicados en las Tablas 8.2, 8.3, 8.4 y 8.5.
8.5.6.2
Niveles de aislamiento asignado
Los seccionadores, desde eJ punto de vista del cornportamiento de sus aislamientos a los
ensayos dielectricos, estan constituidos por aislamientos auto-regenerativos (aire y
porcelana), es decir, aislamientos capaces de recuperar sus caracteristicas dielectricas
despues de una descarga a tierra, entre terminales 0 entre polos.
En la Figura 8.9 estan indicados graficamente los aislamientos que deben ser
especificados en los seccionadores para los esfuerzos de frecuencia industrial, los impulsos
atrnosfericos y los esfuerzos de impulsos de maniobra.
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WL
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LJ
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a) Aislamienlo lase-tierra
(seccionador cerrado 0 abierto)
~
.
~
".
b) Aislamienlo entre lerminales
(seccionador abierto)
_.---­
;::-­
......~~
1
"\.. Nom
c) Aislamienlo entre polos
(seccionador cerrado y abierto)
lmpuiso atrncsterico 0 de maniobra
SobrelensiOn de frecuenQa fundamental
Terminal aterrizado
Terminal energizado con Ia tensiOn nominal
d) Convenciones
Figura B.9- Hivel de aislamiento especificado para seccionadores
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"'~ ;', .~~t~;~
~60
/,~~~~~j:_~:~~:1:';'1~::"""{~~-~:.:t. ,.<~:-~:· . :; ',-:~<:'~'~:;'i,"f/"~;'., ~~..~,
• CAl'fru\.o 8
4.
El valor del nivel de aislamiento entre polos (fase-fase), no necesariamente debe
especificarse. Una practica usual consiste en especificar una distancia entre polos que
corresponda al nivel de aislamiento deseado 0 que sea definida por otros factores que pueden
ser determinantes en el dimensionamiento del aislamiento fase-fase, tales como: corona,
radio-interferencia, requisitos de arreglo flsico, etc.
EI aislamiento entre terminales de un seccionador abierto con tension 300 kV
puede desempefiar dos funciones en cuanto a los impulsos de maniobra:
0
mayor
Funci6n de seguridad: cuando el seccionador puede ser sometido a impulsos de
maniobra en un terminal estando el otro terminal a tierra con el personal de campo
trabajando en algun equipo adyacente a este seccionador. Los seccionadores que
ejecutan esta funcion se designan, segun lEe 62271-102 (200 I), como seccionadores
clase.A,
Funci6n de servicio: cuando un seccionador en servicio puede ser sometido a impulsos
de maniobra en un terminal estando el otro terminal energizado con la tension de
frecuencia industrial. Los seccionadores que ejecutan esta funcion son designados, segiin
IEC 62271-102, como seccionadores clase B.
En las Tablas 8.2 a 8.5, se indica el nivel de aislamiento de acuerdo con el nivel de
tension del equipo.
8.5.6.3
Corriente asignada en servicio continuo
Los valores de corriente asignada, establecidos por la IEC 60694 son los establecidos en
el Numeral 8.3.2.2.4. Estos valores son validos unicamente para scccionadores, no para
seccionadores de puesta a tierra.
8.5.6.4
Corrlente de corta duraci6n admisible asignada
Son validos los valores establecidos en el Numeral 8.3.2.2.6.
Si el seccionador de puesta a tierra esta combinado con el seccionador en un mismo
equipo. la corriente de corta duracion admisible asignada del seccionador de puesta a tierra,
debe ser, como minimo, igual a la del seccionador, a no ser que se especifique otra cosa.
8.5.6.5
Valor pi co de la corriente admisible asignada
Es valido 10 descrito en el Numeral 8.3.2.2.7.
Si el seccionador de puesta a tierra esta combinado con el seccionador en un mismo
equipo, el valor pico de la corriente admisible asignada del seccionador de puesta a tierra,
debe ser como minimo igual a la del seccionador, a no ser que se especifique otra cosa.
8.5.6.6
Duraci6n asignada del cortocircuito
Es valido 10 descrito en el Numeral 8.3.2.2.8.
8.5.6.7
Tension asignada de alimentaelen de los dlspositivos de clerre y de apertura y
de los circuitos auxiliares
Es valido 10 descrito en el Numeral 8.3.2.2.9.
EQIil~1ii"ATJO" 261
8.5.6.8 Poder de cierre aslgnado en corto circuito
a
Los seccionadores de puesta a tierra los cuales se les especifica el poder de cierre
asignado en corto circuito, deben ser capaces de establecer, a valores de tension por debajo 0
iguales a la tension asignada, cualquier corriente inferior 0 igual a su valor de poder de cierre
asignado en corte circuito.
Si a un seccionador de puesta a tierra se Ie especifica el poder de cierre asignado en
corto circuito, este valor debe ser igual al valor pico de la corriente admisible asignada,
8.5.7
Desemperio de los seccionadores durante cortocircuito
Los seccionadores deben soportar, en posicion cerrada, el valor pico de la corriente
admisible asignada y la corriente de corta duracion asignada, durante el tiempo de duracion
de corto circuito asignado, sin causar:
Danos mecanicos en cualquier pane del seccionador
Separacionde los contactos
Un calentamiento, que sumado a la temperatura maxima obtenida durante la circulacion'
de la corriente asignada en servicio continuo, dane el aislamiento.
Despues del paso de estas corrientes, el seccionador debe ser capaz de soportur Sll
corriente asignada en servicio continuo, sin que el calentamiento sobrepasc los valorcs
establecidos en la Tabla 8.6, y debe funcionar bajo las condiciones especificadas en los
Numerales 8.5.6.1 a 8.5.6.8.
Los seccionadores de puesta a tierra deben soportar, en posicion cerrada, el valor pico de
Ja corriente admisible asignada y la corriente de coria duraci6n asignada, durante e\ ticmpo
de duracion de corto circuito asignado, sin causar:
Danos mecanicos en cualquier parte de la cuchilla de puesra a tierra
Sepnracion de los contactos
0
soldadura de los contactos
Un calentarniento que dane el aislamiento.
8.5.8
Esfuerzos mecimicos nominales sobre los terminales
La norma lEe 62271-102 (2001) presenta valores recomendados de esfucrzos
mecrinicos asignados en los terrninales de los seccionadores, los cuales se indican en la
Tabla 8.8 (sin considerar los esfuerzos inducidos por la accion del viento sobre sf rnismos),
haciendo referencia a las Figuras 8.10 y 8.1 J. La recornendacion general de los fabricantes
de columnas de porcelana es que los esfuerzos calculados sobre los terminales no sobrepasen
el 50% de los esfuerzos nominales (cantilever strength).
Los seccionadores deben soportar:
La accion del viento y de las fuerzas electromagneticas de la corriente de corta duracion
admisible asignada y el valor pico de la corriente admisible asignada que acnian sobre
ellos.
Los esfuerzos en sus terminales provoeados par su apertura y cierre, por accion del
viento y por accion de las fuerzas electromagneticas de la corriente de corta duracion
admisible asignada y el valor pico de la corriente admisible asignada, que actuan sobre
..
f
1'0,
262. CAmuLO 8
los conductores, barras rigidas (tubos)
del seccionador.
0
flexibles (cables) conectados a los terminales
Tabla 8.8 - Fuerzas mecanicas BSlgnadas recomendadas sobre terminates de seccionadores
Tension
asignada
[kV]
(valor eficaz)
Corrlente
Asignada
[AI
72.5
100-123-145
245
800 -1250
1250
800-1250
2 000
2 000
4 000
420-550
Seccionadores de 2 y 3
columna. (Figura 8.10)
Fuerza
Fuerza
longitudinal
transversal
Fill Y FIl2
Fhl Y Fh2
[HI
[HI
400
130
500
170
800
270
1000
330
1600
530
2000
660
Secclonadores con soportes
Indlvlduales (Figura 8.11)
Fuerza
Fuerza
transversal
longitudinal
Fill Y FIl2
Fhl Y Fh2
[N]
[HI
800
200
800
200
1250
400
500
1600
2000
800
4000
1 600
~
Fe
Fbl
Fa2
,/
Figura 8.10 - Fuerzas mecanicas sobre
termlna/es de un seccionador de dos co/umnas
Figura 8.11 - Fuerzas mecanicas sobre
terminates de un secc/onador pant6grafo
En la especificaci6n de un seccionador deben suministrarse los valores de estos ultimcs
esfuerzos en sus terminales quedando bajo responsabilidad del fabricante el calculo del
esfuerzo adicional por acci6n del viento, de la corriente de corta duracion admisible asignada
y del valor pico de la corriente admisible asignada en el propio seccionador, en funci6n de su
geometria y caracteristicas constructivas.
EQUIPOS DE PAno Ii
263
En los valores indicados por la recornendacion, la IEC 62271-102 no se incluye la
influencia de la corriente de corta duraci6n admisible asignada y el valor pico de la coniente
admisible asignada, en el valor del esfuerzo mecanico asignado sobre los terrninales del
seccionador.
Con las formulas de los esfuerzos debidos al viento y a la corriente de corta duracion
admisible asignada, presentadas en el Capitulo 9, es posible calcular la carga en los
term inales de los seccionadores. En primer 1ugar es necesario establecer cual es el valor de la
intensidad del viento que se va a adoptar en el proyecto, para 10 cua1 se pueden utilizar los
mapas incluidos en el capitulo mencionado.
Un criterio de proyecto bastante conservativo seria el de adoptar el valor de la fuerza
producida por el viento maximo sirnultaneamente con 1a de la coniente de corta duraci6n
admisible asignada. Un criterio mas razonable consistiria en adoptar 1a fuerza del viento con
un periodo de retorno men or sirnultaneamente con la de la corriente de corta duracion
admisible asignada.
8.5.9
Capacidad de interrupci6n y de cierre de corriente de seccionadores y
secclonadores de puesta a tierra
En algunos casos es necesario que los seccionadorcs y los seccionadores de puesta a
tierra sean capaces de maniobrar corrientes, las cuales se presentan en el sistema de acuerdo
con las condiciones operativas que se describen a continuacion.
Maniobra de reactores 0 transformadores en vacio con la consiguiente interrupcion 0
establecimiento de la coniente de magnetizacion de estos equipos (corricntes
inductivas).
Maniobra de barrajes
0
de barrajes con transformadores de tension.
Operacion de cuchillas de tierra en lineas de transmision en mantenimiento vecinas a
linens encrgizadas, 0 en torres de doble circuito, con la consiguiente intcrrupcion 0
establecimiento de corrientes inducidas por la linea energizada.
Maniobra en vacio de cables y de barrajes con divisores capacitivos (corrientcs
capacitivas).
Apertura de bancos de capacitores en derivacion despues de su desenergizacion.
Maniobra de bancos de capacitores serie,
En el caso de lineas paralelas, la determinacion de corrientes inducidas se hace a traves
de rnetodos clasicos de calculo de induccion.
8.5.9.1
Transferencia de barras para los seccionadores
Se establecen a continuacion las caracteristicas que se deben especificar para los
seccionadores que se usaran para transferir corrientes de carga de una barra a otra. Estos
equipos deben tener la capacidad de cierre y de corte que se describe a contlnuacion.
8.5.9.1.1
Capacidad de corte asignado de transferencia de barras
Es la corriente de transferencia de barras maxima que un seccionador debe ser capaz de
interrumpir y de establecer a la tension asignada de transferencia de barras.
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......'
...
264 • CAl'fnJt.o 8
,
La capacidad de corte asignado de transferencia de barras, tanto para los seccionadores
con aislamiento en aire, como para los seccionadores con aislamiento en gas, debe ser igual
al 80% de la corriente asignada en servicio continuo, solo si dicho porcentaje no es mayor de
I 600 A. Cuando el 80% de la corriente asignada de servicio continuo es mayor de I 600 A,
se toma este valor como la capacidad de corte asignada.
8.5.9.1.2
Tension asignada de transferencia de barras
Es la tension maxima a la cual el seccionador debe ser capaz de establecer y de
interrumpir con una corriente igual a su poder de corte asignado de transferencia de barras.
Los valores normalizados de tensiones asignadas de transferencia de barras, se indican
en la Tabla 8.9.
Tabla B.9 - Tension aslgnada de transferencia de barras para los seccionadores
Tensi6n
asignada
[kV]
52
72.5
100
123
145
170
245
300
362
420
525
765
Seccionadores con
alslamiento en alre
M (valor eflcaz)
Seccionadores con
alslamiento en gas
M (valor eficaz)
100
10
200
300
20
40
8.5.9.2 Maniobra de corrientes inductivas en los seccionadores de puesta a tierra
Cuando un seccionador de puesta a tierra se utiliza en lineas de transrnision de doble
circuito 0 vecinas a otras lineas de transmision pueden presentarse corrientes inducidas en
las llneas desenergizadas 0 en las lineas aterrizadas como consecuencia de los acoples
inductivos y capacitivos con lineas adyacentes energizadas. En estos casos los seccionadores
de puesta a tierra deben ser capaces de soportar las siguientes condiciones de servicio:
Cortar 0 establecer una corriente capacitiva cuando el seccionador de puesta a tierra se
maniobra con el extremo opuesto no aterrizado (abierto).
Cortar 0 establecer una corriente inductiva cuando el seccionador de puesta a tierra se
maniobra con el extrema opuesto aterrizado.
Soportar continuarnente la circulaci6n de estas corrientes capacitivas 0 inductivas.
Los seccionadores de puesta a tierra, dependiendo de las condiciones de utilizacion,
pueden clasificarse en:
Clase A: seccionadores de puesta a tierra en circuitos de llneas cortas
acoples con lineas adyacentes son minimos.
0
donde los
~t.,'~ -,
EQUIPOS DE PATIO.
Clase B: seccionadores de puesta a tierra en circuitos de Ifneas largas
acoples con lineas adyacentes son altos.
8.5.9,2.1
0
265
donde los
Capacidad asignada de corte de inducci6n
Es el valor mas elevado de corriente inductiva que el seccionador de puesta a tierra debe
ser capaz de establecer 0 de interrumpir a la tensi6n asignada de inducci6n. La capacidad
asignada de cone de inducci6n electrornagnetica y de inducci6n electrostatica deben ser
valores diferentes.
Los seccionadores de puesta a tierra deben soportar, sin calentamierno excesivo, una
corrienie igual a su capacidad asignada de corte. En la Tabla 8.10 se definen los valores
norrnalizados de capacidad asignada de inducci6n.
Tabla 8.10 - Valores normallzados de corrientes y tenslones aslgnadas de Induccl6n para los
secclonadores de puesta a tierra
Tension
asignada
[kV]
52
72,5
100
123
145
170
245
300
362
420
525
765
Ac;:ople electromagnetico
Capacidad de
Tension
asignada de
corte asignada
lnducclen
de lnducclen
[kV] (valor
[A] (valor eficaz)
eficaz)
Clase
Clase
B
A
B
A
50
50
50
50
50
50
80
80
80
80
80
80
0,5
0,5
0,5
0,5
1
1
1,4
1,4 .
2
2
2
2
100
100
100
100
125
125
160
160
200
200
200
200
4
4
6
6
10
10
15
15
22
22
25
25
Acople electrostatico
Tension
Capacidad de
asignada de
corte asignada
de lnducclon
Inducclen
[A] (valor
[kV] (valor
eficaz)
eficaz)
Clase
Clase
A
B
A
B
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
1,25
1,25
1,25
1,25
1,6
1,6
2
2
5
5
5
5
10
10
18
18
25
25
3
3
3
3
3
3
5
5
5
5
8
8
Notas:
1)
dase A: bajo Hcople 0 lineas paralelss relativamente ccrtee
(
Seccooadores de puesta a tierra
III
Seccionadores de pueeta a tierra clast 8: alto acople
0
llneas perals'as relativsmente largs,
13\ En ciertos casas (seccones muy largss de circuitos de Iineas 8terriladas pr6ximas 8 Iineas con tensien, carge muy alta
de \a line. con tensiOn. linea ,n.rgizade con tensiOn de seMcio mas e1evada que II trnea a'e.rrizadll) las corrientes y
tensjenes inducidas p~oen .er mayOrs, que tos valor" normalizados asignados. Los veroree asignados eeben ser
8cordados entre el fabrante y el usuario
1.\ La tension aS1gnada de Inducci6n corresponde al valor tase-nerra para las pruebas monotasrcas y tnfasicas
6
6
6
6
6
6
15
15
22
22
25
25
~
(; ,~.
266 • C\Pfrut.o 8
8.5.9.2.2
<
Tension asignada de inducci6n
Es la maxima tensi6n a frecuencia industrial a la cual el seccionador de puesta a tierra
debe ser capaz de establecer y de interrumpir una corriente igual al poder de corte asignado
de induccion. Los valores asignados de induccion electromagnetica y de induccion
electrostatica deben ser valores diferentes.
En la Tabla 8.10 se indican tambien los valores norrnalizados de tensiones de induccion
para los dos tipos de seccionadores de tierra definidos,
Los seccionadores y cuchillas de puesta a tierra deben ser sometidos a las pruebas de
rutina y de tipo que se mencionan a continuaci6n.
8.5.10
Pruebas
La publicaci6n IEC 62271-102 estipula las siguientes pruebas para los seccionadores.
8.5.10.1 Pruebas de rutina
Pruebas dielectricas en el circuito principal
Pruebas dielectricas en los circuitos auxiliares y de control
Medida de la resistencia del circuito principal
Prueba de estanqueidad
Chequeo visual
Pruebas de desempeiio mecanico,
8.5.10.2 Pruebas tipo
Pruebas dielectricas
Medida de la tension de radio interferencia
Medida de la resistencia de los circuitos
Prueba de incremento de temperatura
Prueba de soportabilidad a la corriente de corta duracion (valores eficaz y pico)
Vcrificacion del grado de proteccion
Prueba de estanqueidad
Pruebas de compatibilidad electromagnetica, EMC
Prueba de desernpeno de los seccionadores de puesta a tierra en el cierre de las
corrientes de corto circuito
Pruebas de desempeiio mecanico
Pruebas para verificar Ia operaci6n del dispositivo indicador de posicion
Pruebas de maniobras de corrientes en transferencia de barrajes
Pruebas de maniobras de corrientes inducidas.
EQulPOS Of
PAno 11267
8.6 TRANSFORMADORES DE TENSI.6N
8.6.1
Introducci6n
Nonnalmente cn sistemas con tensiones superiores a los 600 V las mediciones de
tension no son hechas directamente en la red primaria sino a traves de equipos denominados
transformadores de tension. Estos equipos tienen las siguientes finalidades:
Aislar el circuito de baja tensi6n (secundario) del circuito de alta tension (primario).
Procurar que los efectos transitorios y de regimen permanente aplicados at circuito de
alta tension sean reproducidos 10 mas fielmente posible en el circuito de baja tension.
En cuanto al tipo, los transformadores de tension pueden ser: transformadores inductivos
(Figura 8.12), divisores capacitivos (Figura 8.13), divisores resistivos, divisores rnixtos
(capacitivo/resistivo).
~T'·
Figura 8.12 - Transformador de tension inductivo
I
I
I
I
C1
_I-
:::r::
:::r::
C 1: Condensador de alta tensi6n
C2: Condensador de tensi6n intermedia
E1: Tensi6n lase' tierra del sistema
E2: Tensi6n primaria det nanstormaoor de tensiOn
E2: Tensi6n secundaria del transtorrnador de tensicin
~}DE:
Figura 8.13 - Transformador de tensl6n capacitivo
<~,~;:>~..J
'."'1 .. ~~.::.~
268 •
CApfruLO
8
....
Los transfonnadores inductivos pueden ser construidos para conexi6n fase-tierra (un
polo aislado) 0 para conexion fase-fase (doble polo aislado); estos iiltimos se utilizan
primordialmente en media tensi6n.
Los divisores resistivos y mixtos no se utilizan norrnalmente en sistemas de potencia,
sino mas bien en circuitos de prueba e investigaei6n en laboratorio.
Para tensiones comprendidas entre 600 V Y72,5 kV los transforrnadores inductivos son
predominantes. Para tensiones superiores a 72,5 kV Yhasta 145 kV no existe preferencia en
la utilizacion, pero en sistemas donde se emplea cornunicacion por onda portadora, PLC. la
utilizaclon del divisor capaeitivo se haee necesaria. Para tensiones superiores a 145 kV los
divisores capacitivos son predominantes.
Los transfonnadores de medida para uso exterior con-niveles de tension entre 72,5 kV Y
800 kV (incluidos los de tension), han utilizado tradicionalmente papel impregnado en aceite
para el aislarniento de las bobinas. Sin embargo, el desarrollo tecnologico en el disefio de
dichos equipos ha evolucionado hacia la utilizaci6n de nuevos sistemas de aislamiento tales
como el gas SF6 • Este ultimo sistema de aislamiento no se envejece, no es inflamable y
presenta un riesgo menor de falla.
8.6.2
Normas tecnlcas
Los transforrnadores de tension son equipos que norrnalmente no necesitan la
especiflcacion de requisitos especiales, por 10 cual un conocimiento de las principales
norrnas es de gran importancia para el responsable del trabajo. Dentro de las norrnas mas
utilizadas se pueden citar:
IEC 60044 Instrument transformers
IEC 60186 Voltage transformers
IEC 60358 Coupling capacitors and capacitor dividers
IEEE Std C57.13 IEEE Standard Requirements for Instrument Transformers
ANSIJNEMA C93.1 Requirements for Power-Line Carrier COl/piing Capacitors and
Coupling Capacitor Voltage Transformers (CCVT).
8.6.3
Seleccion del tipo de transformador de tension
Para la seleccion entre transfonnadores inductivos y capacitivos deben tenerse en cuenta
dos factores:
Necesidad de utilizaci6n de PLC en los esquemas de control y proteccion
Costo del transforrnador.
Afortunadamente existe armonia entre los factores anteriores, pues, para tensiones
inferiores a 72,5 kV, los esquemas empleados norrnalmente no utilizan PLC y el costa del
transfonnador inductivo es inferior al capacitive, brindando asi un empleo bastante
acentuado de transforrnadores de tensi6n inductivos hasta este nivel de tensi6n.
Para tensiones comprendidas entre 72,5 kV Y 145 kY el factor preponderante es la
utilizaci6n del PLC. Es cormin utilizar en una subestaci6n de 145 kY divisores capacitivos
para las lineas de transmisi6n, en las cuales naturalmente se emplea PLC, y transforrnadores
inductivos en las barras, ya que estos son mas economicos para dicha tension; aunque, por
--::-~~".-
EQUlPOS DE P ' \ , . . , . ....·~', . ,
consideraciones operativas, puede ser preferible tener un iinico tipo de equipo en la
subestacion,
Para tensiones superiores a 145 kV nonnalmente se opta por el divisor capacitivo, toda
vez que los dos factores mencionados anterionnente son favorecidos por este equipo. A
partir de 245 kV el precio del transfonnador de tensi6n inductive se vuelve muy superior al
del capacitivo.
8.6.4
Caracteristicas para la especlflcaclcn de un transformador de tension
Para la especificaci6n de los principales requisites electricos de un transfonnador dc
tensi6n deberan ser mencionadas, como minimo las siguientes caracteristicas:
Tension primaria asignada
Tension secundaria asignada
Potencia de precision
Factor de tension asignado
Requerimientos de aislamiento
Frecuencia asignada
Clase de precision
Cantidad de devanados secundarios
i'~)=
dt'I.» ,>
Relacion de transformacion asignada
Conexion de los devanados secundarios
Limites del error de tension y de desplazamiento
Capacitancia minima (solamente para divisores capacitivos)
Range de frecuencia para PLC (solarncnte para divisores capacitivos)
Variacion de la frecuencia asignada (solamente para divisores capacitivos)
Tipo de instulacion (interior 0 exterior).
8.6.5
Especificaciones de caracteristicas h-!cnicas
A continuacion se hace un resumen de las principales caracteristicas electricea­
mencionadas en las norm as lEC, comunes a transform adores de tension inductivos y
capacitivos.
8.6.5.1
8.6.5.1.1
Valores de las tensiones asignadas
Tension primaria asignada
Segun 1a norma IEC 60186 (1987), es igual a la tension asignada del sistema. Para
transform adores rnonofasicos conectados entre lineas y tierra 0 conectados entre neutro y
tierra, Ia tension asignada primaria es la tension asignada del sistema dividida por fj .
8.6.5.1.2
Tension secundaria asignada
Se selecciona de acuerdo con la pnictica seguida en la localidad de utilizacion de los
transformadores.
Basado en III practica corriente de un grupo de paises europeos y segun la lEC:
..,........,.. ..
....
r­
4:
270. CAPtruLO 8
• lOOVy HOV
• 200 V para circuitos secundarios largos
Basado en la practica corriente en USA y Canada, normas ANSI:
• 120 V para sistemas de distribucion (U", S 34.5 kV)
• lIS V para sistemas de transmision (U", > 34,S kV)
• 230 V para circuitos secundarios largos
Para transformadores monofasicos conectados fase-tierra en sistemas trifasicos donde la
tension primaria es dividida porfj la tension secundaria es uno de los valores mencionados
arriba di vidido por fj .
.
8.6.5.2
Limites de aumento de temperatura
EI aumento de temperatura de un transformador de tension a la tension especificada, a la
frecuencia asignada, para la carga de precision, 0 a la carga de precision mas elevada cuando
se especifican varias, para un factor de potencia entre 0,8 (inductivo) y la unidad, no debe
sobrepasar los valores establecidos en la Tabla 8.11.
Tabla 8.11 - Limltes de incremento de temperatura en transformadores de tension
Clase de alslamiento
(IEC 60085)
Todas las clases de devanados sumergidos en aceite
Todas las clases de devanados sumergidos en aceite y
sellados hermeticamente
Todas las clases de devanados sumergidos en compuesto
biluminoso
Clases no inmersas en aceite 0 compuesto bituminoso de las
siguientes clases:
y
A
E
..-"
B
F
H
Limites de
calentamlento [K]
60
65
50
45
60
75
85
110
135
8.6.5.3 Potenela
8.6.5.3.1
Potencia de precision
Es el valor de la potencia aparente (VA) que suministra el transformador en el
secundario con la tension secundaria asignada y la carga de precision conectada, de
conformidad con los requerimientos de la clase de precision. En un transformador de tension
con varies devanados debe indicarse 1a potencia simultanea total que puede suministrar el
equipo. Los valores normalizados de 1a potencia de precision, para un factor de potencia de
0,8 (inductivo) son:
Segun 1EC:
10 -15 -25 - 30 - 50 -75 -1QQ -150-~- 300 -400 -100 VA
EQUIPOS DE PATIO ..
271
Los valores subrayados son los preferidos.
Segun ANSI:
12,5(W) - 25(X) - 35(M) - 75(Y) - 200(Z) - 400(ZZ) VA
8.6.5.3.2
Potencia termica limite
Valor de la potencia aparente, referida a la tension asignada, que eltransformador puede
suministrar al circuito secundario, cuando se aplica la tension asignada al prirnario, sin
exceder los limites de calentamiento.
8.6.5.4 Factor de tensi6n asignado
Es el factor que multiplica la tensi6n prirnaria asignada para determinar la tension
maxima, a la cual el transformador debera cumplir con los requerimientos de exactitud
especificados.
EI factor de tension y la tension maxima de funcionarniento dependen del sistema y de la
condicion de puesta a tierra deldevanado primario del transformador.
Los valores normales del factor de tension asignado y 'de la duraci6n admisible de la
aplicacion de la tension maxima de funcionamiento estan dados en la Tabla 8.12 para
diferentes condiciones de puesta a tierra del sistema.
Tabla 8.12 - Valores normalizados de factores de tension asignados
Factor de tensi6n
asignado
Duracion
aslgnada
1,2
Continuamente
1,2
1,5
1.2
1,9
1,2
Continuamente
1,9
8h
8.6.5.5
30 s
Continuamente
30 s
Continuamente
Modo de conexi6n del devanado primario y condiciones de
puesta a tierra del si5tema
Entre lases en cualquier sistema
Entre el neutro de un translormador en Y y tierra, en cualquier
sistema
Entre lase y tierra en un sistema con neutro s6lidamente
aterrizado
Entre lase y tierra en un sistema con neutro no aterrizado
s6lidamente, con disparo autornatico por fallas a tierra
Entre lase y tierra en un sistema con neutro aislado sin disparo
autornatico por fallas a tierra 0 en un sistema aterrizado
resonante sin disparo autornatico por tauas a tierra
Niveles de aislamiento
Los niveles de aislamiento deben ser seleccionados de acuerdo con 10 estipulado en la
norma lEe 60186. Los niveles de aisJamiento se especifican independientemente para el
devanado prirnario y para el devanado secundario.
8.6.5.5.1
Niveles de aislamiento para el devanado primario
EI nivel de aislamiento asignado del devanado primario de un transforrnador de tension
inductive esta basado en la tension mas elevada del material, Um •
Para el caso de devanados con tension mas elevada del material igual a 0.72 k\' 0
1,2 kV, el nivel de aislamiento asignado es determinado por la tension soportada asignada a
frecuencia industrial, de acuerdo con la Tabla 8.13.
I
l'f'~;'$_"!
"if
.....
272. CAPtruLO 8
Para el caso de devanados con tension mas elevada del material igual 0 superior a 3,6 kY pero
inferior a 300 kV, el nivel de aislamiento asignado es determinado por la tension soportada asignada
a frecuencia industrialy al impulso tipo rayo, de acuerdo con la Tabla 8.14.
Para el caso de devanados con tension mas elevadadel material Igual 0 superior a
300 kY, el nivel de aislamiento asignado es determinado por la tension soportada asignada al
impulso de maniobra y al impulso tipo rayo, de acuerdo con la Tabla 8.14.
Existen otros requerimientos para el nivel de aislamiento del devanado primario de los
transforrnadores de tension, que son:
Los devanados que tienen U", ~ 300 kV deben soportar la tension a frecuencia industrial,
definida en la Tabla 8.15 de acuerdo cpn la tension soportada al impulso tipo rayo
seleccionada para ellos.
EI terminal de puesta a tierra del devanado primario, cuando se encuentre aislado de la
cuba 0 del chasis, debe soportar una tension asignada a frecuencia industrial de corta
duracion de 3 kY (valor eficaz).
Si se especifica, el devanado primario debe soportar tambien una tension de impulso tipo rayo
recortada, con un valorde cresta igualal 115% de la tensionde impulso tipo rayo plena.
Tabla 8.13 - Hlvel de a/s/amiento aslgnado para devanados prlmarios de transformadores can
tension mllxima U.. < 300 kV
Tension mta elevada
para el material U.
(kV] (valor eflcaz)
0,72
1,2
.
Tension soportada asignada de
corta duraclon a frecuencia
Industrial U.
[kVl (valor eflcaz)
7,2
20
12
28
17,5
38
24
50
36
70
52
95
140
185
185
230
230
275
275
325
395
460
123
145
170
245
.
6
10
100
-
3
3,6
72,S
Tension soportada asignada al
Impulso t1po rayo U,
[kV] (valor plco) ...
Nola: Para inalaJacione. e_eolal e. recomendable selec:donar el nivelde elslamiento
20
40
40
60
60
75
75
95
95
125
145
170
250
325
450
450
550
550
650
650
750
950
1050
mas .!evado.
I
EQUIPOS DE PATIO.
273
Tabla 8.14 - Hivel de ais/amiento asignado para devanados primarios de transformadores con
tension maxima U.. ~ 300 kV
Tension mb elevada
para el material U.
[kY] (valor eficaz)
Tension soportada eslgneda al
impulso tlpo manlobra U.
[kY] (valor pico)
Tension soporteda asignada al
Impulso tlpo rayo U,
[kY] (valor plco)
750
850
850
950
1050
1050
1050
1 175
1425
1550
950
1050
1050
1 175
'1300
1425
1425
1550
1950
2100
300
362
420
525
765
Netas:
I'}
Pere inslalacklnes BltpuestaS 85 recomendab~ ••lecckmaf el nivel de aislamienlo rnas ektvado.
(2)
Como las tensiones de prueba par. n;veles de 765 kV no han skto aun establecidas. puede haber cambios en los niveles de
8islam~nlo al impulso tipo fayo y 81impulso tipo mantobra.
Tabla 8.15 - Tension soportada a frecuencla Industrial para los devanados primarios de
. transformadores con tension maxima U.. > 300 kV
Tension soportada asignada al impulso
tipo rayo
[kY] (valor plco)
Tension soportada aslgnada a frecuencia
Industrial
[kY] (valor eflcaz)
950
1050
1175
1300
1425
1550
1950
2100
395
460
510
570
630
680
880
t375
I
8.6.5.5.2
Verificaci6n de aislamiento
Para realizar la vcrificaci6n del aislamiento se realizan los siguientes chequcos:
Descargas parciales, cuyos requerimientos son aplicables a transformadores de tensi6n
inductivos, con una tensi6n maxima igual 0 superior a 7,2 kV. EI nivel de descargas
parciales no debe exceder los valores establecidos en la Tabla 8.16, para la tensi6n de
prueba definida en dicha tabla, con el procedimiento definido por la lEe 60186.
La medida de la capacitancia y factor de disipaci6n dielectrico aplica unicamente a
transformadores con el devanado primario sumergido en llquido con la tensi6n mas
elevada del material igual 0 mayor que 72,5 kV. EI proposito es el de controlar la
unifonnidad de la fabricaci6n y establecer el estado del material del aislamiento
utilizado en la fabricacion del equipo. Los lirnites de variaci6n admisibles deben ser
acordados entre el fabricante y el c1iente.
EI factor de disipaci6n dielectrico depende del diseiio del aislamiento y de la tension y
temperatura. Su valor a la tension de fase (U m /
y a la temperatura ambiente no
J3 )
.
~.
274. CAPlruLO 8
excede normalmente 0,005. Los valores de la capacitancia y del factor de disipaci6n
dielectrico deben referirse a la frecuencia asignada y a un nivel de tension en el rango de
lOkVa U m
/J3 .
Tabla 8.16 - Tension de prueba de descargas parclales y n;veles adm;slbles
T.,*,puesta a tierra
del sistema
Conexlon
del
devana do
prlmarlo
"Tension de
prueba de
descargas
parciales
[kV] (valor
eflcaz)
Nlvel de descargas parclales
admisible pC
Tipo de alslamlento
Sumergido en
un Iiquldo
Solido
10
5
50
20
5
20
50
20
20
Sistema'con el neutro
aterrizado (factor de
puesta a tierra S 1.5)
Entre fase y
tierra
Sistema con el neutro
aislado 0 no puesto a tierra
efectivamente (factor de
puesta a tierra> 1 .5)
Entre fase y
tierra
l.w../.J3
10
5
Entre fases
1,2U.
5
Entre fases
U..
l,w../.J3
1,2U.
1,2U.
Notas:
(11
Si 81 nsutro del sistema no uta dalinido. los vaJores IndlCadOs para ntulro aistadD 0 no puesto a tien-a.'eclivama"t., son
validoa
~
13t
Los valores 8dmisjblel de descargas patciales son vatkSos
para 'cecuenciaa diterentes a la 'recuencia a&ignada
Cuando la tensl6n asignada de un transformadar de lenllOn as considerablernente menor Que la tens66n mis al.veda del
maleria! V•• 18tBnli6nde pr.lensionedo y u tensionss rnedidas pueden sat acordadasentre.' 'abricante y el comprador.
8.6.5.5.3
tambien
Nivel de aislamiento en devanados secundarios
La tension asignada soportada a frecuencia industrial de los devanados seeundarios,
debe ser 3 kV (valor eficaz).
8.6.5.5.4
Requerimiento de aislamiento entre secciones
En el caso de devanados secundarios divididos en dos 0 mas secciones, la tension asignada
soportada a frecuencia industrial de aislamiento entre seceiones debe ser de 3 kV (valor eficaz).
8.6.5.5.5
Requerimientos para el aislamiento externo
En el caso de transforrnadores de tension inductivos para uso exterior. con aisludores de
ceramica, susceptibles de contarninacion, la lfnea de fuga para un nivel de polucion dado. se
indica en la Tabla 9.16 (Capitulo 9).
8.6.5.6 Precisi6n
8.6.5.6.1
Error de tension
Es el error que un transformadorintroduce en la medida de una tension, el cual refleja
que la relacion de transformacion real difiere de la asignada. EI error de tension, expresado
en porcentaje, esta dado por la siguiente f6rmula:
EQUIPOS DEPAno"
Knus-UPX100,%
Error de tension
275
(8.4)
up
Donde:
Kn:
relacion de transformaci6n asignada
III':
tension primaria real
II,:
tension secundaria correspondiente a la tensi6n
8.6.5.6.2
up
en las condiciones de la medida.
Dcsfase
Es la diferencia del angulo de fase entre las tensiones primaria y secundaria. Estc
desplazamiento se dice que es positivo cuando el vector de la tension secundaria adelanta al
vector de la tensi6n primaria.
Los errores de tension y desfase deberan estar dentro de los lirnites especificados, para
las condiciones de uso especificadas.
8.6.5.6.3
Clase de precision
La c1ase de precision en los transformadores de tension define los limites de error de
tension y desfase.
Clases de precision para rnedicion
Las norrnas IEC dcfincn los siguicntes valores: 0, I - 0,2 - 0,5 - 1,0 Y3,0
Las norrnas ANSI presentan los siguientes valores: 0,3 - 0,6 - 1,2
Los lirnites del error de tension y el desfase a la frecuencia asignada no deben exceder
los valores dados en la Tabla 8.17 a cualquier tension entre 80% y 120% de la tension
asignada y con cargas entre 25% y 100% dc la carga de precision I, con un factor de potcncia
de O,H inductive, para las clases de precision lEe.
En cuanto ala aplicaci6n de transformadores dc tension sc pucde dccir quc'Ia clase 0,1
se utiliza pam transformadores de tension de laboratorio, la clase 0,2 para rnedidas de
precision, la clase 0.5 para medicion comercial, la clase 1,0 para medicion industrial y la
clase 3,0 para instrumentacion.
Tabla 8.17- Limites de error para transformadore.s de
I
tensi~n
para medici6n.
Desfase [min]
Clase de precisi6n
0,1
Error de tensi6n ["/0]
±0,1
0,2
±O,~
±5
±10
0,5
±O,5
±20
1,0
± 1,0
±40
3,0
±3,0
No especificada
Valor de la carga en el cual se basan los requerirnientos de precisi6n establecidos porIa nonna.
J.
-- -
-
~-- --------------~
";'~."
$'c:¥~'il
;(~.l"·i~:
~
276_CAP1nJLO 8
-
Clues de precision para proteccion
La clase de precision para un transfonnador de tension para proteccion representa el
error de tension maximo, expresado en porcentaje, El error especificado debera cumplirse
para un rango entre el 5% de la tension asignada y el valor de tension correspondiente 011
factor de tension asignado y para todas las cargas entre el 25% y el 100% de 101 carga
nominal con un factor de potencia de 0,8 inductivo, este valor es seguido de 101 letra "P".
Las clases de precision nonnalizadas segun la IEC son 3P y 6P. Los limites del error de
tension y el desfase, a 101 frecuencia asignada no deben sobrepasar los Hmites establecidos en
la Tabla 8.18.
Tab/a 8.18 - Lim/f"s de "rror para transfonnadores de fension para protecc/on
Clases de precision
Error en la relaclon de
Desfase [min]
tension [%]
3P
6P
±3,O
±6,O
± 120
±240
Los transfonnadores de tension deben ser sometidos a las pruebas de rutina y de tipo que
sc establecen en 101 recomendacion que se aplique, las cuales estan mencionadas en el
Numeral 8.6.7.
8.6.6
Ferrorresonancia en transformadores de tension capacitivos
La irnpedancia de excitaci6n Z. del transfonnador auxiliar y 101 capacitancia del divisor
capaciti vo forman un circuito resonante, el cual oscila nonnalmente a una frecuencia
diferente de 101 frecuencia asignada del sistema.
Cuando dicho circuito resonante es sometido a un impulso de tension (el cual puede ser
incluso el que ocurre cuando el transfonnador es energizado), se presenta cierto grado de
oscilacion que, debido a la naturaleza no lineal de la inductancia, puede tomar diferentes
valores de frecuencia.
Si la frecuencia fundamental del circuito es ligeramente inferior a un tercio de 101
frecuencia del sistema, es posible que haya una absorci6n de energia del sistema que
ocasione un incremento de la oscilaci6n. A medida que esto ocurre, el incremento en 101
dcnsidad de flujo del m1cleo del transfonnador reduce 101 inductancia, lIevando el valor de 101
frecuencia de resonancia a un valor cercano al tercio de 101 frecuencia del sistema. EI
rcsultado es que 101 oscilacion se estabiliza como una componente de tercer armcnico del
sistema, la cual puede mantenerse indefinidamente.
Dependiendo del valor de los componentes pueden presentarse otros armonicos perc 101
oscilacion de tercer armonico es 101 mas frecuente, La consecuencia principal de tal oscilacion
es el aumento de la tension de salida entre un 25% y un 50 % del valor normal,
Si no se contrarresta la ferrorresonancia, la corriente de magnetizacion en el micleo del
transformador puede llegar a ser tan alta como para destruir el equipo.
Tales oscilaciones ocurren con menor frecuencia cuando las perdidas del circuito son
altas, como en el caso de cargas resistivas.
EQUIPOS DE PAno I!
277
Algunos disefios de transfonnadores de tension capacitivos incorporan circuitos anti­
ferrorresonantes de sintonia en paralelo, los cuales disminuyen sin embargo la capacidad de
rcspuesta del equipo a fenomenos transitorios.
8.6.7
Pruebas
Las pruebas que deben ejecutarse sobre los transformadores de tension son las siguiemes
[TEe 60186 (\987)].
8.6.7.1
Pruebas de rutina
Estas prucbas deben rcalizarse a todos los transfonnadores y en el orden que se muestra:
Verificacion de la identificaci6n de terminales
Prueba de tension a frecuencia industrial en los devanados primarios y medida de las
.'
descargas parciales
Prueba de tension a frecuencia industrial en los devanados secundarios
."............r"
Prueba de tension a frecuencia industrial entre secciones
Prueba de descargas parciales
Determinacion de los errorcs de acuerdo con los requerimientos de la clase de precision
(esta debe ser la ultima prueba),
8.6.7.2 Pruebas tlpo
A las pruebas tipo se somete uno 0 pocos transformadores de cada tipo, considerandose
.
entre csras las s i g u i e n t e s : . : ; , . . . . . . . . . . . . .
Prucba de incremento de temperatura
Tension soportada al impulso iipo rayo
Tension soportada al impulso de maniobra
Pruebas bajo lIuvia para transforrnadores tipo exterior
Prueba de tension a frecuencia industrial y rnedida de descargas parciales en el primario,
para transformadores con V.. < 300 kV y de tipo maniobra para transfonnadores con
V m ~ 300 kV bajo lIuvia en transformadores para uso intemperie
Determinacion del error
Prueba de soporte al cortocircuito.
Todas las pruebas dielectricas tipo deben realizarse sobre la misrna unidad. Una vez
rcalizadas las pruebas dielectricas tipo, se dcbenin realizar las pruebas de rutina.
8.6.7.3 Pruebas especiales
Estas se definen de cormin acuerdo entre e) cornprador y el fabricante.
~.s
"1
278 •
CApITulO
8
....
8.7 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE
8.7.1
Introducci6n
Los transfonnadores de corriente son utilizados para efectuar las mediciones de
corriente en sistemas electricos, Tienen su. devanado primario conectado en serie con el
circuito de alta tension. La impedancia del transformador de corriente, vista desde ellado del
devanado primario, es despreciable comparada con la del sistema en el cual estara instalado,
atln si se tiene en cuenta la carga que se conecta en su secundario. En esta forma, la corriente
que circular:i en el prirnario de los transfonnadores de corriente esta determinada por el
circuito de potencia.
8.7.2
Nonnas tecnicas
Las normas tecnicas mas utilizadas para la especificaci6n de los transfonnadores de
corriente son:
lEC 60044 Instrument transformers
IEC 60044-1 Current transformers
IEC 60044-6 Requirements for
performance
protective current transformers for
transient
IEEE Std C57.13IEEE Standard Requirements for Instrument Transformers.
8.7.3
Clasificaci6n de los transformadores de corriente
8.7.3.1 Segun su construcci6n eh!ctrica
Los transformadores de corriente pueden tener las siguientes variantes electricas:
8.7.3.1.1
Con varios nucleos
Transformador de corriente con varios devanados secundarios independientes y
montados cada uno en su propio nucleo, fonnando conjunto con un ilnico devanado
prirnario, cuyas espiras (0 espira) enlazan todos los rnicleos secundarios.
8.7.3.1.2
Secundario de relaci6n multiple
0
multi - relaci6n
La relaci6n de transformaci6n se puede variar por medio de tomas (taps) en las vueltas
del devanado secundario, presentan el inconveniente de la disminuci6n de la capacidad en las
relaciones mas bajas.
8.7.3.2 Segun su utllizacl6n
Los transfonnadores de corriente, segun su utilizacion, se clasifican en dos tipos, asi:
8.7.3.2.1
Transformadores de corriente para medida
Son los transformadores de corriente utilizados para alimentar instrumentos de medida,
contadores de energia y otros instrumentos analogos,
EQUIPOS DE PATIO II<279
·8.7.3.2.2
Transfonnadores de corriente para protecci6n
Son los transfonnadores de corriente utilizados para alimentar reles de protecci6n.
Dependiendo de las caracteristicas de su funcionamiento, los micleos de los transfonnadores
de corriente para proteccion pueden ser de varios tipos, asf:
a
Niicleos convencionales clase P: son aquellos en los cuales el limite de precisi6n est
definido por el error compuesto (Numeral 8.7.5.8.2) para una corriente primuria '
simctrica de regimen estacionario. Sin limite para el flujo remanente.
Los micleos convencionales son utilizados para alimentar reles de protecci6n que no
requieren precisi6n durante los primeros ciclos de la corriente de corto circuito 0 en
instalaciones en donde la constante de tiempo de la linea es baja.
Nucleos convencionales e1ase PR: son aquellos transformadores de corriente en los
cuales el limite de precisi6n esta definido por el limite superior del error compuesto para
la corriente limite de precision asignada y la carga asignada, limitando el flujo
remanente. Estos transfonnadores de corriente se utilizan cuando cl esquema dc
protecci6n requiere, principal mente, la ausencia de flujo rernanerue.
Niicleos convencionales clase PX: son aquellos transformadores de corriente en los
cualcs se limita cI error en la relacion del mimero de espiras « ± 25'k) Y a los cualcs sc
les cspccifican la f.C.I11. asignuda de coda y la corricnte maxima de excitacion en csic
punto. Estes transforrnadores de corriente se utilizan en esquemas de proteccion en los
cualcs es suficientc el conocimiento de las caracteristicas de excitacion, resistcncia y
curga sccundaria y rclacion de cspiras.
Nucleos linealizados 0 de respuesta transiroria: son aquellos que no se saturan dcbido a
la componcnte aperi6dica dc la corricnte de corto circuito, ni en el C<lSO de rccicrrcs de
linens de transmision, debido al flujo remanente en el micleo, Estas caracteristicus sc
logran sobredimensionando el nucleo, bien sea aumentando la secci6n del rnismo 0
introducicndo entrchicrros (galls). Los micleos linealizados se clasifican como sc indica
a continuacion:
t
• Tipo TPS: transfonnadores de corriente con bajo flujo de perdidas para los cualcs las
condiciones de opcracion esuin definidas por las caracterisricas de cxcitucion del
devanado secundario y por el error en la relaci6n del mimero de espiras. Sin limite
para el flujo remanente.
• Tipo TPX: el limite de precision es definido por el error instantaneo de cresta durante
el cicio de funcionarnicnto de regimen transitorio especificado. Sin limite para el flujo
rcmanente.
• Tipo TPY: ellfmite de precision es definido por eJ error instantaneo de cresta durante
el cicio de funcionamiento de regimen transitorio especificado. El flujo remancnte no
debe exceder el 10% del flujo de saturaci6n.
• Tipo TPZ: el limite de precision es definido por el error instantaneo de cresta sobre la
componente de corriente alterna durante un iinico paso de corriente presentando la
componcnte aperiodica maxima, con la constante de tiempo del bucle secundario
especificada sin requerimientos para el limite de error de la componente aperiodica de
la corriente. EI flujo remanente debe ser practicamente despreciable.
-------• ;!f!'
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...
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'"' "
..
,
280. CAPhuLo 8
Los micleos linealizados son utilizados para alimentar reles de proteccion que requiercn '
precision durante los primeros ciclos de la corriente de corto circuito 0 en instalaciones
en donde la constante de tiempo de la linea es muy alta.
En la Figura 8.14 se observa el cornportarniento de un micleo convencional y uno TPZ
ante una corriente de corto circuito totalmente desplazada.
400ms
95ms
I
28400AT
Comente de falla
0104A
Flujo en transformador
de cernente TPZ
0815A
Comente en el secund
deltransformador de
corriente TPZ
173Aj
Corriente en el secundari<>-r,,-_ "1\/'
de un transformador de---'- v v l
comente normal
"-1\1\1\/'--­
Figura 8.14 - Respuesta de un nuc/eo TPZ y un nuc/eo convencional
anta comantas da cortoclrculto
8.7.4
Caracteristicas para la especificaci6n de un transformador de
corriente
Para la especificaci6n de los principales requisitos electricos de un transformador de
corriente deberan describirse, como minimo las siguientes caracterlsticas:
Corriente primaria asignada I p
Corriente secundaria asignada Is
Corrientcs de cortocircuito asignadas
Corriente de cortocircuito termica asignada I,h
Valor normal de la corriente dinamica asignada Iri)'"
Potencia de precisi6n
Limites de calentamiento
Tension maxima del equipo y niveles de aislamiento
Frecuencia asignada
Clase de precision
Ndmero de devanados secundarios
Tipo de instalaci6n (interior 0 exterior).
EQUlPOS DE PAno 1Il
8.7.5
281
Especificaci6n de las caracteristicas tecnicas
En la especilicaci6n de un transformador de corriente se deben indicar como minimo las
siguientes caracteristicas:
8.7.5.1
Valores normalizados de las corrientes primarias asignadas
8.7.5. J.)
Transfonnadores con una sola relacion de transformaci6n
Los valores sugeridos en la norma lEC 60044- I (2003) son: JO - 12,5 - 15 - 20 - 25 ­
30 - 40 - 50 - 60 - 75 A 0 sus multiplos 0 sus sub-multiples dccimales.
En la Tabla 8.19 se muestran los valores de corriente para transf()tmidDH!5' con· una
dos relaciones establecidos por la norma IEEE Std C57.13 (1993).
Tabla 8.19 - Corriente asignada para transformadores de eorrlente eon una
Relaci6n sene ilia
10:5
15: 5
25:5
40:5
50:5
75: 5
100:5
200:5
300:5
400:5
600:5
800:5
1 200: 5
1 500: 5
2000: 5
3000: 5
4000: 5
5000: 5
6000: 5
8000: 5
12000: 5
8.7.5.1.2
Corriente aslgnada
Doble relaci6n con devanados
prlmarlos serle- paralelo
25" 50: 5
50,,100:5
100" 200: 5
200" 400: 5
400" 800:5
600" 1 200: 5
1 000 x 2 000:5
2 000 x 4 000: 5
0
0
dos relaeiones
,.. -,:,.
Doble relaci6n con
derivaciones en el devanado
secundario
25/50: 5
50/100: 5
100/200: 5
200/400: 5
300/600:5
400/600:5
6001 "'VOl."
1 000/2 000:5
1 500 / 3 000: 5
2 000/4 000: 5
'.:
.-..;
Transformadores con multiples relaciones de transformaci6n
En la Tabla 8.20 se muestran las relaciones para los transforrnadores de corriente
multirrelaci6n definidas por la norma IEEE Std C 57. I 3 (1993).
-,
--------
',' 'k«'OIl\: '''ir'&+.'"''''';:'''''w#;t"'' f'!tj:',,"~,~';:r'-';".i~_~~~'·":;;ci·:,(1:1:!'-
.c
282. CApfruLO 8
Tabla 8.20 - Corrlente aslgnada para transfonnadores de corrlente multirrelacion
Corrlente aslgnada
Taps
secundarlos
Taps
secundarios
Corrlente aslgnada
X2-X3
Xl-X2
Xl-X3
X4-X5
X3-X4
X2-X4
Xl -X4
X3-X5
X2-X5
Xl -X5
300: 5
500:5
800:5
1000: 5
1200: 5
1 500: 5
2000: 5
2200: 5
2500: 5
3 000: 5
100:5
200: 5
300:5
400:5
500:5
600:5
800:5
900:5
1 000: 5
1 200: 5
X2-X3
Xl -X2
Xl -X3
X4-X5
X3-X4
X2-X4
Xl -X4
X3-X5
X2-X5
Xl -X5
500:5
1000: 5
1 500: 5
2000: 5
2500: 5
3 000: 5
3500: 5
4000: 5
Xl -X2
X3-X4
X2-X3
Xl -X3
X2-X4
Xl-X4
X2-X5
Xl -X5
300:5
400:5
500:5
800:5
1 100: 5
X3-X4
Xl -X2
X4-X5
X2-X3
X2-X4
1 200:
1 500:
1 600:
2000:
Xl-X3
Xl -X4
X2-X5
Xl-X5
[AI
[AI
600: 5
50:5
100: 5
150:5
200: 5
250:5
300:5
400:5
450:5
500:5
600:5
3000: 5
1 200: 5
X3-X4
X4-X5
X3-X5
Xl-X2
X2-X3
X2-X4
X2-X5
Xl - X3
Xl-X4
Xl-X5
4 000: 5
2000: 5
5
5
5
5
'.::~
8.7.5.2 Valores normales de las corrientes secundarias asignadas
Los valores nonnales de corrientes secundarias asignadas son I A. 2 A Y5 A.
8.7.5.3 Corrientes de cortocircuito asignadas
8.7.5.3.1
Corriente de cortocircuito termica asignada I,.
Es el valor eficaz de la corriente primaria que el transfonnador puede soportar durante
1 s, con el secundario cortocircuitado, sin que sufra dafios, Los valores considerados por la
norma para esta corriente corresponden con los definidos para la corriente primaria asignada.
EQUIPOS DE PATIO.
8.7.5.3.2
283
Valor normal de la corriente dinarnica asignada Id).•
Es el valor de cresta de la corriente primaria que el transfonnador puede soportar sin
sufrir dafios electricos 0 rnecanicos debidos a los esfuerzos electromecanicos resultantes,
estando el secundario cortocircuitado. EI valor normal de la corriente dinarnica asignada
debe ser 2,5 I,h.
8.7.5.4
Carga de precision
La carga en un transformador de corriente es la impedancia del circuito secundario,
expresada en ohm, indicando el factor de potencia FP.
La carga de precision es la potencia aparente, en voltamperes, a un factor de potencia
especificado, que el transfonnador puede suministrar al circuito secundario, a la corriente
. secundaria asignada, para la cual se especifican las condiciones de precision.
8.7.5.5
L1mites de calentamiento
Los transfonnadores de corriente no deben exceder los limites de calentamiento
definidos en la Tabla 8.11 (en el Numeral 8.6.5.2 correspondiente a los transformadores de
tension), para las condiciones de servicio y las caracteristicas especificadas.
8.7.5.6
8.7.5.6.1
Tension mas elevada del material y niveles de aislamiento
Tension mas elcvada del material V",
Es la tension eficaz fase-fase, mas elevada, para la cual el transformador estri disefiado,
en relacion con su aislamiento,
8.7.5.6.2
Nivel de aislarniento asignado para los arrollamientos primarios
Esui basado en la tension mas elevada del material V",. Para el caso de devanados con
tension mas elevada del material igual a 0,72 kV 0 1,2 kV, el nivel de aislarniento asignado
es determinado por la tension soportada asignada a frecuencia industrial. de acuerdo con la
Tabla 8.13.
•
Para el caso de devanados con tension mas elevada del material igual 0 superior a
3,6 kV pero inferior a 300 kV, el nivel de aislamiento asignado es determinado por la tension
soportada asignada a frecuencia industrial)' al impulso tipo rayo, de acuerdo con la
Tabla 8.13.
Para el caso de devanados con tension mas elevada del material igual 0 superior a
300 kV, el nivel de aislamiento asignado es determinado por la tension soportada asignada al
impulso de maniobra y al impulso tipo rayo, de acuerdo con la Tabla 8.14.
Existen otros requerimientos para el nivel de aislamiento del devanado primario de los
transformadores de corriente, que son:
Los devanados que tienen V. , ~ 300 kV deben soportar la tension a frecuencia industrial,
definida en la Tabla 8.15, de acuerdo con la tension soportada al impulso tipo rayo
seleccionada para ellos.
Si se especifica, el devanado primario debe soportar, tarnbien, una tension de impulso
tipo rayo recortada, con un valor de cresta igual al 115% de la tension de impulso tipo
rayo plena.
284 • CAPnvlO 8
8.7.5.6.3
....·t·
~,
·f.,.
,. ",..~}c .'.
~~,t
_~.
•
.,I,'f~,~,~{,~ "
~"
~'.
Verificaci6n de aislamiento
Para realizar la verificacion del aislamiento se efecnlan los siguientes chequeos:
Descargas parciales cuyos requerimientos son aplicables a transfonnadores de corriente
con una tension maxima igual 0 superior a 7,2 kV. EI nivel de descargas parciales no
debe exceder los valores definidos en la Tabla 8.21, para la tension de prueba definida
en esta tabla, con el procedirniento definido por la IEC 60044-1 (2003).
Tabla 8.21 - Tension de prueba de descargas pare/ales y nlve/es adm/slbles
Hivel de deseargas pareiales
admisible pC
Tipo de puesta a tierra del sistema
I
Tension de prueba de
deseargas parelales
[kV] (valor etleaz)
u:
/Ji
Sistema con el neutro aterrizado (factor
de puesta a tierra S 1,5)
1.2U..
Sistema con el neutro aislado 0 no
puesto a tierra efectivamente (factor de
puesta a tierra> 1,5)
I.W..
1.2 U.
/Ji
Tlpo de aislamlento
Sumergldo en
un Iiquldo
Solido
10
5
50
20
10
5
50
20
NoIaa:
11I
5j., neutro del sistema. no esta delinido, los vaIore. indicados para neutro iUaiado 0 no pus.to a tierra .fectfvamenle. eon
valido ••
'"
i>l
mas
"J
Un_
ai_
Los valora. admisibla. da deacarga. parciala. son dlidos tambioln para lrecuenclaa dlla'ent.. a Ie r'ecuenela u1gnada.
La modida de Ie _ _ Y'actor de dillipacicln _
apIIca
a _"""dora. con al devanedo primario
sume<gidoa en Iiquido con Ie tensiOn
al<wllda del malarial igual a mayot qua 72.5 kV. Et prop6ailQ a. el da conlrola' la
unlformid.ld de Ie labric:aci6n y . .lablecer al _
dol malJlrlal dol
u _ en Ie l a b _ del aquipo. Lo.
lImllas de v a _ admIaibies_
sa, aco_ em.. .. rallrlcanbl y el cllente.
_Ill
Et rador de diaipacicln c1e1Olc1llc:o depends del diseIlo del
Yde te _
y lemperatura. Su valo' a tansiOn de 'ase
e
y a te temperatura ambienta no ucede _ I a 0.005 ...... v....... de te _itanc:Ia y del facto, da
diel4lclrico deben relari.... a la f,ecuencia asIgr>ada y a un nlvel de tensiOn an al rarlQO da 10 kV a tensiOn da rase
u../ Ji )
d;si~
w../Ji).
8.7.5.6.4
Nivel de aislarniento en devanados secundarios
La tension asignada, soportada a frecuencia industrial de los devanados secundarios
debe ser 3 kV (valor eficaz).
8.7.5.6.5
Requerimiento de aislarniento entre secciones
En el caso de devanados secundarios divididos en dos 0 mas secciones, la tension
asignada soportada a frecuencia industrial de aislarniento entre secciones debe ser 3 kV
(valor eficaz).
8.7.5.6.6
Requerimientos para el aislamiento externo
En el caso de transfonnadores de corriente para uso exterior con aisladores de ceramica
susceptibles de contaminaci6n, la lfnea de fuga. para un nivel de polucion dado, se indica en
la Tabla 9.16 (Capitulo 9).
EQulPOS DE PATIO I:l
8.7.5.7
285
Requerimientos adicionales para transformadores de corriente para medida
8.7.5.7.1
Designacion de la clase de precision
La clase de precision esta detenninada por el limite superior del error de corriente,
expresado en porcentaje, para la corriente primaria asignada y la carga de precision asignada.
8.7.5.7.2
Clases de precision normales scgun la norma lEe
Las clases de precision normales para un transformador de corriente son: 0,1 - 0,2 - 0,5
- I - 3 - 5.
8.7.5.7.3
Limites del error de corriente y del desplazamiento de fase
Para los transform adores con clases de precision 0,1 - 0,2 - 0,5 y I, el error de corrientc
y el desplazamiento de fase, a la frecuencia asignada, no deben exceder los val ores de la
Tabla 8.21, cuando la carga secundaria esta entre el 25% y el 100% de 13carga de precision.
Para aplicaciones especiales, como la operacion con medidores que cucntan
correctamente entre 50 mA y 6 A (designacion "S"), se designan las clases 0,2 S y 0,5 S. EI
error de corriente )' el desplazamiento de fase, a la frecuencia asignada, no deben exceder los
valores de la Tabla 8.21, para una carga secundaria ente el 25% y el 100% de la carga de
precision.
Para las clases 3 y 5 el error de corriente a la frecuencia asignada no debe exceder los
valores de la Tabla 8.22, cuando la carga sccundaria csui entre el 50% y 100% de la carga de
precision.
Tabla 8.22 - Umites de error para transformadores de corriente para medida
Clase de
precision
± % de error de corriente al % de corriente
asignada indicado
5
20
100
120
:t Desplazamiento de fase en minutos al
% de la corriente asignada indicado
5
20
120
100
0,1
0,4
0,2
0.1
0,1
15
8
5
5
0,2
075
035
02
02
30
15
10
10
05
15
075
05
05
90
45
30
30
1,0
3,0
1,5
1,0
1,0
180
90
60
60
Clase de
precision
1
5
20
100
120
1
5
20
100
120
0,2 S
0,75
0,35
02
02
02
30
15
10
10
10
05S
15
075
05
05
05
90
45
30
30
30
:t % de error de corriente al % de corriente nominallndicado
Clase
5
20
3
3
3
5
5
5
'J'.
I
'I
(
~'.
286 .. CApITuLO 8
EI error de corriente se expresa en porcentaje y esta dado por la formula:
Error de corriente
=
«, is r!»
ip
X I 00 , %
(8.5)
Donde:
K,,:
rclacion de transformacion asignada
il':
corriente primaria real
i.:
corriente secundaria real cuando tluye il , .
EI desplazamiento de fase es la diferencia en angulo entre los vectores de corriente
prirnaria y secundaria.
8.7.5.7.4
Gama extendida de corriente
Es el factor por el eual debe ser multiplicada la corriente primaria asignada para obtener
la corriente primaria maxima que un transformador de corriente de medida puede conducir
en regimen continuo, a la frecuencia asignada, sin exceder los limites de elevacion de
temperatura especificados.
A los transformadores con elase de precision 0,1 a I puede asignarseles gama
extendida de corriente, en cuyo caso la corriente termica continua debe ser igual a la gama
extend ida de corriente la cual estd expresada como un porcentaje de la corriente primaria
asignada.
En la Tabla 8.21 el valor superior de corriente se reernplaza por el limite prescrito de la
gama cxtendida de corriente, en caso de que el porcentaje difiera del 120%. Los valores
normales para la gama extend ida de corriente son 120%, 150% Y200%
8.7.5.7.5
Factor de seguridad asignado
Se especifica para proteger los dispositivos conectados a transformadores de corriente de
medida cuando en el primario circula la corriente de falla. Es el factor par el cual se
multiplica la corriente primaria asignada determinando la corriente necesaria para que el
transformador de corriente se sature, es decir, para que el error compuesto sea mayor del
10%.
8.7.5.8 Requerimientos adicionales
protecci6n convencional
8.7.5.8.1
para
transformadores
de
corriente
para
Factor limite de precision
Es la relacion entre la corriente limite de precision asignada y la corriente primaria
asignada.
La corriente limite de precision asignada es el valor mas alto de la corriente primaria
para el cual el transformador debe cumplir los requerimientos de la precision. Generalmente
la corriente limite de precision asignada corresponde con el valor de la corriente de corto
circuito termica asignada.
'
Los valores normales para los factores limites de precision son: 5 - 10 - 15 - 20 - 30.
EQUIPOS DE PATIO 1; 287
8.7.5.8.2
Clase de precision
Los transformadores de corriente para proteccion convencional estan caracterizados por
la letra up" (indica proteccion), la clase de precision indica el Ifmite superior del error
compuesto para la corriente limite de precision asignada y la carga de precisi6n.
EI error compuesto se expresa generalmente como un porcentaje del valor eficaz de la
corriente primaria de acuerdo con la siguiente expresion:
E _100
c
I T
s _i p )2dt . '1c
-1; T J(Kni
o
(8.6)
Donde:
Ei:
error compuesto
Jp :
valor eficaz de la corriente primaria
ip :
valor instantaneo de la corriente primaria
i..:
valor instantaneo de la corriente secundaria
T:
duracion de un ciclo
K,,:
rclacion de transformacion asignada.
8.7.5.8.3
Clases de precision norrnales
Las clases de precision normales para los transformadores de corriente convencionules
para proteccion son 5P y lOP, de acuerdo con la n0n113 lEe.
8.7.5.8.4
Limites de errores para los transformadores de corriente convcncionalcs para
protcccion
Para la potencia de precision y a In frecuencia nsignada, el error de corricntc el
desplazamiento de fase y el error compuesto no deben exceder los valores de la Tabla 8.23.
Tabla 8.23 - Limiles de error para Iransformadores de corrienle convenciona/es para prolecci6n
Clase de
preclsl6n
Err~r de corriente para la
cornente prima ria asignada
[%]
5P
±1
10P
±3
8.7.5.8.5
D~splazamiento
de fase
para la corriente
primaria asignada
[mlnutos]
±60
Error compuesto para la
corriente limite de
precision [%]
5
10
Comportamiento transitorio de los transfonnadores de corriente clase P
Los requerimientos para operacion de los transfonnadores de corriente para proteccion
clase P estrin definidos para una corriente primaria aplicada senoidal y simetrica, Sin
embargo, esto no excluye que pueda requerirse una respuesta en regimen transitorio para los
transfonnadores de corriente clase P.
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288 •
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e
CAPfnJLo 8
La utilizacion de transfonnadores de corriente clase P, con requerimientos adicionales
para regimen transitorio, se justifica en los casos de transformadores a los cuales se les ha
especificado una potencia de precision muy elevada.
La capacidad de un transformador de corriente puede ser definida en terminos de la
potencia a ser disipada en el circuito secundario 0 en terminos de la tension de excitacion
maxima equivalente necesaria para hacer circular la corriente en el circuito secundario.
Si se dcsca conocer el sobredimensionamiento que tiene un transformador de corriente
clase P, para estudiar su comportamiento durante el periodo transitorio, sc puede utilizar la
siguiente formula:
Fn{Rs+R n)
K'd = K sse (Rs + RR )
(8.7)
Donde:
K,J:
factor de dimensionamiento para el regimen transitorio asignado. Es el valor teorico
representativo del dimensionamiento para el regimen transitorio, necesario para
satisfacer el ciclo de operacion especificado
Fn :
factor limite de precision asignado
Rs :
resistencia del arrollamiento secundario, n
Rn:
resistencia asignada de la carga,
RR:
resistencia real de la carga,
K,.c:
factor de corriente sirnetrica de cortocircuito asignada, que es la relacion entre la
corriente primaria de cortocircuito asignada y la corriente primaria asignada.
n
n
Ipse
K sse =I ­
(8.8)
p
Una vez encontrado el factor de dimensionamiento se reemplaza en la siguiente formula
para verificar la tension de saturacion.
E al = KsseK' d (ReI
P; + r,
«s, )ts =---KsseK' d
(8.9)
Is
Donde:
Eo':
valor eficaz de la fuerza electromotriz secundaria equivalente asignada (en voltios),
en el circuito secundario, a la frecuencia asignada, requerida para satisfacer el ciclo de
operaci6n especificado
Rb :
carga resistiva conectada a los bomes secundarios del transformador de corriente
ReI:
resistencia en corriente continua para el devanado secundario
Pe :
potencia disipada en la carga externa en un transfonnador de corriente
PI:
potencia disipada en el arrollamiento secundario de un transfonnador de corriente
I,:
corriente secundaria asignada.
289
EQUIPOS DE PATIO"
8.7.5.9
Requerimientos adicionalespara transformadores de corriente tipo PR
Para estos equipos que est an caracterizados por las letras "PR" (indican proteccion con
flujo remanente bajo), la c1ase de precision indica el limite superior del error compuesto para
la coniente limite de precision asignada y la carga de precision. EI limite de error es
calculado con base en la ecuacion (8.6).
Las clases de precision norrnales para los transformadores de corriente convencionales
para proteccion son 5PR y lOPR, de acuerdo con la norma lEe.
Para la potencia de precision y a la frecuencia asignada, el error de corriente, el
dcsplazamiento de fase y el error compuesto no deben exceder los valores de la Tabla 8.24.
Tabla 8.24 - Llmires de error para transformadores de corriente para prorecci6n ripo PR
Clase de
precisi6n
5PR
10PR
Error compuesto para la
corriente limite de
preclsl6n
["10]
±1
Desplazamiento de fase
para la corriente
primeria asignada
[mlnutos]
±60
±3
-
10
Error de corrlente para la
corrlente primaria aslgnada
["/01
5
EI factor de remanencia no debe exceder el 10%. El valor de la constante de tiempo de
loop secundario, T,. debe especificarse, si se requiere. EI valor de la rcsistcncia del
arrollamiento secundario, RCh debe ser convenido entre el fabricante y el vendedor, en caso
de requerirse.
8.7.5.10 Requerimientos adicionales para transformadores de corriente tipo PX
Las especificaciones de funcionamicnto de los transformadores de corriente ti po PX
estrin basadas en los siguientes parametres:
Corriente prirnaria asignada, I""
Coniente secundaria asignada, I,,,,
Relacion de espiras. EI error en la rclacion de espiras no debe cxceder ± 0,25%
F.e.m. de coda asignada, E,
Maxima corriente de excitacion a la Le.rn. de coda asignada y/o un porcentaje dado de
ella
Maxima resistencia del arrollamiento secundario a una temperatura de 75°C, RCI
"""1
Carga resistiva asignada, Rb
Factor de dimensionamiento, K,.
La f.e.m. asignada se calcula como:
z, =Kx (Rc,+Rb)xI,,,
(8.10)
El aislamiento del arrollamiento secundario que posee una tension de coda E, ;::: 2 kY,
debe tolerar una tension soportada a frecuencia industrial de 5 kY r.m.s. durante 60 s. Para
Ek < 2 kY la tension soportada a frecuencia industrial debe ser 3 kY durante 60 s.
~
•
~.
290 • CAPfruLo 8
Para arrollamientos con una f.e.m. asignada de coda de 450 V 0 rnenos, la tension
soportada, para el aislamiento entre espiras, no debera exceder 4,5 kV pico. Para los
arrollamientos con f.e.rn. asignada de coda mayor que 450 V, la tensi6n soportada para el
aislamicnto entre espiras, no debera exceder una tensi6n pico igual a 10 veces el valor r.m.s.
de la f.e.m. de coda especificada 6 10 kV pico, la que sea menor.
8.7.5.11 Transformadores para proteeei6n'en los que es eseneial la respuesta en
regimen transitorio
8.7.5.11.1
Generalidades
En los casos donde el sistema de protecci6n requiere, primordial mente, que los
transformadores de corriente conserven una precisi6n determinada, para corrientes hasta
varias veces la corriente asignada y con una componente aperi6dica decreciendo
cxponencialmente con una constante de tiempo definida, se deben utilizar los
transformadores de corriente de regimen transitorio.
Las caracteristicas minimas que deben especificarse a los transformadores de corriente
con regimen transitorio dependen de su tipo y se describen en la Tabla 8.25. de acuerdo con
los requerimientos de la publicaci6n lEe 60044-6 (1992):
Tabla 8.25 - Metodos de especlficaci6n para transformadores de corr/ente
Clase del transformador de corriente
Oornente primaria asignada
Corrienle secundariaasignada
Frecuencia asignada
Tensi6n mas elevada para el material y nivel de
aislarniento asignado
TPS
x
x
x
TPX
x
x
x
TPY
x
x
x
TPZ
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
X
x
x
x
x
x
-
x
x
x
x
-
• (1)
.
x
x
R.
x
x
x
x
K
x
-
-
-
I"
I....
Relacion a /a cual se aplicala especificaci6n
K~
T.
T,
Cicio de luncionamienlo
Simple: I', 1'",
Doble: r. ("'. I". I". I"",
.
x
Maxima I" a U..
x
x
x
R"
Nota:
x.: aplicable
., no .plicable
(') Cuando H cleM_ obIensr compatibilidad entre equipo e~lI1enl. y unklades nuevas, una especificaci6n puede deflnir
••10.... limit. . p.... c1ertos pa'4melros. PO' ejemplo T, 0 R~
EI dimensionamiento de los micleos esta fundamentado en una base te6rica que se
presenta a continuaci6n. Para la presentacion de las formulas se tomaron las siguientes
convenciones:
---_.
_._--­
EQUIPOS DE PATIO",
291
i(I):
valor instantaneo de la corriente de cortocircuito con una componente simetrica, ipse
ipse:
valor eficaz maximo de la corriente primaria de cortocircuito sobre la cual deben estar
basadas las condiciones asignadas relativas a la precision del transformador de
corriente
Tp :
valor especilicado de la constante de tiempo de la componente aperi6dica primaria
(LIR de la linea) sobre la cual esta basado el funcionamiento del transformador .de
corriente. Puede ser tarnbien un valor asignado para los transformadores de corriente
clase TPX, TPY y TPZ en cuyo caso su valor debera ser indicado en la placa de
caracteristicas
T,:
constante de tiempo del circuito secundario, determinada a partir de la suma de las
inductancias de magnetizacion y de fuga, y de la resislencia del circuito secundario
deltransformador de corriente (L,IR s )
m:
frecuencia angular, ro= 21t f
f
frecuencia asignada del sistema
K'd:
coeficiente de sobredimensionamiento
Kif.
factor de regimen transitorio, que es la relacion entre el flujo teorico total de acople
secundario y el valor instantaneo de cresta de la componente alterna de este flujo,
cuando el transformador de corriente esta sujeto a una sola cnergizacion y la
constante de bucle secundario T, conserva un valor constante durante todo cl periodo
de energizacion
1':
duracion del primer cortocircuito
(.,:
tiernpo que debe ser mantenida la precision especificada para el primercortocircuito
I":
duracion del segundo cortocircuito
"'./:
tiempo que debe ser mantenida la precision especilicada para el segundo cortocircuito
1fT:
tiempo de repeticion de la falla (tiempo muerto)
I.,a.,:
tiernpo a maximo flujo, es el ticmpo transcurrido durante la energizacion del
t
transformador de corriente hasta cl cual el flujo de corriente en el nucleo adquiere su
maximo valor sin que ocurra saturacion.
Ciclo de operacion del transformador de corriente C - I' - 0 operaci6n de cierre y 0: operacion de apertura).
~
Ifr -
C - t" - 0 (C:
EI factor de dimensionamiento para el regimen transitorio para una corriente de
cortocircuito totalrnente asimetrica. despues de I scgundos, esta dado por la formula:
.
"\""
=[ mTpT
s
Kif
Tp - T,
](e-tlTp_e-,IT.)_senml
(8. 11)
Cuando el calculo del factor de regimen transitorio se realiza con propositos de
dimensionamiento, en la ecuacion anterior se debe considerar sen ml =-I .
EI factor de sobredimensionamiento del micleo, para el cicIo de operacion C - 0 esta
dado por:
~,~~f
~,
292 "CApfTuLO 8
K'd
=[
wTpTJ
T-T
p
,
)(e-'~/Tp_e-I~/T.)+
I
(8. 12)
Nonnalmente en lineas de alta tension, hay que tener en cuenta que tras el primer
cortocircuito, existe un recierre rapido que incrementa el flujo remanente del transfonnador
de corriente. Para el cicIo de operaci6n C - ( - 0 - fJ, - C - t" - 0, el valor requerido del
factor de dimensionamiento para el regimen transitorio esta dado por la expresion:
K
.~
=
r
J(
roTpT,
- e -,'IT, - e -I~/T)
' - sen rot e -tr+t~YT, + [roTpT,
- - e -;», - e -/~/T.)
'+ I
[( ~-~
~-~
'J
(lI.13)
Para los transformadores de corriente con respuesta al regimen transitorio el error
instantaneo maximo no debe exceder los valores dados en la Tabla 8.26.
Tabla 8.26 - Lim/res de error para transformadores de corriente con comportam/ento transltorio
Ala corriente prlmarla aslgnada
Clase
TPX
TPY
TPZ
[%]
Desplazamiento de
fase [mlnutos]
A la condlcl6n limite de
precision
Error Instantaneo
maximo [%]
±O,S
±30
E=10
±1
±60
E = 10
±1
180 ± 18
E = 10
Error de relacl6n
La sclecci6n entre las" c1ases TPS, TPX, TPY 0 TPZ , sera determinada, en la mayoria de
los casos, por la practice habitual de la empresa, considerando los equipos de proteccion
generalmente utilizados. Algunas de las caracteristicas base de la selecci6n, se explican a
continuacion:
Tipo TPS: ademas de ser el transformador de corriente con flujo de perdidas mas bajo,
tienen la relacion de espiras perfectamente controlada, 10 que 10 hace muy iitil en
csqucrnas de protcccion basados en la simple circulacion de corricntc usando roles de
alta impedaacia. La interrupcion de la corriente primaria provoca un decrecirniento muy
rapido de la corriente secundaria; por 10 tanto, los tiempos de reposici6n de los reles no
son muy afectados por las caracteristicas de decrecimiento de la corriente en los
transfonnadores tipo TPS.
Tipo TPX: las caracterfsticas basicas de los transfonnadores de corriente tipo TPX son
similares a las de los transfonnadores de corriente clase TPS, excepto en 10 relacionado
con los lfrnites de error requeridos y en los posibles efectos que puedan inl1uir en un
requerimiento de un factor de construccicn mayor de 1,1.
Tipo TPY: el flujo remanente debe ser inferior 0 igual al 0,1 por unidad del flujo de
saturaci6n. Durante la transici6n del estado de saturacion al estado de flujo rernanente, la
corriente en el circuito secundario se mantiene en un nivel bastante mas elevado y por
un tiempo mayor que en el caso de un transfonnador de corriente clase TPS 0 TPX de
dimensiones similares y con una carga similar conectada en el secundario. Para el cicio
EQUIPOS DE PATIO II
293
°-
de operaci6n C C - 0, el factor de dimensionamiento para el regimen transitorio
necesario para los transformadores de corriente clase TPY sera muy afectado por la
relaci6n entre la constante de tiempo de bucle secundario T, y el tiempo muerto Tfr.
Dado que el limite de error permisible es 10 %, el factor de dimensionamiento para el
regimen transitorio debera ser considerado conjuntamente con la constante de tiempo del
bucle secundario:
100K,d
=E~ 10%
(8. 14)
2rr/7"..
Clase TPZ: para estos transformadores de corriente el flujo remanente es despreciable y
los limites de los parametres de la constante de tiempo de bucle secundario, son
especificados. La corriente secundaria decreciente, despues de la saturacion total, se
mantendra en un valor mas alto que para los transformadores de corriente tipo TPY,
durante el periodo inicial a considerar (tiempo de reposici6n de los reles), EI tipo TPZ se
utilizani entonces con reles que pose an transductores de entrada corriente/tensi6n, para
los cuales, iinicamente la componente peri6dica de la corriente secundaria intcrvicnc en
el procesamiento de estas seiiales. Por 10 tanto, la caracieristica de tiempo de reposici6n
de los reles, es indepcndiente de la componente aperi6dica secundaria del transformador
de corriente.
8.7.5.11.2
Ejernplo de las etapas para la preparaci6n de una especificacion en los
transformadores de corriente para regimen transitorio
°
para los
Transformadores de corriente tipo TPZ: el cicio de operaci6n C transformadores de corriente tipo TPZ esta basado en la hip6tesis de que las condiciones
son tales que el flujo maximo se alcance, Dado que los limites de tolerancia de la
constante de tiempo del bucle secundario son especificadas, el factor Kid se puedc
calcular direcuunerue con lu formula (8.14).
Transformadores de corricntc clascs TPS y TPX: para estos equipos se cumple que
t' < ("u" Y O' «
T., y cl factor de dimensionarnicnto de regimen transitorio pucdc
calcularse, para una sola aplicaci6n de la corriente, con la siguiente formula
simpli ficada:
Kif=2rr/Tp(l-e-'~'/Tp )+1
(8. 15)
Transformadores de corriente clase TPY:
• Paso I: calcular la con stante de tiempo primaria Tp (con stante de tiempo de la
linea)
• Paso 2: estimar el valor de
T..
EI rango practice de T, varia entre I s y 3 s. Utilizando la condici6n mas criuca,
T, = 3 s y con el Tp caleulado en cl paso I, se determina K,dpara el cicio de operaci6n
espccificado, con la ecuaci6n (8.13).
Con el factor Kid estimado y con la ecuaci6n (8.14) se recalcula el T, requerido para
satisfacer el limite de error permisible para estos equipos:
294 • CAPtruLO 8
100 K,d caJcvlada
2rrf
Ts = 10
(8. 16)
• Paso 3: estimacion de la resistencia del devanado secundario. En principio el valor de
RCI no debe exceder el 50% de la carga extema. Para la verificacion del valor de la
resistencia del devanado secundario estimado, se determina el ruimero de espiras con
la relacion:
I
N
Is
Np
1=_,'
(8. 17)
Se halla la resistencia por cada I 000 espiras y se com para con el valor de referencia
de 3,5 n / I 000 espiras:
R
3.Sil
CI
-<----­
~
1000 espiras
(8. 18)
1000
• Paso 4: determinacion de la f.e.m. secundaria equivalente. Con el Tp estimado en el
paso I. con T, definido en el paso 2 y con el valor de la carga del secundario calculada
en el paso 3, se estima nuevamente el valor del factor K,d. Con este nuevo valor se
determina la Eo/. con base en la siguiente ecuaci6n:
E o1 =K ssc K'd Rs Is
(8.19)
EI valor obtenido se divide por el mimero de espiras del secundario N, y se determina
la f.e.rn. por espira. EI valor obtenido debe ser inferior a 4 V / espira, para que el
equipo sea aceptable,
• Paso 5: con los valores dcfinidos se determina el llmite de error real de acuerdo con la
formula (8.14), y este debe ser menor que el 10%.
8.7.6
Pruebas
Los transformadores de corriente deberan ser sometidos a las siguientes pruebas:
8.7.6.1
Pruebas de rutina
Los ensayos a los cuales seran sornetidos todos los transformadores, son los siguientes:
Veriflcacion de la identificacion de los terminates
Tension soportada a frecuencia industrial en devanados primarios y medida de las
descargas parciales
Tension soportada a frecuencia industrial en devanados secundarios
Tension soportada a frecuencia industrial entre secciones
Sobretension entre espiras
Determinacion de los errores de acuerdo con los requerimientos de la c1ase de precision.
8.7.6.2
Pruebas tipo
Las pruebas tipo a las que son sometidos uno
0
pocos transformadores de cada tipo son:
EQUIPOS DEPATIO.
295
Ensayo de corriente de corto tiempo
Ensayo de elevacion de temperatura
Pruebas de impulso tipo rayo en el devanado primario
Prueba de impulso de maniobra en el devanado primario
Pruebas de aislamiento en humedo, para equipos tipo exterior
Determinacion de los errores de acuerdo con los requerimientos de la c1ase de precisi6n.
8.7.6.3
Pruebas especiales
Estas se definen de cormin acuerdo entre el comprador y el fabricante y serian:
Prueba de impulso tipo rayo recortado
Medida de la capacitancia y del factor de disipaci6n dielectrico
Pruebas de multiples impulsos en el devanado primario
Pruebas mecanicas,
8.8 TRANSFORMADORES DE MEDIDA NO CONVENCIONALES
. 8.8.1
Generalidades
Con el prop6sito de disponer de sistemas de medici6n y protecci6n mas precisos,
confiables y seguros, asi como para disminuir los problemas derivados del aurnento de los
niveles de tensi6n en los sistemas de transmisi6n (tales como los asociados con los
requerimientos de aislamiento), se han desarrollado tecnologias de transformadores de
medida que incluyen componentes electronicos y tecnicas de medici6n a partir de sensores
opticos,
EI principal problema al que se enfrentan estos nuevos transformadores de medida
viene de la dificultad para conectarlos con los equipos actuales de proteccidn y medida,
puesto que estos ultimos esuin preparados para recibir sefiales analogas de los
transformadores convencionales (l A. 5 A, 120 V), descritos en las secciones anteriores.
8.8.2
Transformadores que utilizan anillos de Rogowski
La bobina de Rogowski fue introducida en el ano 1912 para realizar la medici6n de
campos magnetic os, sin aplicacion para la medicion de corriente debido a que su senal de
salida era debil con respecto a 10 requerido por los equipos de control y proteccion de la
epoca, En la actualidad, y considerando el poco consumo que representan estos equipos, la
medici6n de corriente mediante este tipo de equipos cobra vigencia; con la actual utilizaci6n
de elementos de control y protecci6n que basan su operaci6n en microprocesadores de muy
bajo consurno, se esta dando una creciente aplicacion de este dispositive, especial mente en
sistemas de distribucion, con la tendencia a utilizarlos tambien en los sistemas de
transmisi6n.
f ,'.'
r1<l1;'i~¥',1
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~.
296 • CAP1Tulo 8
El anillo de Rogowski es un arrollamiento helicoidal flexible con hilo de retorno axial
(Figura 8.15). Su funcionamiento es equivalente al de un transfonnador convencional pero
con mlcleo no magnetico, Su sensibilidad a la inducci6n magnetica es, por 10 tanto, mucho
menor, situacion que es solucionada elevando el mlmero de espiras utilizado en el
secundario. La tension en bomes del anillo de Rogowski es proporcional a la variacion de la
intensidad en el conductor.
'!>min = Ilujo minimo
'!>max= IluJomaximo
r = radio de la bobina
Figura 8.15 - Anillo de Rogowski
V = S di
R
dt
(8.20)
Donde:
VR :
tensi6n inducida en bomes del anillo
S:
sensibilidad del anillo
dildt: variaci6n de la intensidad en el conductor.
Los anillos de Rogowski producen una salida que es proporcional a la derivada de la
corriente que circula por la linea con respecto al tiempo. Por 10 tanto, es necesario realizar
una integracion de esta seiial para recuperar la forma de onda original antes de que acceda a
los conversores AID (nonnalmente utilizados con una precision de 16 bits). Los fabricantes
han disefiado un circuito que lleva a cabo la integracion de la seiial en forma analogica: con
este circuito se consigue que en la entrada de los conversores se tenga, entonces, una replica
de la corriente que circula por la linea con los niveles adecuados para el funcionamiento de
dichos conversores.
Dadas sus caracteristicas de funcionamiento, son inmunes a las condiciones externas de
inducciones por corrientes exteriores a la del conductor sobre el cual se instalan; no se
saturan, por 10 que tienen una respuesta lineal; penni ten realizar ajustes muy bajos en los
equipos de protecci6n asociados; penni ten incrementa! la selectividad en el sistema de
proteccion. Su conexion al sistema de control y proteccion se realiza a traves de enlaces por
fibra 6ptica, ya que intemamente el dispositivo realiza el tratamiento digital de los datos.
EQUIPOS De PATIO.
8.8.3
297
Transformadores 6pticos por efecto Faraday
,,
,,
A = Luz polarizada incidente
,,
B = ROlaci6n del plano de
polanzacion
, A
C
,
= Cristal
6ptico
D = Luz polarizada
lransmitida
C
,
,
Figura 8.16 - Efecto Faraday
EI efecto Faraday consiste en la rotaci6n del plano de polarizacion de la luz por la acci6n
de un campo rnagnetico (Figura 8.16). EI angulo de rotaci6n dependera de la intensidad del
campo rnagnetico y de la longitud que recorra la luz polarizada:
f
0 F = V H dl
(8. 21)
Donde:
0 F:
iingulo de rotaci6n
V:
con stante de Verdet caracteristica propia del material 6ptico y dependiente de la
temperatura y de la frecuencia de la seiialluminosa
H:
intensidad del campo rnagnetico
I:
longitud recorrida por la seiialluminosa bajo la acci6n de la induccion magnetica,
,
EI funcionamiento del equipo se bas a en el hecho de captar la seiial luminosa en un
dispositivo que puede estar instalado sobre el conductor que transporta la corriente, arrollado
sobre el mismo (Figura 8.1 7a) 0 utilizando cristales apropiados, como se presenta en la
Figura 8.17b; esta seiial es transformada despues en seiiales de corriente, cuya magnitud
depende del angulo de rotaci6n.
.
Si el elemento sensor es un cristal optico de con stante de Verdet elevada (vidrio FLINT,
etc.), el captador se denomina extrinseco. En el caso de utilizar libra optica como elernento
sensor. el captador recibe el nombre de intrinseco. Uno de los aspectos mas criticos de los
sistemas de medida basados en el efecto Faraday es el control preciso de los angulos de
polarizacion de la luz incidente y la transmitida. Otro, es la influencia en el estado de
polarizaci6n de la luz de factores como temperatura. reflexiones en las caras del cristal,
influencia de las otras fases y, en el caso de la libra optica, imperfecciones en la secci6n.
I'I
29.1 • CAPfrut.o 8
Por 10 general se suelen utilizar ademas pantallas magneticas para minimizar la
influencia de campos magneticos, contiguos en el cristal 6ptico.
~
A
=
A ~ Analizador
B = Bobinado
C ~ Cristal 6ptico
= Polarizador
E Lentes
F ~ Nucleo magn4tico
G = Conductor
o
,,~
':
~r~
­
~
~
Figura 8.17 - Sensores 6pticos extrlnsecos
8.8.4
Transformador de medida electronico (TME) activo
EI transformador esta constituido por las unidades de medida de tension (UMT) y de
medida de corriente (UMC), cuyas seflales son entregadas a unidades centrales de
procesamiento (Figura 8.18). Las unidades de medida se encuentran situadas en el patio de
conexiones en tanto que la unidad central se puede ubicar en el edificio de control 0 en la
caseta de reles.
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J­
4
-
r;::::;,CT
-
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U"id8de.~
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•
Unidad do
•••
•••
••
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II
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U
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nil lilt t,
" I I I l " II
II" 1111 "
EquIpaodo_
y~
FIgura 8.18,...DIagrams de bloques del TME activo
EQUIPOS De PATIO.
8.8.4.1
299
Unidad de medida de corriente
La unidad de rnedida de corriente UMC puede cornbinar los modos de medida y
protecci6n para obtener dos tipos de valores, uno de mayor precisi6n y menor rango para el
modo de medida y otro con mayor rango para el modo de protecci6n. La UMC esta ubicada
en el lado de alta tensi6n y su funci6n es medir Ja corriente de la linea y convertir ese dato en
un valor digital y enviarlo a la unidad central.
La unidad de medida de corriente UMC esta conformada por los sensores de corriente,
la electr6nica de conversi6n AID y de comunicaciones y la Fuente de alimentaci6n
(Figura 8.19). Cuando se quiere medir en el rango de medida y en el de protecci6n
simultanearnente, se usa un sensor de corrientc ajustado para eI rango de medida y otro
ajustado al rango de protecci6n. Estos sensores estan basados en un nucleo magnetico junto
con su arrollamiento secundario sobre una resistencia especial.
EI bloque de electr6nica esta forma do en primer lugar por la Fuente de alimentacion,
encargada de surninistrar la energia necesaria para los circuitos electronicos, a partir de la luz
que reeibe desde un diodo laser, asl como de suministrar tarnbien la referencia para la
sincronizaci6n.
EI bloque de conversi6n AID y comunicaciones esta gobemado por un circuito integrado
y pucdc llegar a gobemar dos convertidores AID de 16 bits.
r-,
eLlj
AID &
Comunicaci6n
-,
F.DA
CD
I
II
I
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-Hacia
1 - - La u.c.
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AID &
Comunicaci6n
-Hacia
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Figura 8.19 - Unidad de medida de corriente del TME
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300 • CAPtrvt.o 8
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todos los datos a la unidad central via fibra optica.
8.8.4.2 Unidad de medida de tensi6n
La unidad de medida de tension UMT se encuentra tambien situada en el nivel de linea,
pero, a diferencia de la UMC, la electr6nica esta situada en ellado de baja tension.
E1 sensor de tension incluido en este tipo de disefio esta basado en un divisor
capacitivo. Esta unidad de medida al igual que 1a de corriente, esta dividida en tres bloques
principales, el sensor de tension, la e1ectr6nica de conversion AID y de comunicaciones y
la fuente 'de alimentaeion. La e1ectr6nica es muy similar a la usada en la medida de
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1
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1"
Transfonnador de medida electr6nico (TME) pasivo
Los transformadores de medida pasivos emplean sensores opticos de corriente y tension,
conectados a traves de cables de fibra 6ptica a interfaces electronicas, las cuales entregan
senales analogas cuya magnitud esta de acuerdo con los valores requeridos por los equipos
de protecci6n y medida.
EI campo electromagnetico provocado por la circulacion de corriente en el conductor
primario altera la configuraci6n electronica del sensor de corriente. Algo similar ocurre en el
sensor de tensi6n por la accion del campo electrico debido a la diferencia de potencial
(.~ j'ICI1'l' entre dicho conductor v tierra .
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c:ienttal C tiene'-rttes ronclf>iles principiilesque consis'ten+en
diodos laser que alimentan a las unidades de medida remotas y generar la seiial de
sincronismo para la adquisicion de datos en las unidades de medida, procesar los datos
digitalizados por las unidades de medida y crear un paquete de salida con todos esos datos
para enviarlos a los equipos de medida y proteccion,
8.8.5
of"'~ _. ~...'
I ~,. \",.\,..11,,1) \).
EI modulo electronico procesa las sefiales provenientes de los sensores de corricnte y
tension y entrega las correspondientes senales analogas a los equipos de proteccion y
medida.
Los sensores de corriente pueden ir instalados en la parte superior de aisladores huecos,
o bien directamente sobre los tubos de barrajes rigidos. En este ultimo caso se emplean
aisladores de menor diametro que no requieren pedestal.
Los aisladores utilizados son fabricados con materiales livianos como la fibra de
vidrio y silicona y no requieren elementos aislantes como aceite dielectrico 0 gas. Dichos
aisladores ademas de servir de soporte los sensores, se emplean para alojar los cables de
fibra optica.
EQUIPOS DE PATIO"
301
Las principales ventajas de utilizar este tipo de equipos en relacion con los
transformadores convencionales son las siguientes:
Presentan igual
0
mayor precision
Su tarnafio es mas reducido
Un solo equipo puede cumplir las funciones de transformador de corriente y de tension ,"
No hay interferencia electrornagnetica ya que se utili zan cables de fibra optica
Se eJimina el problema de la saturacion.
8.9 BOBINAS DE BLOQUEO
8.9.1
lntroduccion
Las bobinas de bloqueo, normalmente conocidas como trampas de onda, son
dispositivos que se conectan en serie en las lineas de alta tensi6n. Su impedancia, a la
frecuencia asignada, debe ser despreciable, de tal forma que no perturbe la transmision de
energia; pero debe ser relativamente alta para cualquier banda de frecuencia utilizada para
cornunicacion por portadora. Por 10 general, el rango de frecuencia utilizado para
cornunicacion por portadora es de 30 kHz - 500 kHz. La selecci6n se realiza de acuerdo con
las frecuencias ya usadas por la compafiia de servicios y con la longitud de la Hnea,
La funci6n principal de estos equipos es bloquear las senales transportadas en la
portadora para que solo pasen al equipo de comunicaciones y prevenir el paso de estas
sefiales a la subestacion.
Los requenrruentos de bloqueo de la bobina estrin definidos por la impedancia
caractcristica de la linea de transmision en la cual sc instala el equipo de comunicacioncs.
Dichos requerirnientos de bloqueo se pueden especificar en terrninos de:
Impedancia de bloqueo Zb: irnpedancia compleja de la bobina de bloqueo para un rango
especifico de frecuencia portadora.
Resistencia de bloqueo Rb : valor de la componcnte resistiva de la impedancia de
bloquco.
La bobina de bloqueo consiste en una bobina principal, un pararrayos y, usualmente, un
dispositivo de sintonizacion. En la Figura 8.20 se muestra el esquema con los diferentes
componentes de una bobina de bloqueo.
La bobina principal cs una inductancia por la cual circula la corriente del circuito
de trunsmision, a la frecuencia industrial.
0
linea
EI pararrayos protege la bobina de bloqueo contra sobretensiones transitorias que
puedan presentarse a traves de ella.
EI equipo de sintonia sirve para obtener una impedancia de bloqueo para una
frecuencias 0 para bandas de frecuencia.
0
mas
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302- CAI'fnJLO 8
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6
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E=!
1
Numero principal
2
Dispositivo de sinlonfa
3 Dispositlvo de protecci6n
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I"
"
"~---
5
~-----8
9
4
Capotas corona (dependiendo tensi6n sistema)
5
Anillos corona (dependiendo tensi6n sistema)
6
Barreras para plljaros (opcional)
7
Terminal
8 OJo de tiro
9
Pedestal (opcional)
Figura 8.20 - Esquema bobina de bloqueo
Las bobina de bloqueo se pueden montar de las siguientes fonnas:
Suspendidas por cadenas de aisladores de los porticos de las subestaciones
Sobre aisladores de poste
Sobre transfonnadores de tension tipo capacitivo (generalmente s610 para bobinas de
bloqueo con una inductancia hasta 0,5 mH).
EQUJPOS DE PATIO. ~03
8.9.2
Normas tecnicas
Las normas tecnicas que se utilizan generalmente como base para la especificacion de
las bobinas de bloqueo son:
IEC 60353 Line traps for a.c. power systems
ANSI C93.3 Requirements for Power-Line Carrier Line Traps.
8.9.3
Clasificaci6n de las bobinas de bloqueo
Las bobinas de bloqueo pueden ser de varios tipos:
No sintonizables. Son las mas simples ya que constan solamente de una bobina principal.
Requieren de una inductancia alta, del orden de I mH 0 2 mH, 10cuallas hace costosas.
De frecuencia iinica. Acoplando un condensador en paralelo a una inductancia se
obtiene un circuito resonante, el cual a la frecuencia de resonancia tiene la mayor
impedancia. Este arreglo ofrece un ancho de banda muy reducido 10 cual la hace muy
simple y econornica.
De doble frecuencia. Similar a la anterior pero con un circuito sintonizador mas
complejo que Ie permite trabajar en una doble frecuencia. A pesar de ello su
caracteristica de bloqueo la hace similar a la bobina de bloqueo de frecuencia tinica.
De banda ancha. Posce un circuito sintonizador que permite bloquear varios canales de
cornunicacion. Es la mas empleada.
8.9.4
Caracteristicas para la especificaci6n
Las caracteristicas minimas a especificar en las bobinas de bloqueo son:
Tension maxima del sistema U';
Corricntc pcrmanente asignada I"
Inductancia asignada de la bobina L,N a 100 kHz
Ancho de banda del dispositivo de sintonizacion
Corricnte asignada de corta duracion,
8.9.4.1
Sobina principal
Los valores de la inductancia de la bobina principal, recomendados por la norma IEC
son: 0,2 - 0,25 - 0,315 - 0,4 - 0,5 - 1,0 - 2,0 mll.
El valor final de la inductancia de la bobina principal no debera ser menor al 90Ck del
valor especificado.
8.9.4.2
Corrientes asignadas
La corriente asignada en servicio continuo es el valor eficaz (r.m.s.) de la corriente que
circula por la bobina principal a la frecuencia industrial especificada sin que se excedan los
limites de calentamiento. Los valores normalizados para esta corriente son: 100 - 200 - 400
- 630 - 800 - I 000 - I 250 - 1 600 - 2 000 - 2 500 - 3 150 - 4 000 A.
',' ....,... ,',,,,,,,:.,<,.''''~:~'''(;';'~,_ ~•.··:;·~,T>,j;'>~"'/l:'I.,~ ........ ',.-,{', '
~,<;~~
304 • CAPfM.o 8
Adicionalmente se considera la corriente asignada de corta duracion la cual corresponde
al valor eficaz de la componente en estado estable de la corriente de cortocircuito, que fluye
a traves de la bobina principal durante un tiempo especificado, sin que cause dafios termicos
o mccanicos.
Se supone que el valor pico de la corriente en el primer semi-cicio de la corriente de
corto circuito tendra valor de 2,55 veces el valor eficaz.
Los valores establecidos por la norma son: 2,5 - 5 - 10 - 16 - 20 - 25 - 31.5 - 40 - 50 ­
63 -80 kA.
Para realizar la coordinacion entre la corriente asignada de servicio continuo y la
corriente asignada de corta duraci6n se recomiendan dos series de bobinas de bloqueo:
Serie I: para requerimientos normales
Serie 2: para requerimientos mayores a los normales
En la Tabla 8.27 se presenta la asignaci6n de corrientes a las bobinas de bloqueo.
Tabla 8.27 - Asignaci6n de corrientes en bobinas de bloqueo
Corrlente asignada de corta duracl6n
Serle 1
Serle 2
[kA]
[kA]
2,5
5
5
10
10
16
16
20
20
25
25
31,S
40
31,5
40
50
40
50
40
50
40
50
63
80
Corriente asignada en
servicio continuo
[A]
100
200
400
630
800
1000
1250
1600
2000
2500
3150
4000
8.9.4.3 Hivel de aislamiento
El nivel de aislamiento para el aislamiento entre terminales de una bobina de bloqueo
estd dado por la tension asignada del dispositive de proteccion. EI aislamiento del devanado
principal y del dispositivo de sintonia debe ser adecuado para la tension asignada U
desarrollada entre los terminales de una bobina de bloqueo a la frecuencia asignada durante
un cortocircuito, definida por:
U ~ 1,1
(27t f
Lpl k)
Donde:
U:
tension desarrollada en bomes de la bobina de bloqueo, kY .
(8.22)
;<­
EQulPOS DE PATIO.
f
frecuencia asignada, Hz
Lp :
inductancia a frecuencia industrial, H
h:
corriente de corta duracion, kA.
8.9.5
305
Pruebas
Elevacion de temperatura: esta prueba esta disefiada para verificar el comportamienlo
termico de la bobina de bloqueo a la corriente perrnanente asignada In (prueba Y~.
Medida de la tension de radio interferencia (prueba tipo): prueba destinada a verifica:/s~
la bobina de bloqueo genera radio interferencia estando en operacion, Se considera que
una bobina de bloqueo con un valor medido que no exceda de 50 JlY de tension, no
genera radio interferencia.
Pruebas de aislamiento.
Prueba de impulso de tension (prueba tipo).
Prueba de tension soportada a frecuencia industrial en el dispositivo de sintonfa (prueba
tipo y de rutina).
Prueba de corrienle de corta duracion (prueba tipo).
Medida de la inductancia asignada de la bobina principal (prueba tipo y rutina).
Medida de la inductancia a frecuencia industrial de la bobina principal (prueba tipo y de
rutina).
Medida de la resistencia de bloqueo y de la impedancia de bloqueo (prucba tipoX,4e y '
rutina): la impedancia y la resistencia de la bobina de bloqueo deben ser medidas con ~
ancho de banda especificado.
Medida de las perdidas derivadas y perdidas derivadas basadas en la rcsistencia de
bloqueo (prueba tipo y de rutina).
8.9.6
Relaci6n entre la impedancia asignada, resistencia de bloqueo
asignada y ancho de banda basado en la resistencia de bloqueo
Las siguientes formulas pueden ser utilizadas para la determinacion de 101 inductancia
asignada para las bobinas de bloqueo de un solo ancho de banda 0 de bobinas de bloqueo de
banda ajustable.
-v>
Donde:
!C,
frecuencia de corte
fi:
frecuencia de banda limite inferior
.11:
frecucncia de banda limite superior
R/>:
resistencia de bloqueo
L t, :
inductancia asignada de la bobina.
..
';'
..
~.'
306 • CAl'fnA.o 8
El ancho de banda A/basado en la resistencia de bloqueo esta dado por:
Ji, Hz
(8.23)
Ic( ~1.+b2 - b). Hz
(8.24)
lif=lc2b=/2 Frecuencia de banda limite inferior:
11=
Frecuencia de banda limite superior:
h
=Ic(~1+b2 +b)' Hz
(8.25)
Siendo b:
Para bobinas de bloqueo de un solo ancho de banda
b =1tlcLtN
2R b
(8.26)
Para bobinas de bloqueo de ancho de banda ajustable
b
=rrfcLtN
(8.27)
Rb
La frecuencia de corte esta dada por:
fc = /u:JJ. Hz
(8.28)
De las ecuaciones anteriores se tiene entonces que:
Para bobinas de bloqueo de un solo ancho de banda
LIN
Rb
V2 - Ji) . H
= 7th II
(8.29)
Para bobinas de bloqueo de ancho de banda ajustable
L tN
Rb V2- II)
27t/z 11 .
H
(8.30)
Los valores nonnalizados de resistencia de bloqueo de las bobinas de bloqueo son de
400 0 en lineas aereas con multiples conductores y de 600 0 en lineas con un solo
conductor. Las Figuras 8.21 y 8.22 ilustran las bandas limites obtenibles para bobinas de
bloqueo con los valores nonnalizados de resistencia de bloqueo.
EQUJPOS DE PATIO:S 307
500~
2,OmH
400
~
.
_
---'l­
I
~
:'!S 300
o
.~
i
::>
;
~
,
200L
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I
co
"0
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I
co
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I
o .i..
o
I
'- - - - -; - - - - - - - - - -:- - - _.- - - - - -
100
I
1
1
100
150
~-l
t
50
200
Banda limite inferior [kHz]
Figura 8,21 - Limites de las bandas obtenibles en bobinas de bloqueo R; > 400 n
0,2 mH
'I
- - 1 - - -. - - - - - I
100
150
200
250
Banda limite inferior (kHz]
Figura 8.22 - Limites de las bandas obtenibles en bobinas de bloqlleo R b > 600 n
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - ~ -------~--~
~ ,;,?: ;'f !1~:~'(·-:~~·,J,';_to:,-v.:;;;~~~ ',~ .~:: -C';-';"...:.":."
".' -f:z..'~;~'~·~~~jl!~~:·~$r~~,~~:}:f~r~:.~~7~·>·~I:'!;~.~~,~-:':-:~
_~~:,~}~t".;';~. . ~\f~;;~~~;;,~
r
-¥
308 • CAptnJLO 8
8.9.7
Atenuaci6n
Los valores de atenuacion corresponden a las perdidas de derivacion 0 perdidas de
inserci6n presentes en un enlace a una frecuencia dada. Estas perdidas pueden ser
detenninadas por las siguientes relaciones:
Perdidas de insercion:
AI
=2010gI0(1+~J.dB
2Z
(8.31)
b
Perdidas de insercion basadas en la resistencia de bloqueo:
AI = 2010g10(1+
~J.
dB
2R
(8.32)
b
Donde:
Z:
irnpedancia caracterfstica de la linea
Zb:
impedancia cornpleja de bloqueo de las bobinas de bloqueo en un rango de frecuencia
detenninado
Rb:
resistencia de bloqueo de las bobinas de bloqueo en un rango de frecuencia dado.
Las perdidas por insercion AI deben ser inferiores a 2,6 dB, segiin las recomendaciones
de IEC 60353 (1989)] Y ANSI C93.3 (1995). Consecuenternente, la impedancia de bloqueo
puede ser expresada como:
z, =
8.9.8
Z
)--f'
{10(-'~0
(8.33)
Impedancia caracteristica de la linea
La impedancia caracteristica Z en n de una linea de transrnisi6n esta definida como la
relacion entre la tension y la corriente que viaja a traves de una llnea de infinita longitud.
Teniendose en cuenta que en la practica en los sistemas de PLC la parte inductiva y
capacitiva predominan sobre la resistencia de la linea. Z sc pucdc exprcsar como:
z=~,n
(8.34)
Donde:
L:
inductancia de la linea
C:
capacitancia de la linea.
AI reemplazar los valores de L y C respectivamente en la formula se pueden obtener las
siguientes expresiones (para un conductor simple per fase):
EQUJPOS DE PATIO B
309
Para acoples fase a fase
J
(8.35)
>- J
(8.36)
Z = 27610{;
Para acoples fase a tierra
Z = 138 IOg[ 2
Don de:
a:
separacion entre fases, m
hOI':
altura equivalente entre el c onductor y tierra, m
r:
radio del conductor, m.
Cuando se tienen multiples conductores por fase la impedancia earaeteristica de la linea,
Z, se determina en funci6n del radio equivalente GMR, a partir de las siguientes expresiones:
Para acoples fase a fase
Z'= 27610g (
G~R J
Para acoples fuse a tierra
(8.37)
''',-'.
2 hal'
Z =138 log ( GMR
J
(8.38)
Siendo GAfR dcpcndiente del mimero de conductores por fase, asi:
Dos conductorcs por fuse
GMR=JGMR c d
(8. 39)
Tres conductorcs por fase, disposicion en 6
GMR = VGMR c d
2
(8.40)
Cuatro conductores por fase
G.HR=VGMR C
.fid 3
(8.41)
Donde el GMRc se deterrnina asi:
Para conductores entorchados
GMR c '" 0.8 r
(8.42)
GMRc "' ,.
(8.43)
Para conductores s6lidos
Dondc:
d:
separacion entre subconductores del haz, m.
-----.
~
- -------------­
310. CApITulO 8
La Tabla 8.28 muestra el rango de valores que pueden ser esperados para lfneas de
transmision.
Tabla 8.28 - Rangos de Impedanc;a caracterlstlca en IIneas de transm;si6n
Numero de conductores
en Iineas de transmlsl6n
Impedancla caracterlstica
(fase a thirra) [0]
Impedancla caracterlstica
(fase a fase) [0]
Conductor simple
Dos conductores
Cuatro conductores
350-500
250-400
200-350
650-800
500 -600
420·500
~".,~
8.10
PARARRAYOS
8.10.1 tntroduccton
Los pararrayos son los elementos de proteccion de los equipos de las subestaciones
contra sobretensiones. Inicialmente los pararrayos se fabricaban con descargadores y
resistencias no lineales de carburo de silicio (SiC), pero en los ultimos aiios han sido
desplazados por pararrayos construidos con resistencias no lineales de oxido de zinc (ZnO)
sin descargadores.
8.10.2 Normas tecnicas
Las siguientes son las recomendaciones aplicables a pararrayos:
lEC 60099-4 Metal-oxide surge arresters without gaps for a.c. systems
IEC 60099-5 Selection and application recommendations
IEEE Std C62.I IEEE Standard for Gapped Silicon-Carbide Surge Arresters for AC
Power Circuits
IEEE Std C62.2 IEEE Guide for the Application of Gapped Silicon-Carbide Surge
Arresters jbr Alternating Current Systems
IEEE Std C62.ll Metal-Oxide Surge Arresters for Alternating Current Power Circuits
IEEE Std C62.22 IEEE Guide for Application of Metal-Oxide Surge Arresters for
Alternating-Current System.
8.10.3 Pararrayos ccnvenclonales
0
de carburo de silicio
El pararrayos que se utilizaba la mayorfa de las veces se denominaba convencional y es
el llarnado pararrayos tipo valvula, 0 denominado tambien tipo resistor no lineal
(Figura 8.23). Consiste en uno 0 varlos descargadores conectados en serie con uno 0 mas
resistores no lineales. Estos elementos estan encerrados en una capsula de porcelana que los
protege del medio ambiente. La capsula se llena con nitr6geno seco y se sella en ambos
extremes con sellos elasticos de un material que practicamente no "envejece". Para evitar
EQUlPOS Of PAno '"
311
que, en aquellos casos en los cuales el pararrayos es incapaz de extinguir el arco, se produzca
una explosion, se proveen de una membrana que alivia la presion interior y una boquilla que
dirige los gases que se expulsan en una direccion predeterminada.
Cubiena aislanle
con cabezales
y dispositivos
de seguridad
Explosores de
extinci6n cornrotada
Resistencia
variable
Reacci6n
(conexi6n)
Derivaci6n
(descenso)
Extinci6n
(desconexi6n)
Protecci6n de las
partes activas
protecci6n de la
zona alrededor
Figura 8.23 - Esquema de un pararrayos convencional
EI proposito del descargador es producir la ignicion cuando se excede un valor de
tension determinado, descargar el arco sobre la resistencia de descarga y despues de la
operacion de descarga interrumpir la corriente residual que resulte de la tension del sistema.
El resistor del pararrayos tiene una caracteristica tension-corricnte no lineal y acuia
como una baja resistencia al flujo de las altas corrientcs de descarga, limitando de esa
rnanera la tension a traves del pararrayos, y como una alta resistencia a las corrientes
norrnales que corresponden a la tensi6n de frecuencia industrial del sistema, lirnitando de
esta manera las corrientes residuales. Asi, cuando fluyen altas corrientes a traves del
pararrayos, la baja resistencia mantiene la caida de la tension (tension residual) por dcbajo
del maximo esfuerzo electrico que resiste el equipo protegido. AI mismo tiempo la energia
electrica de la corriente de descarga y de la corriente residual se convierten en calor en cl
resistor.
Con la Ilegada de los pararrayos en oxide de zinc, los pararrayos convencionales
desaparecieron del mercado.
8.10.4 Pararrayos de ZoO
A principio de la decada de 1980 se ernpezo a hacer popular el pararrayos que no utiliza
los saltachispas internos 0 gaps. Estos nuevos pararrayos utili zan como elementos activos
varistores de oxide de zinc, ZnO (Figura 8.24), ensamblados en serie, en una 0 mas
columnas, dentro de bujes de porcelana.
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-,
'
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.
312_C»fTVI.o8
La ausencia de los saltachispas 0 gaps introduce una nueva situacion en la aplicacion de
pararrayos para sistemas electricos de potencia, ya que el termino cebado (sparkover) no es
aplicable en estos casos.
Membrana para alivio
de presion
Elemenlo que ~
absorbe humedad
~?1
(sAica gel)
Pastilla de oxido
/liiBuiiico linO)
~Iemenlode
aluminio
Capa semiconductora
Resone
------c --=:::::=l
ElemenlOaglutinado
de alta resisleocla
particulas de oxido
metalico (ZOO)
Laminilla de cobre
Orificio para allvio
de presiOn
Resone
Membrana para
allvio de presiOn
Figura 8.24 - Esquema tipico interno de un pararrayos de 6xido metaiico (ZnO)
La tension asignada de estos pararrayos se selecciona de acuerdo con las sobretensiones
ternporales encontradas durante fallas a tierra, pero tarnbien se deben tener en cuenta la
duraci6n de la sobretensi6n, la tensi6n maxima del sistema y el grado de contarninacion del
sitio para asi especificar la distancia de fuga requerida y evitar alteraciones en la distribuci6n
de tensiones en la superficie de la porcelana, las cuales pueden producir sobrecalentamientos
en los varistores de ZnO por hacerse mas conductores (incremento de la corriente de fuga
intema) at aumentarseles el gradiente de tension. La tension residual en los bomes del
EQulPOS DE PATIO IJ
313
pararrayos depende de la caracteristica corriente-tensi6n de los varistores, es decir, de la
rnagnitud de la corriente de la onda incidente,
Durante las sobretensiones temporaJes producidas especial mente en las fases sanas'cr;'ir;cfo
existe una falla a tierra, aurnentara la corrienle de fuga en los varistores de los pararrayos de
ZnO, 10 cual va a deterrninar su capacidad termica. Por 10 tanto, es necesario especificar la
duraci6n total del cortocircuito, la cual depende del tiempo de operaci6n de los reles y del
tiempo de apertura de los interruptores. Otro fen6meno que condiciona la capacidad terrnica de
los pararrayos de ZnO es la capacidad de descarga de las lineas de transmisi6n.
~""
Las caraeteristicas de los varistores de ZnO se alteran con el tiempo y, por 10 tanto, cs
necesario efectuar mediciones peri6dicas de la corriente de fuga y reernplazar el pararrayos
cuando se Ilegue a valores que pongan en peligro su capacidad termica. Estos valores senin
fijados por el fabricante.
Los fabricantes recomiendan tener especial euidado en 10 referente a los acercamientos a
las estructuras y con las distancias entre pararrayos para asegurar una correcta distribuci6n
de tensi6n en la porcelana. Se recomienda que la distancia entre pararrayos y entre estes y las
estructuras sea por 10 rnenos igual a la altura de los mismos.
Para protecci6n de la instalaci6n y del personal todos los pararrayos debe ran cstar
equipados con un dispositivo de alivio de presi6n. Es normal proveer estos equipos con un
contador de descargns para realizar un registro de sus opcraciones,
8.10.5 Caracteristicas electricas de los pararrayos ZnO
Las siguientes son algunas definiciones de las caracteristicas electricas para pararrayos
de ZnO, segun las normas lEe.
8.10.5.1 Tension asignada U,
Es el valor eficaz maximo perrnisible de la tension a frecuencia industrial aplicado entre
los terminales del pararrayos para el cual debe operar correctarnente, bajo condiciones de
sobrctcnsiones tcmporales, En la Tabla 8.29 se presentan las tcnsiones asignadas para
pararrayos de 6xido de zinc.
Tabla 8.29 - Tensiones asignadas de pararrayos
':·"'l",ir'
Rango de la tension aslgnada
[kY]
3-30
30-54
54-96
96-288
288-324
324-756
Pasos de incremento de la
tension asignada
[kY]
1
3
6
12
18
24
8.10.5.2 Tensi6n de operaci6n continua U,
Es el mayor valor de tensi6n eficaz a frecuencia industrial que sopona el pararrayos
continuamente.
314" CJ,PfTulO 8
8.1D.5.3 Frecuencia asignada
Es la frecuencia del sistema de potencia para la cual esta pre vista la instalaci6n del
pararrayos.
8.1D.5.4 Impulso
Es una onda unidireccional de tension o· corriente que sin oscilaci6n apreciable crece
rapidamente a un valor maximo y cae, usualmente menos rapido, a cero.
8.10.5.4.1
Impulso escarpado de corriente
Es un impulso de corriente con un tiempo virtual de frente de I IJ.S. El tiempo virtual
para el valor medio de la cola no es mayor de 20 us,
8.10.5.4.2
Impulso de corriente tipo rayo
Es un impulse de corriente con un tiempo virtual de frente de 8 IJ.S y un tiempo virtual
para el valor medio de la cola de 20 IJ.S.
8.10.5.4.3
Corriente de descarga nominal de un pararrayos In
Es el valor pico del impulso de corriente de descarga que tiene un impulso de 8 x 20 us.
Los valores de corrientes nominales de descarga son: 20 000 A, 10 000 A. 5 000 A, 2 500 A
Y I 500 A.
8.10.5.4.4
Clasificaci6n de los pararrayos
La norma IEC 60099·4 (2001) clasifica los pararrayos segun las corrientes nominales de
descarga en los siguientes tipos:
Estaci6n: pararrayos de 10 000 A Y20 000 A
Intermedio 0 distribucion: pararrayos de 5 000 A
Secundarios: pararrayos desde I 500 A hasta corrientes menores que 5 000 A.
La norma IEEE Std C62.11 (1993) clasifica los pararrayos de acuerdo con la corriente
de descarga al impulso tipo rayo de la manera indicada en la Tabla 8.30 (en parentesis se
indica la tension maxima del sistema).
Tabla 8.30 - Clastncacl6n de los pararrayos segun la norma IEEE Std C62.11
Clasificaci6n del pararrayos
Estaci6n (800 kV)
Estaci6n (550 kV)
Estaci6n (menor a 550 kV)
Intermedio
Distribuci6n
• Trabajo pesado
• Trabajo normal
Secundario
Valor del impulso [A] (valor pica)
20000
15000
20000
5000
10000
5000
1500
EQUJPOS DE PATIO a
315
8.10.5.5 Impulso de corriente de maniobra
EI valor pica de una corriente de descarga que tiene un tiempo virtual de frente mayor de
30 us pero menor de 100lls y un tiempo virtual para el valor medio de Ja cola de
aproxirnadamente el doble del tiernpo virtual de frente.
8.10.5.6 Corriente continua de un pararrayos
Es la corriente que circula a traves del pararrayos cuando se energiza con la tension de
operacion.
8.10.5.7 Corriente de referencia del pararrayos
Es el valor pico de la componente resistiva de la corriente a la frecuencia industrial
utilizada para deterrninar Ia tension de referencia de un pararrayos.
8.10.5.8 Tension de referencia de un pararrayos U,./
Es eJ valor pico mas alto, independiente de la polaridad de tensi6n a frecuencia
industrial, dividido por 2, medido a la corriente de referencia del pararrayos.
8.10.5.9 Tension residual de un pararrayos
Um
Es el valor pico de tension que aparece entre los terminales de un pararrayos durante el
paso de la corriente de descarga.
8.10.5.10 Caracteristicas de protecci6n de un pararrayos
Las caractcrfsticas de un pararrayos pueden dctcnninarsc de la cornbinacion de los
siguientes paramctros:
Tension residual para impulso escarpado de corriente
"'S'
Caracteristica de la tension residual en funcion de la corriente de descarga para impulses
atmosfericos
Tension residual para impulsos de maniobra.
EI nivel de proteccion al impulso tipo rayo de un pararrayos (NPR) es la maxima tension
residual para la corriente nominal de descarga.
EI nivel de proteccion al impulso de maniobra de un pararrayos (NPM) es la maxima
tension residual para el impulso de corriente de rnaniobra especificada.
En la Tabla 8.31 se presentan, a manera de ilustracion, los rangos tipicos de las tensiones
residuales nuixirnas de acuerdo con la norma lEe 60099-4 (1001). EI valor inferior se refiere
normal mente a pararrayos con altas c1ases de descarga de linea y vice versa.
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316-CAmuLO 8
Tabla 8.31- Tens/ones resldua/es maxlmas tlplcas, para"ayos de 20 000 A Y 10000 A
Tension
Nominal
[kV] (valor
eflcaz)
20 000 A
10000A
[kV] (valor pica) I U,
[kV] (valor pica) I U,
Impuiso
escarpado
3-29
30 -132
144-342
360-756
Impuiso tipo
rayo
Impuiso de
manlobra
Frente de
onda
Impulso tlpo
rayo
Impulsode
maniobra
2,6 - 4,0
2,6 - 3,7
2,6·3,7
2,6 - 3,1
2,3 - 3.6
2,3·3,3
2,3·3,3
2.3·2,8
2.0 - 2,9
2,0 -2,6
2,0-2.6
2,0-2,3
-
-
-
2.6 -3.1
2,6 -3,1
2,6 - 3,1
2,3 - 2.8
2,3 - 2.8
2.3 - 2,8
2.0·2,3
2,0 - 2,3
2,0·2.3
8.10.5.11 Capacidad de absorci6n de energia
La capacidad de absorcion de energia de un pararrayos es de gran importancia
cspecialmente en los sistemas de extra alta tension, donde la energfa es muy elevada debido a
la poca posibilidad de reparticion de energia entre los pararrayos de una subestaci6n. Los
catalogos de los fabricantes nonnalmente indican la capacidad maxima de energfa en
kilojoules (kl), siendo esta capacidad una funcion de la tension asignada y de la corriente de
descarga del pararrayos.
8.10.6 Clase de descarga de linea
La norma lEe 60099-5 (2000) ha definido la clase de descarga de linea como el valor
reLacionado con La capacidad de absorci6n de energia de Los pararrayos de 20 000 A Y
10 000 A para la dcscarga de lineas de gran longitud. De acuerdo con la norma IEe 60099-4,
existen cinco clases.
En pararrayos de oxide metalico es especialmente importante definir correctamente su
capacidad de disipacion de energia. EI caso considemdo principalmente es la maniobra de recierre
contra una carga atrapada en una linea can el pararrayos instalado en el extremo abierto de la linea.
Ciilculos detallados de la energia a disipar por el pararrayos conllevan la utilizacion de
herramientas tales como el TNA 0 EMI'P. Se puede tornar como una primera aproximacion para
la determinacion de la energia el metoda simplificado que se muestra a continuacicn. Si este
calculo revela un consumo elevado de energla, se deberci llevar a cabo un estudio mas preciso.
En cste metodo sirnplificado, para el caso de maniobra de llneas, la energia se estima
can la siguiente f6nnula:
w=U p lUe_un.)T
n
._
w
Zr-:
,k)
Donde:
U.:
sobretension esperada sin pararrayos
Up.:
nivel de proteccion a impulsos de maniobra del pararrayos
Z:
impedancia caracteristica de la linea
(8.44)
EQUIPOS Of PATIO .. 317
T",:
tiempo de viaje de la onda, el cual es igual a la longitud de la linea dividida por la
velocidad de propagacion
rnirnero de descargas consecutivas sin enfriamiento del pararrayos.
n:
Valores tipicos de Z y
u, se presenian en la Tabla 8.32 [IEC 60099-4 (200 I)).
Tabla 8.32 - Valores tipicos de impedancias caracteristicas y sobretensiones
Tension
Maxima
Impedanclas
Caracterlsticas
Sobretenslon del sistema
U~
Z
[kV]
[0]
U.
[p.u.)
< 145
145 - 345
362-525
765
450
400
350
300
2.6
2.6
2,0
2.0
Para el calculo de la capacidad de absorcion de energla en el caso de maniobras de
capacitores 0 cables la norma IEC 60099-5 presenta la formulacion correspondiente.
La relacion entre la energia absorbida por un pararrayos y la clase de descarga de linea
con base en la relacion entre el valor de la tension residual al impulso de maniobra y la
tension asignada del pararrayos se prcsenta en la Figura 8.25.
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2
3
4
Energia absorbida [kJlkVl
Clase de descarga de linea
Figura 8.25 - Energia especlfica en kJlkV de tension asignada con respecto a /a relacion tension
residual a/ impu/so de maniobra U. Iva/or eficaz de /a tension as/gnada U.
(lomada de /Ee 60099-4 (2001))
318. CApfruLO 8
La seleccion de la clase de descarga de linea se hace en el siguiente orden:
1.
Determinar con la ecuacion (8.44) la energia generada en el pararrayos de ZnO en
servicio teniendo en cuenta los posibles eventos causados por descargas atrnosfericas y/o
maniobras.
2.
Determinar la energfa especifica dividiendo la energia hallada en el punto 1 por el valor
eficaz de la tension asignada del pararrayo~.
3.
A partir de los valorcs de la relacion de la tension residual al impulso tipo maniobra con
el valor eficaz de la tension asignada del pararrayos (UjUr ) , y de la energia especifica
calculada, detenninar a partir de la Figura 8.25, la linea de descarga ubicada por encima
del punto de encuentro de dichos valores.
8.10.6.1 Poluci6n soportada por el aislador del pararrayos
La polucion en los aisladores del pararrayos puede causar un fuerte incremento de
temperatura de los varistores en pararrayos de oxide metalico, debido a la distribucion no
unifonne a traves del equipo de los esfuerzos dielectricos que se presentan durante la
operacion. Para prevenir fallas en areas de alta polucion, deben elegirse pararrayos capaces
de resistir las condiciones de polucion locales.
Los pararrayos utilizados en condiciones nonnales de operacion deben ser resistentes a
los esfuerzos de polucion medios de acuerdo con el nivel II de polucion segun la norma
lEC 60071-2 (1996). Si el sitio de instalacion del pararrayos esta sujeto a una polucion mas
alta, se disminuye la eficacia del pararrayos, Si se utilizan pararrayos con conceptos
inadecuados en zonas de fuerte polucion (nivel III) 0 muy fuerte polucion (nivel IV), una
limpieza y/o engrasado periodicos pueden ser efectivos para prevenir los efectos
mencionados anterionnente.
La seleccion del tipo de aislador requerido de acuerdo con el nivel de contarninacion se
" realizara teniendo en cuenta 10 indicado en el Capitulo 9, Conductores, Barras, Aisladores y
Conectores.
8.10.6.2 Procedimiento general para la seleccl6n del pararrayos
EI siguiente procedimiento iterativo, presentado en la norma lEC 60099-5 (2000), es
recomendado para la seleccion del pararrayos (Figura 8.26).
Detenninar la tension de operacion continua U; del pararrayos con base en la maxima
tension de operacion del sistema.
.
Determinar la tension asignada del pararrayos U, con base en las sobretensiones
temporales previstas.
Estimar la magnitud y probabilidad de las corrientes de descarga atmosfericas esperadas
......ves del pararrayos; determinar los requerimientos para las descarga de la linea de
transmision; seleccionar la corriente de descarga nominal, el valor mas alto de impulso
de corriente y la c1ase de Iinea de descarga del pararrayos.
Seleccionar la c1ase de alivio de presion del pararrayos con base en la corriente de falla
esperada.
Seleccionar un pararrayos que cumpla con los requerimientos anteriores.
,'~i
EQUIPOS DE PATIO r:
319
Deterrninar las caracteristicas de proteccion a los impulsos tipo rayo y tipo maniobra del
pararrayos.
Tensi6n mas alta
de operaci6n
Sobretensiones
temporales
Corriente de
descarga lipo rayo
Energia de
descarga
Corriente de lalla
Nivel de'prolecci6n
al impulse lipo
rayo
Nivel de protecci6n
al impulso lipo
maniobra
Figura 8.26 - Diagrama de flujo para la se/ecci6n de un pararrayos
Normalmente los pararrayos se disponen en la entrada de las lineas de transmision a las
subestaciones y en las proximidades de los equipos con aislarnientos no regenerables, tales
como equipos de transforrnacion y compensaci6n. Los pararrayos se deben localizar Ian
cerca como sea posible del equipo a proteger, con el objeto de evitar el efecto del aumento en
el nivel de proteccion por la longitud de las conexiones. En casos entices de instalaciones a
grandes alturas es necesario disponer pararrayos en sitios diferentes a los norrnalmente
utilizados para mantener un nivel de protecci6n apropiado, de acuerdo con el nivel de
aislamiento.
Si se desea asignar un nivel mas bajo de aislamiento al equipo, se recomienda
seleccionar una tensi6n de operaci6n continua mas baja, una tensi6n asignada mas baja, una
corriente de descarga nominal mas alta. una c1ase de descarga de linea mas alta, un diseno
diferente de pararrayos 0 una reduccion de la distancia entre el pararrayos y eJ equipo a
proteger.
~:~JiJ '-i_.,-.,::;;,~:. -,>~~,(
~":,~\t~~~~~~~~,,:~rtl~~t~:~~~~~~:-i,!~V~~;-'~%;!.",* ~\",;,
, .~' :~;\~ .';,"i'"' -,,-,-,"
320. CAPfTuLo 8
Cabe anotar que al aislador del pararrayos, es decir, a Ia superficie aislante, se Ie deben
especificar niveles de aislamiento como a cualquier equipo de subestacion.
8.10.6.3 Pruebas
8.10.6.3.1
Pruebas tipo
Prueba de aislamiento: demuestran la capacidad del aislador para soportar los esfuerzos
de tension.
Pruebas de tension residual: sirven para verificar los niveles de proteccion de los
pararrayos y son:
• Tension residual al impulso escarpado de corriente
• Tension residual al impulso de corriente tipo rayo
• Tension residual al impulso de corriente de maniobra .
Pruebas de soporte de impulsos de corriente de larga duracion: demuestran la capacidad
de los resistores para soportar esfuerzos dielectricos y de energia sin fallar ni flamear.
Pruebas de funcionamiento: determinan la estabilidad terrnica del pararrayos,
Pruebas del dispositivo de alivio de presion: demuestran la capacidad del aislador del
pararrayos para soportar las corrientcs de corto circuito sin ruptura violcnta de la
porcelana.
Pruebas de contarninacion en las porcelanas de los pararrayos.
Pruebas dc descargas parciales,
Pruebas de estanqueidad.
Prucbas de distribucion de corrientes en pararrayos multi-columna.
8.10.6.3.2
Pruebas de rutina
Medida de la tension de referencia U"f'
Prueba de tensi6n residual: esta prueba debe hacerse a todos los pararrayos con tension
asignadasuperior a I kV. La prueba puede realizarse en pararrayos completes 0 en
unidades individuales.
Verificaci6n de la ausencia de descargas parciales y de ruido de contacto.
Prueba de estanqueidad de la porcelana,
Prueba de distribucion de corrientes en pararrayos multi-columna.
Capitulol9
CONDUCTORES, BARRAS,
AISLADORES Y CONECTORES
Ii
9.1 INTRODUCCION
En este Capitulo se describen los criterios basicos de seleccion de capacidad, tarnafio y
caracterfsticas de conductores, barras, aisladores y conectores para subestaciones de alta y
extra alta tension; para elIo se tienen en cuenta las recomendaciones indicadas en el
Capitulo 6, Disposicion Fisica, en el cual se consideran conductores flexibles 0 barras
tubulares y la utilizacion de los diferentes tipos de aisladores.
9.2 DEFINICIONES
AAC: conductor de aleacion de aluminio.
ACAR: conductor de aleacion de aluminio reforzado.
ACSR: conductor de aluminio reforzado con acero.
~i~'<
Cargas: son todas aquellas acciones que son producidas par diferentes fenomenos
fisicos. tales como: efectos gravitacionales (cargas de peso propio y hielo), viento, sisrno y
cortocircuito.
Esfuerzo: efecto de la carga sobre la seccion transversal de un cuerpo, intensidad de
fuerza por unidad de area.
•
Flecha: deformacion de un cuerpo por efecto de las cargas que acnian sobre el,
Temperatura maxima: valor mas alto de la temperatura a la cual ope ran los
conductores 0 barras sin modificar sus propiedades electromecanicas,
9.3 TIPO DE CONDUCTORES
A continuacion se establecen los criterios que se deben tener en cuenta para la correcta
seleccion de conductores en subestaciones de alta y extra alta tension.
Para las conexiones en subestaciones se pueden considerar conductores de cobre,
aluminio, aleacion de aluminio 0 ACSR, los cuales deben garantizar condiciones mecdnicas
adecuadas para los vanos de instalacion, soportar los esfuerzos electrodinarnicos presentes en
las subestaciones y proveer un media de transporte de corriente de capacidad adecuada de
acuerdo con los niveles de potencia que puedan considerarse en los sistemas de alta y extra
alta tension. Es de anotar que, en subestaciones de alta y extra alta tension, es muy Iimitado
el uso de conductores de cobre.
I
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322" CAPhuLO 9
•
'.
En algunas subestaciones pueden requerirse conexiones especiales (paso sobre vias de
mantenimiento de equipos, por ejemplo), diseiio en areas restringidas y. por ende, con
anchos de campo reducidos 0 corrientes nominales y de cortocircuito clcvadus, 10 que
implica la utilizaci6n de barras rigidas (tubos de aluminio 0 aleaci6n de aluminio).
Las caracterfsticas principales que se buscan en un conductor, bien sea cable
conductor tubular, son las siguientes:
0
Buena conductividad electrica
Alta capacidad de corriente
Buena resistencia en cortocircuitos
Dcbil intensidad de campo exterior (cfccto corona)
Superficies Iisas
Excelente resistencia a la corrosi6n
Ligereza (conductores tubulares).
En la Tabla 9.1 se presentan las principales caructcristicas fisicas de los mctalcs cobre y
aluminio, las cualcs son necesarias para la selecci6n adecuada de los conductores hechos de
estos materiales.
En las Tablas 9.2 a 9.8 se presentan las principales caracteristicas de los cables de cobre,
aluminio y ACSR Y de los tubes de cobre y aluminio mas utilizados en la construccion de
subestaciones.
Tabla 9.1 - Caracteristicas materia/es
Descripclon
Resistividad a 20·C
Capaeidad tarmiea especifica
a 20·C (<;)
Densidad (p)
Coeficiente de variaei6n de
resistencia con la
temperatura (U20)
Coeficiente de expansion
lineal
MOdulode Young tlpico
(conductores entorchados)
Conductivldad especlfica a
20·C (K:IO)
Temperatura mas elevada
del material durante
cortocircuito
Unidad
Cobre (Cu)
Aluminio
(AI)
I
Acero
ACSR
I
Om
l,7xl0"
3,4xl0"
2,9xl0"
2,9x10··
Jlkg·C
390
910
910
480
kglm'
8900
2700
2700
7850
1rC
0,00393
0,004
0,004
v-c
16,8 xl0"
23,0 xl0"
23,0 x10··
11,5 xl0··
Nlm2
12,0 xl0'o
6,0 x10'o
6,0 x10'o
21,0 x10'o
110m
56 xl01
34,8 xl01
34,8 xl01
7,25 x10 1
·C
200
200
200
300
I
0,045
._-~
CONcucrORES, BARRAS, A1SLAOORES Y CONECTORES
I;
323
Tabla 9.2 - Caract.rist/cas conductores de cobre
Secci6n
nominal
[mm'l
10
Secci6n
media
[mm'l
10,02
Composicl6n hllos
x diitmetro del hllo
Diametro
[mm]
[mm]
4,05
Carga de
ruptura
[Nl
4100
Masa
Corriente
asignada
[Al
90
125
16
15,89
7 x 1,35
7 x 1,70
5,10
6500
[kg/ml
0,090
0,143
25
24,25
7 x 2,10
6,30
9900
0,219
160
35
34,36
7 x2,50
7,50
14050
0,310
200
50
49,48
7 x 3,00
9,00
20200
0,447
50
48,36
19 x 1,80
9,00
19800
0,438
250
250
70
65,82
19 x 2,10
10,5
26900
0,597
310
95
120
93,27
117,0
19 x 2,50
19 x 2,80
12,5
14,0
38100
47800
0,846
1,061
380
440
510
150
147,1
37 x 2,25
185
181,6
37 x 2,50
15.7
17,5
60100
74200
1,337
1,651
585
240
242,5
61 x 2,25
20,2
99100
2,208
700
800
300
299,4
61 x 2.50
22,5
122350
2,726
400
400,1
61 x 2,89
26,0
163450
3,643
960
500
499,8
61 x 3,23
29,1
204200
4,551
1 110
Temperatura ambiente: 35°C
Temperalura del conductor: 70°C.
Tabla .9.3 - Caracterist/cas conductores de alumlnfo
Secci6n
nominal
[mm']
25
Secci6n
media
[mm']
24,25
35
50
34,36
49,48
50
70
95
Composlci6n hilos
x dlitmetro del hilo
[mrn]
7 x 2,10
Diametro
conductor
[mm]
6,3
[kg/m]
0,066
Masa
Carga de
ruptura
[N]
4250
Corriente
asignada
[Al
110
7 x 2,50
7,5
0,094
9,0
0,135
5850
8100
145
7x 3,00
48,36
65,82
19x 1,80
0,133
0,181
8600
11500
225
19x2,10
9,0
10,5
93,27
29 x 2,50
12,5
0,256
15950
340
180
270
120
117,0
19 x 2,80
14,0
0,322
19100
150
147,1
37 x 2,25
15,7
0,405
25700
390
445
185
181,6
37 x 2,50
17,5
0,501
31050
520
240
242,5
61 x 2,25
20,2
0,669
40150
300
299,4
61 x 2,50
22,5
0,827
48500
625
710
400
400,1
61 x 2,89
26,0
1,10S.
61900
855
500
625
499,8
61 x 3,23
1,380
626,2
91 x 2,96
29,1
32,6
1,733
82750
96900
1 140
800
1000
802,1
91 x 3,35
999,7
91 x 3,74
36,8
41,1
2,768
Temperatura ambiente: 35'C
Temperetura del conductor: 80°C.
2,219
120550
148450
990
1340
1540
·~~I
,l'".>;-' ':.~~:,'>;j~;~1'
{':J:".;,'1t~:/:.:>, ~rr;,·'
~.
7<;';':1:;,
~"{>':"'J;".::'."{ ,~.~:".j,,"
"'
324 • CAPfT\JI.O 9
Tabla 9.4 - CaracterisUcas conducfDl8S ACSR • conductores de varias capas
C6digo
Jaree
f---
Th rasjer
Kiwi
Bluebird
Chukar
Falcon
Lapwing
r-Parrot
Nuthatch
Plover
Bobolink
Martin
Dipper
Pheasant
Bittern
Grackle
Bunting
Finch
Bluejay
Curlew
Ortolan
Merganser
Cardinal
Rail
Baldpate
kCM
Secci6n
total
[mm"]
ComposlclOn hIIos )(
dlametro del hllo
[mm]
A1uminlo
Acero
Di_metro
conductor
[mm]
[kg/m]
[kN]
Corrlente
aslgnad.
[A]
M.sa
Carga de
rupture
2515
2312
2167
2156
1781
1344
1235
1 146
1 181
976
76 x 4,620
76 x 4,430
72 x 4,407
84x 4,069
84 x 3,698
19x2,156
19 x 2,068
7x2,939
19 x 2,441
19 x 2,220
47,752
45.nl
44,069
44,755
40,691
4,096
3,764
3.431
3.741
3,090
274,44
254,87
221,51
268.21
226.85
1380
1380
1340
1340
1300
1590
1590
1 510
1510
1431
908
862
862
818
817
54 x 4,359
45 x 4,521
54 x 4,247
45 x 4,653
54 x 4,135
19 x 2,618
7x3,l83
19 x 2,548
7 x3,101
19 x 2,482
39,243
38,202
38,227
37,211
37.211
3,090
2,670
2,894
2,536
2.742
242,42
187,71
229,96
178,36
218,40
1300
1250
1250
1200
1200
1431
1351
1351
1272
1272
n5
n2
732
726
689
45
54
45
54
45
x 4.529
x 4.018
x 4,402
x 3,899
x 4,270
7 x 3,020
19 x 2,410
7x2,934
19 x 2,339
7x2,847
36,246
36.170
35,204
35.103
34.163
2,403
2.588
2,268
2,436
2,137
170,36
205,94
161,02
193.93
151.68
1 160
1160
1 110
1 110
1060
1 192
1 193
1 114
1 113
1033
681
646
636
603
591
54
45
54
45
54
x3,n4
x 4,135
x 3,647
x 3,995
x 3,513
19 x 2,266
7 x 2.756
19x2,189
7 x 2,664
7 x 3,513
33.985
33,071
32,842
31,953
31,623
2,284
2,003
2,132
1,870
1,983
186,37
142,34
173,92
132,55
162,80
1 010
1010
1 010
970
970
1033
954
954
954
560
596
517
562
45
30
54
45
30
x 3,848
x 4,534
x 3,376
x 3,698
x 4,399
7
7
7
7
7
x 2.565
x 4,529
x 3,376
x 2.468
x 4,399
30,785
31,699
,30,378
29,591
30,785
1,736
2.225
1.831
1,602
2.101
123,21
204,61
150,34
115,20
192,60
970
950
950
910
910
900
900
546
.
Canary
900
Ruddy
900
875
874
795
515
487
501
474
497
54
45
54
45
30
x 3,279
x 3.592
x 3,233
x 3,541
x 4,135
7x3,279
7 x 2,395
7 x 3.233
7 x 2,360
7 x 4.135
29,515
28,727
29.108
28,321
28.956
1,727
1.512
1,678
1.471
1.857
141,89
112.98
139.67
111.20
170,36
900
Cuckoo
-Tern
795
795
795
795
795
495
469
455
455
431
30
26
54
24
45
x 4,135
x 4,442
x 3.081
x 4,623
x 3,376
19 x 2,482
7x 3,454
7 x 3,081
7 x 3,081
7x2,250
28.956
28,143
27,737
27,737
27,000
1.840
1.630
1,526
1.526
1,335
170,80
140,11
125,43
124,10
98,30
840
840
840
830
Coot
795
414
36 x 3,n4
1 x3,n4
26,416
1,199
73,39
840
Crane
Willet
Skimmer
Mallard
Drake
Condor
900
900
900
900
CONOUCTORES, BARRAS, AlSlADORfS Y CONECTORES
C6digo
I kCM
Seccl6n
total
' (mm')
Composlcl6n hilos x
diilmetro del hilo
(mm)
,
I
1
,
~Buleo
715
715
716
715
Redwing
Starling
Crow
I
Still
I
716 :
716 ;
Grebe
Gannet
666
667 ;
667
Gull
,
Aluminlo I
,
Flamingo
I Seater
I
I
Egret
636
636
636
636
636
Grosbeak
Groose
I
Rook
i
Kingbird
r --636
I
i
.~.
I
Peacock
Eagle
Dove
1
605
606
Masa
(kg/m)
de
ruptura
(kN)
Acero
27,457
27,457
26,695
26,314
1,667
1,655
1,468
1,372
153,01
153,90
126,32
116,98
410
388
393
382
382
24
45
26
54
24
x 4,387 i 7 x 2,924
x 3,203 i 7 x 2,136
x 4,067 I 7 x 3,162
x 2,822 I 7 x 2,822
x 4,234 I 7 x 2,822
26,314
25,629
25,756
25,400
25,400
1,374
1,202
1,366
1,278
1,280
113,42
91,63
118,32
108,98
105,42
397
396
375
364
364
30
30
26
54
24
x 3,698 I 7 x 3,698
x 3,698 I 19 x 2,220
x 3,9731 7 x 3,089
x 2,756 t 7 x 2,756
x 4,135 • 7 x 2,756
25,883
"25,883
25,146
24,816
24,816
1,480
1,472
1,304
1,220
1,220
137,00
140,11
112,09
104,97
97,86
340"
"1sx4"}75
~.
I
I
II
346
347
---'
~ x 4,034
7 x 2,690
54 x 2,690' 7 x 2,690
I
23,622
25,248
25,248
24,536
.• _.
L.-...-"~_..._
...
[557
319
55'6"-" 298
I 477
298
~~-" 3,868
i
18 x 4,465
30 x 3,203
1-.:-.
_~awk .. _~~~,::,~~= 26 x 3,439
Flicker.
i 477
273 t-Z4 x 3,581
Lark
800
:
800
780
800.~
~
770
,
770
993
770
760
i
760~-
760
I
760
. . _ ..
24,206
I 24,206
1,162
1,161
I
96,08
100,08
557
348
30 x 3,459
7 x 3,459 I 24,206
1~~299_+ 120,99
..- - _ . - 1 - . : : - - - - - - - - - - - - - - - - - - -..
,556
328
26 x 3,716
7 x 2,891; 23,546
1,141
99,64
- '..-..... I· .. '- .....--._­
Pelican
,
1
.
1 x 4,465
7 x 3,203
7 x 2,675
7 x 2,388
22,327
22,428'
21,793
21,488
20,676
18x4,135, 1 x 4,135
477
255
I
397
397
234
397
336
213
210
18 x 3,774
30 x 2,690
1 x~,774 I
7 x 2,690:
18,872
18,821
336
336
336
300
198
193
180
187
26 x 2,888
24 x 3,007
18 x 3,472
30)( 2,540
7 x 2,245
7 x 2,232
1 x 3,472
7)( 2,540
18,288
18,034
17,374
17,780
2~
750
750
730
730
I
I
j
---.~
I
~~~5781_.23,216_-_~;06~J B8,0? _~.- ~ !~-~i
i
. ~._-. '---1-' - - - - . - ­
_
..- _ 1
!
Osprey
Hen
840
800
0,960
59,60
760
1,411
130,77
750
1,401
133,44.
750
, - I - - - c . - - - - -..- ­
1,241
104,97
750
.... -~ _
Parakeet
!
:
1-"-4,77Sr'23"Jl76 '1,030-- r - -69 ,83'
36 x 3,376: 1 x 3,376 I
30 x 3,607
7 x 3,607
30x3,607.19X2,1641
26 x 3,873 . 7 x 3,012:
__ .1_._.
Corriente
aslgnada
(A)
I Carga
x 3,922 I 7 x 3,922 I
x 3,922 i 19 x 2,352 I
x 4,214 ! 7 x 3,277 I
x 2,924 I 7 x 2,924 I
~'
'Duck
I
30
30
26
54
636
331
. Wood duck I 605
378
Teal
I 605
376
--"-"'--~---"--'--'
Squab
: 605
356"
.L.
,
Dlilmetro
conductor
I
(mm)
447
445
422
409
i
Swift
I
11325
30 x 2,924 . 7 x 2,924
I
0,900
0,219
0,979
0,916
0,772
60,94
730
105,86 ----670
86,74 ------ 676
76,51
670
670
52,49
20,472t=H'9~8 90,29
600
0,815
72-;50---590
0;763'­
65,39--·-590
2~3,1397x2:441! 19,888
eirant--'-'39S--"'-228 ­ -24,,3,269 ~j"'2.179f 19,609
Ibis
:
Chickadee
I
Oriole
Linnet
Widgeon
Merlin
-PiPer
.
I
:
i
!
'I 0,644
I
44,04
I 0,785 I 75,62
0,690 i
0,645 I
0,545
0,700
I
I
62,27
55,60
38,25
68,94
590
530
530
530
530
500
I
I
<
:~l'
..,. ,
..1
'.
326. CAPtruLO 9
Cod/go
kCM
Secclon
total
[mm"]
Ostrich
300
In
Composlclon hllos ><
dlametro del hllo
[mm]
A1umlnio
Acero
26 ><2.728 7x2.121
Gadwall
Phoebe
Junco
Partridge
, Waxwing
300
300
267
267
267
172
160
167
157
143
24 x 2.840
·18 x 3.254
30 x 2.395
26 x 2.573
18 x 3.091
i corrlentel
Diametro
conductor
[mm]
[kg/m]
Carga de
rupture
[kN]
17,272
0.615
56.49
490
17.043
16.408
16.764
16.307
15.469
0.575
0,486
0,623
0.547
0.431
49.82
34.25
60.94
50.26
30.69
490
490
460
460
460
M.sa
.slgnada
[A]'
:
I
7 x 1.892
1 x 3.279
7x 2.395
7x2.002
1 x 3.091
Tabla 9.5 - Csracterlstlcas conductores ACSR· conductores de una capa
---- -_._­
Codigo
..
,secclon
total
[mm'l
_------ _._--- -. - - - - -_. -
Composlclon hllos
dlametro del hllo
x
Penguin
Pigeon
Quail
Raven
Robin
211,6
167.7
133,0
105,7
83,7
125,1
99,2
78,6
62,5
49,5
[mm]
Alumlnlo
Acero
6x4,nO
1 x4,nO
6 x 4,247
1 x 4.247
6 x 3,782
1 x 3.782
6 x 3.371
1 x 3.371
6 x 3,000
1 x 3.000
Sparate
.S.E!rrow
Swanate
Swan
T\Jrkey
66.4
66,4
41.7
41.7
26.2
42.2
39,3
26,5
24,7
15,5
7 x 2,474
6 x 2,672
7 x 1,961
6x2,l18
6 x 1,679
..
Dlimetro
conductor
Masa
Carga de
ruptura
-
-
_ --•..
Cornente
' aslgnada
[mm]
[kg/ml
[kN]
14.300
12.751
11,354
10,109
8,992
0,434
0.344
0,273
0,216
0,171
37,36
29.36
23,57
19,57
16.01
340
300
270
230
200
8.255
8,026
6.528
6.350
5.029
0.159
0.136
0.100
0,085
0,054
16,01
12,45
10.68
8,45
5,34
180
180
140
140
100
[AI
,',
1 x 3.299
1 x 2,672
1 x 2.614
1 x2,l18
1 x 1.679
Tabla 9.6 - Csracteristicas conductores ACSR· conductores de una capa yalta resistencla
(cable de,guarda)
Codlgo
kcm
Secclon
total
[mm"]
Brahma
eachin
Dorking
Donerel
Guinea
203,2
211,3
190.8
176.9
159,0
194,9
169.5
153,1
141.9
127.5
Composlclon hllos "
dlametro del hllo
[mml
Acero
A1umlnlo
19 x'2.482
16 x 2.863
7 x 3,371
12 x 3,371
7 x 3,203
12 x 3,203
12 x 3.084
7 x 3.084
12 x 2.924
7 x 2.924
Leghorn
Minorca
Petrel
Grouse
134,6
110.8
101.8
80,0
108,0
88.9
81,7
54,7
12
12
12
8
Temperatura ambiente: 35·C
Temperatura delconductor: BO·C,
...
x 2.690
x 2.441
x 2.339
x 2,540
7 x 2.690
7 x 2.441
7 x 2.339
1 x 4.242
Ikg/m]
Carga de
ruptura
[kN]
18.136
16.866
16,027
15,418
14,630
1.009
0,787
0.709
0,657
0,592
92.07
126.32
83,18
76,95
71,17
13.437
12,192
11.709
9.322
0.501
0,413
0.378
0,222
60,49
49.82
46,26
23.13
Dl.imetro
conductor
[mm]
Masa
---------
CONDUCTORfS, !lARRAS, A1SlADORfS Y CONfCTORfS • 3 2 7
Tabla 9.7 - Caracteristicas barras tubulares de cobre
Dlametro exterlor
[mm]
20
Espesor
[mm]
32
2
3
4
5
6
2
3
188
273
352
424
490
239
4
452
550
641
2
3
4
5
6
40
5
6
50
t--=.:-_
I
5
6
8
63
3
4
5
6
8
80
3
4
5
6
8
100
3
4
5
6
8
120
4
5
6
8
10
Seccl6n
[mm l ]
113
160
201
236
264
Masa
[kg/m]
1,01
1,43
1,79
2,10
2,35
Corrlente aslgnede
Exterior plntade I Desnude
460
449
548
535
613
599'
664
648
708
691
Materlel
E-Cu F 37
E-Cu F 37
E-Cu F 30
E-Cu F 30
E-Cu F 25
1,68
2.44
3,14
3,78
4.37
2,13
3,11
4,04
4,90
5,72
I E-Cu F 37
I E-Cu F 37
I E-Cu F 30
I E-Cu F 30
E-Cu F 25
E-Cu F 37
E-Cu F 37
E-Cu F 30
E-Cu F 30
I E-Cu F 25
679
818
927
1020
1 100
816
986
1 120
1240
1340
1300
707
829
1060
3.95
5.16
6.31
7,40
9.42
I E-Cu F 37
I E-Cu F 30
! E-Cu F 30
E-Cu F 25
! E-Cu F 25
1 190
1360
1500
1630
1820
1750
565
741
911
1070
1380
5.04
6.61
8.13
9,58
12.3
E-Cu F 30
E-Cu F 30
E-Cu F 30
I E-Cu F 25
E-Cu F 25
1440
1650
1820
1990
2230
1390
1590
1750
726
955
1 180
1400
1 810
64,7
85.2
10.5
12.4
16,1
i E-Cu F 30
E-Cu F 30
I E-Cu F 30
I E-Cu F 25
: E-Cu F 25
1760
2020
2230
2440
2740
1690
1 930
2140
2630
914
1210
1490
1
2310
81,S
10.8
13.3
15.8
20.6
I E-Cu F 30
I E-Cu F 30
E-Cu F 30
E-Cu F 25
E-Cu F 25
2120
2430
2320
1460
1 810
- 2150
13,0
16.1
19,2
25.1
30,8
I
E-Cu F 30
E-Cu F 30
E-Cu F 25
E-Cu F 25
E-Cu F 25
2830
3150
3440
3890
4190
349
~
-J_ _578
no
2820
3460
!
I
I
I
I
660
794
900
987
I
l
2340
2020
j
i
~~..Q.-J
-- 2820
j
3330
2690
2990
3280
3700
3990
\
;
~
.•,
"
<~,
..
328. CYfM.o 9
Olametro exterlor
[mm)
160
Espesor
[mm]
4
5
6
8
10
SeeelOn
[mm'J
1960
2440
2900
3820
4710
Maaa
(kglm)
17.5
21.7
34,1
42.0
E-Cu F 30
E-Cu F30
E-Cu F25
E-Cu F25
E-Cu F25
200
5
6
6
10
12
3060
3660
4830
5970
7090
27,3
32,6
43.0
53.2
63.2
E-Cu F25
E-Cu F25
E-Cu F 25
E-Cu F25
E-Cu F20
5010
5460
6180
6690
7020
4740
5160
5640
6320
6640
250
5
6
8
10
12
3850
4600
6080
7540
8970
34,3
41,0
54,3
67,3
80,0
E-Cu F25
E-Cu F25
E-Cu F25
E-Cu F25
E-Cu F20
6130
6680
7570
8190
8600
5780
6290
7130
7720
8110
25.9
Materlal
Corrlente aslgnada
I
Exterlor plntada
Oesnuda ;
3660
3470
4070
3860
4460
4230
5050
4790
5460
5170
J',
~
Temperatura ambiente: 35°C
Temperatura del conductor: 6SoC
Masa calculada con base en una densidad de 8,9 kgldm'.
Tabla 9.8 - CaraeterlsUeas barras tubula,.. de alum/n/o
Espesor
Seeel6n
Masa
Material
[mm]
2
3
4
5
6
[mm'J
110
160
201
236
264
[kg/m]
0.305
0.433
0.544
0.636
0,713
E-AIF 10
E-AlF 10
E-AlF 10
E-AlF 10
E-AIF 10
435
487
527
558
2
3
4
5
6
188
273
352
424
490
0.509
0.739
0.950
1,15
1.32
E-AlF 10
E-AlF 10
E-AlF 10
E-AIF 10
E-AIF 10
539
649
737
808
868
40
2
3
4
5
6
239
349
452
550
641
0,645
0,942
1,22
1,48
1,73
E-AlF 10
E-AlF 10
E-AIF 10
E-AIF 10
E-AIF 10
648
783
892
982
1060
621
750
854
941
1 020
50
3
4
5
6
8
10
443
1,20
1,56
1,91
2.24
2,85
3,39
E-AIF 10
E-AIF 10
E-AlF 10
E-AIF 10
E-AIF 7
E-AIF 7
944
1080
1 190
1290
1460
1580
900
1030
1 140
1230
1390
1 510
Olametro
exterlor
[mm]
20
32
578
707
829
1060
1260
Corrlente asignada
Exterlor pintada
365
Oesnuda
354
421
472
511
540
519
624
708
.-
n7
_.~-----
835
.--/"" 't~ -,.-.'
CONDUCTORES, BARRAS, AJSLAOORES Y CONECTORES.
I
Dlametro
exterior·
[mm]
Espesor
Secclon
Masa
[mm]
[mm']
[kg/m]
63
3
4
5
6
8
565
741
911
1070
1380
2,00
2,46
2,90
3,73
E·AIF 10
E·AIF 10
E·AIF 10
E-AIF 10
E·AIF7
1 140
1310
1450
1570
1790
1090
1240
1380
1490
1700
3
4
726
955
1 180
1400
1810
2200
1,96
2,58
3,18
3,77
4,89
5,94
E-AIF 10
E-AIF 10
E-AIF 10
E·AIF 10
E-AIF 7
E-AIF 7
1400
1600
1780
1930
2200
2420
1320
1 510
1680
1820
2080
2280
914
1210
1490
1770
2310
2,47
3,26
4,03
4,78
6,24
E·AIF 10
E-AIF 10
E-AIF 10
E-AIF 10
E-AIF7
1680
1930
2150
2340
2670
1580
1820
2020
2200
2510
1460
1810
2150
2820
3460
3,94
4,88
5,80
7,60
9,33
E-AIF 10
E-AIF 10
E-AIF 10
E-AIF7
2250
2500
2730
3120
3420
2100
2340
2550
2920
3200
80
5
6
8
10
100
I
3
4
5
6
8
Material
329
Corrlente aslgnada
I Exterior pintada
1,53
I Desnuda
-
I
120
4
5
6
8
10
I
I
160
I
;
~---
!
200
250
I
I
,
i
I
I
I
I
i
_. 2910
.. - . - I! -2710
- -
1960
-------------­
3240
.!
3010
---·i-~tF~ +--·-~~~6----t--~~~}-
8
10
4710
12,7
5
6
3060
3660
8,27
9,87
8
10
12
4830
5970
7090
13,0
16,1
19,1
5
6
8
10
12
3850
4600
Temperatura arnbiente: 3S'C
Temperatura del conductor: 6S·C.
E·AIF7
5,29
I E-AIF 10 i
~-6.57- ·1-E~A":10-r-2440
2900
-.~-----{:.;
3820
4-
5
L._
i
6
1-----·_-­
I
I
I
6080
7540
8970
I
10;4
12,4
16,4
20,4
24,2
I
i
i
!
E-AIF7
E-AIF 10
E-AIF 10
E-AIF7
!
E-AIF7
E·AIF7
1
I
I
.
4460
4140
3960
4320
4970
5460
5830
3670
4000
4600
4460
4870
5610
6170
! E-AIF 10
I
4840
! E-AIF 10
!
5280
6080
6690
7150
E·AIF 7
E-AIF 7
E-AIF7
I
I
I
I
5060
5400
I
6600
i
:\?}~"~. ~!';:l.;·::t'!~~~~;JI:::;}\;.'::-" '~)";"
330. CAPtruLO 9
":-'...
"!-':~h
-I:~-;
.,
9.4 CORRIENTE ASIGNADA
En la detenninaci6n de la capacidad de corriente de los conductores de una subestacion
deben tenerse en cuenta los siguientes factores:corriente de la carga, temperatura ambiente,
velocidad de viento y radiaci6n solar. La detenninaci6n de la temperatura limite de los
conductores se haec necesaria para garantizar que:
No se excedera la temperatura limite de disefio de los cables, establecida de acuerdo con
las nonnas internacionales (70°C para conductores de cobre y MO°C para conductores de
aluminio, de acuerdo con la norma DIN 48201 (l981a, 1981b, 198Ic) con el objeto de
no alterar las propiedades mecanicas del material.
Las flechas de los conductores en condiciones de maxima temperatura permaneceran
dentro de lirnites tales que no permitan disminuci6n de las distancias electricas de
seguridad entre fases 0 a tierra, de tal fonna que no se produzcan flameos durante
condiciones de viento 0 cortocircuito.
9.4.1
Temperatura superficial de conductores flexlbles
-
-,
Para el c:ilculo de la temperatura de los conductores se deben tener en cucnta dos
aspectos, el electrico y el meteorologicc, siendo este un tema importante a ser tenido en
cuenta, ya que los parametres meteorol6gicos influencian el estado terrnico del conductor.
Este esta afectado principalmente por la velocidad del viento, su direccion y turbulencia, la
temperatura arnbiente y la radiaci6n solar.
Para el c:ilculo de la temperatura en el conductor se recurre a un balance de energia
[ClORE (1992)], balance que s610 es posible si se trabaja con la premisa de que la corriente
de carga es la misma, tanto para corriente altema como para corriente directa a igual
temperatura del conductor. Este balance esta dado por:
Qg =Q p
Pj + Pm + P, + P;
(9.1)
=r; + P, + P
w
(9. I)
Donde:
Qg:
calor ganado
Qp:
calor perdido
Pj:
calentamiento por efecto Joule
Pm:
p(:
...
-'
,; '_.,~
calentamiento por efecto magnetico
".;. 1f...' .....iiento solar
Pi:
calentamiento por efecto corona
Pc:
P,:
enfriamiento por convecci6n
enfriamiento por radiaci6n
Pw:
enfriamiento por evaporacion,
EI calentarniento por efecto corona es unlcamente significativo con gradientes
superficiales de tensi6n elevados, los cuales se presentan durante lIuvias y alto viento que es
cuando el enfriamiento por conveccicn y evaporaci6n es elevado. Para casos practices, el
calentamiento por efecto corona se considera nulo (Pi = 0). EI calentamiento por efectos
CONDUCTORES, BARRAS. A1SlAOClRES Y CONECTORfS •
331
rnagneticos es debido a la presencia de tlujos magneticos los cuales producen calentamiento
debido a la generacion de corrientes de Eddy, hisieresis y viscosidad magnetica; este
fenorneno solo ocurre en corriente altema y puede considerarse no significativo (Pm 0).
=
Debido a que el enfriamiento por evaporacion no es alterado significativamente por el
vapor de agua presente en el aire 0 con las gotas de agua, se considera no signiflcauvo
(P",= 0).
Con las anteriores premisas, 1a ecuacion de balance de energia se convierte en:
Pj+p'=Pc+P,
(9.3)
A continuacion se describe brevemente la forma de calcular cada uno de estos terminos.
9.4.1.1
Calentamiento por efecto Joule
EI calentamiento por efecto Joule (debido a la resistencia del conductor), esta dado por
la siguiente relacion:
lj
= k j } 2 ReD
[1+ a(r"" -20)], Wlm
(9.4)
Donde:
1
a:
coeficiente de temperatura de la resistencia, K
T,,..:
temperatura media superficial en eI conductor, °C
RCD :
resistencia del conductor, !lIm
1:
corriente directa a travcs dcl conductor, A
kJ :
factor de efecto piel, k, = 1,0123.
9.4.1.2
Calentamiento solar
Para el calculo del calentamiento solar se ernplea la formula siguiente:
P, =a s SD. W/m
(9.5)
Donde:
a s:
coeficiente de absorcion de la superficie del conductor, que varia entre 0,27 para
conductores nuevos de alurninio trenzado y 0,95 para conductores expuestos a
arnbientes industriales. Para otro tipo de propositos el valor de 0,5 puede ser utilizado.
S:
radiacion solar, W/m 2 , valor obtenible de los rnapas de briIlo y radiacion solar de la
zona de instalacion de la subestacion. En general, para subestaciones en el tropico,
puede utilizarse un valor de 1150 W1m 2.
D:
diametro exterior del conductor, m.
9.4.1.3
Enfriamiento por convecci6n
Para el calculo del enfriamiento por conveccion se utilizan ciertas constantes que
permiten estimar la transfercncia de calor por conveccion. EI enfriamiento por conveccion
esui dado por la siguiente expresion:
P;
=7thf
(Ts
- To )Nu , Wlm
(9.6)
---
-------
~~~~'y"'':',~~~~,.y~!J;'A<;~~'t';';·
'~,<"', .: ",~.,+; :,;;~~~~,~}:", ~';',,~::),:~;~.~"
.,
332. CAPfTuLO 9
Donde:
Ai
conductividad termica del aire, W/mK
Td :
temperatura ambiente, °C
Ts:
temperatura superficial del conductor, °C
Nup90: mimero de Nusselt a 90°.
Para determinar los valores de AfY Nu se deben emplear las siguientes relaciones:
Af = 2,42 x 10-2 + 7,2 X 10-5 Tf , W/m
Tf =0,5(Ts +Td
Siendo
) ,
(9.7)
°C
(9.8)
Tr la temperatura de capa.
NU6=9Q
(9.9)
= B1 (ReY'
Donde los valores de las constantes B I Y 1'\ dependen del nurnero de Reynolds y de la
rugosidad de la superficie del conductor, la cual esta dada por:
d
Rf = 2(D-2d)
(9. 10)
R, = PrVD
(9. 11)
\)
p,
=.2...
6
p,
=e<-1.16)(1O-4 H)
(9. 12)
Po
(9. 13)
\) = 1,32x 10- 5 +9,5x 10-8 Tf , ml/s
Donde:
d:
diametro de un hila del conductor, m
D:
di:imetro del conductor, m
R.:
mimero de Reynolds
V:
velocidad del viento, mfs (para subestaciones nuevas V
H:
altura sobre el nivel del mar, m
P:
densidad del aire en el sitio
Po:
dcnsidad del aire a nivel del mar
Pr:
densidad relativa del aire; en la Figura 9.1 se i1ustra la variaci6n de la densidad
relativa del aire COD la altura
u:
viscosidad cinematica del aire, mIls.
=0,5 mfs)
En la Tabla 9.9 se detallan los valores de las constantes asociadas al mimero de Nusselt,
.. ,'~
1::
',~":
CONDUCTORES, BARRAS, A1SLAOORES Y CONECTORES III 333
Tabla 9.9 - Constantes B I Y 11 (CIGRE (1992»)
R,
Superficie
BI
11
Desde
102
Hasta
2,65x103
0,641
0,471
>2,65x103
5x10'
0,178
0,633
>2,65x103
5x10'
0,048
0,800
Superlicies totalmente trenzadas
Conductores trenzados con Rf 5; 0,05
Conductores trenzados con R, > 0,05
1,00
0,95
I
I
I
J
I
J
L
~
I
I
t-- L--- ~ -- -:- - --~- -- -:- ---:-- - ~ - -- ~ --- J
~~t---~--
00.8S!' ---~---~-I
0,80
o.~
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I
I
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~
J
_
:----;----i----:---~---~--I
)
- - - }- - - - }- - - - :- - j
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~
I
I
1
1_ - - -: - - - -: - - -
I
I
I
L
L
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I
i
I
I
I
I
'
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I
I
I
-4 - - I
I
i - -­
I
075
.l- - - -
0,70
T- - - ~ - - - ~ - - - :-- - -:- - - -:- - - -, - - ~ - - - ~ - - -1
'I
I
I
0,65~. .
I
- -
~
- - -
~-
I
I
I
I '
I
I
j
- - -:- - - -:- - - -:- - - -:- - -
I
I
I
J
J - __
I
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I
I
I
~-
I
I
O'6°-·I---~---~---~---~---:----;---~-I
0,55
~
o
I
I
1
---l------:----L-..-
I
I
!
I
I
I
~-1~1~2~2~3~3~4~4~
H[m!
Figura 9.1 - Densidad r,e/ativa del aire
El viento juega un papel irnportante en el calculo del enfriarniento por conveccion, por
10 cual se pueden realizar algunas correcciones en e! valor del mirnero de Nusselt, las cuales
son funci6n del angulo de irnpacto del viento, Considerando las condiciones mas
desfavorab!es para un viento de baja velocidad (V < a,s mls) puede tomarse un factor de
correcci6n del mimero de Nusselt de 0,55, asf:
NII~
= 0,55 NII~=90
(9. 14a)
0, en su defecto, recurrir a las siguientes relaciones p"r" el calculo del mimero de
Nusselt 11'116,
11'11 0
=
11'11 0=90
Donde:
0:
angulo de incidencia del viento, °
AI. B 20 nil: constantes:
=0.42)
=0.68 si
nl J = 1,08
AI
B2
j
0° < 0 < 24°
(AI + B 2 sen(or' )
(9014b)
-r.:
334 • CAPITuLO 9
'"
j
AI =0,42)
8 2 = 0,58 si 24° < l) < 90°
m 1 =0,90
Cuando se tenga que el viento fluye paralelamente al conductor, el valor del numero de
Nusselt se obtiene como NU a= 0,42 Nu".tJO.
9.4.1.4
Enfriamiento por radiaclon
Es suficientemente precise obtener esta perdida a partir de la siguiente relaci6n:
r, =ltD~oB KTs + 273t -(Ta + 273t j, W/m
(9.15)
Donde:
~:
emisividad solar, depende del material; valor 0,27 para conductores nuevos y 0,95
para conductores expuestos a arnbientes industriales, el valor recomendado es de 0,5.
oB:
constante de Stefan - Boltzmann, 5,6697xlO·8 W/m 2fK4.
En la ecuaci6n de balance de energfa se deben remplazar todos los terminos indicados
. anteriormente y, posteriormente, recurrir a iteraciones variando el valor de Ts, hasta obtener
que Qg= Qp, situaci6n en la que se tendra la temperatura superficial del conductor.
Aumento de temperatura en conductores (flexibles en airel y densidad
de corriente en cortocircuito
9.4.2
EI aumento de temperatura en el conductor a causa de un cortocircuito es funci6n del
tiempo de duraci6n del mismo, del equivalente termico para las corrientes de corta duraci6n
y del material del conductor [ClORE (1996)]. Para el calculo del aumento de temperatura del
conductor se supone que las perdidas de calor durante un cortocircuitoson bajas y se
considera que el calentamiento es adiabdtico. Dado 10 anterior, es necesario determinar la
densidad de corriente soportada por el conductor, que a su vez se refleja en el aumento de su
temperatura superficial. Para ello se debe calcular la densidad de corriente soportada en corto
tiempo, asi;
K
S,/v = - - , Nma
(9. 16)
F;;
K =.1 K 20 c;p 10(1+CX 2o (9. -20)
cx 20
l+cx 2o(9 6 -20
J.
Aso·'/mz
Donde:
Srhr:
densidad de corriente soportada en corto tiempo, para 1 s, Nm 2
K:
factor de calculo de la densidad de corriente S,,,,
K20 :
conductividad especffica, 110m
141:
tiempo duraci6n cortocircuito, s
9.:
temperatura del conductor al final del cortocircuito, °C
9b:
temperatura del conductor al inicio del cortocircuito, °C
(9. 17)
CONOUCTORES, BARRAS, AlSLAOORES Y CONECTORES •
<;:
capacidad termica especffica, JlkgOC
p:
masa especifica, kglm 3
a20:
coeficiente de variacion de resistencia con la temperatura. l/0c.
335
Los cuatro iiltimos datos corresponden a las constantes del material, dadas en la Tabla 9.J.
J
En las Figuras 9.2 y 9.3 se ilustra la variacion de la temperatura del conductor en
cortocircuito en funcion de la densidad de corriente S'hr (para It I = 1 s). La densidad de
corriente termica equivalente S'hpara cualquier tiempo It, esta dada en funci6n de la densidad
de corriente de corta duracion Srhr mediante la siguiente ecuacion,
S'h
=S'hr
fE
u
(9. 18)
- , Nm'
It
200
i
---~--J---J---J---l---~---r---~---L--J---J
180
E 160
E
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- - 1.. - - - - - _ ..
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100
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Aluminio y ACSR
~. 200·Ci
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1
1
1
30
40
50
I
I
I
1
60
70
80
90
0
20
Temperatura inicial del conductor,
100
110
120
9bi ·C I
Figura 9.2 - Temperatura conductores de a/uminlo, a/eaci6n de a/uminio
y ACSR en cortoclrculto
130
~~. .\r1··.
- - ----_._­
'331:~~IIN(!~"I,.~~;:~1"'~~~;'f::·'\iiTf;'·."'t';-;'::}1:}<:'·''i<';
200
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I
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120
100
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60
I.
60
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.
'!
30
40
50
60
70
eo
90
100
110
120
130
Temperatura inicial del conductor. 9 b ['e]
Figura 9.3 - Temperatura conductores de cobre y acero en cortoclrculto
9.5 BARRAJE DE CAMPO
EI calibre de los conductores que conforman el barraje de campo depende del limite
termico del circuito de interconexi6n asociado (maxima cantidad de potencia que puede
transportarse por el circuito sin que los niveles de tension caigan por debajo de niveles
deseados),los cuales son escogidos por la empresa de servicio.
9.6 BARRAJES COLECTORES
Es imposible generalizar la capacidad de los barrajes colectores de una subestacion
debido a que cada una de ellas es un caso diferente con respecto al flujo de corrientes en sus
barras y circuitos. Por este motlvo, cada subestacion debe ser estudiada separadamente,
previendose todas las etapas de su crecimiento asi como el flujo de cargas en sus circuitos
durante circunstancias norrnales y durante contingencias del sistema.
Por 10general. los circuitos en las subestaciones tienen flujos de carga determinados, es
decir, cxiste un flujo de energia de un area del sistema hacia otra, pasando por subestaciones;
estes flujos de energia pueden ir siempre en el mismo sentido 0 pueden variar en forma
peri6dica. Con base en esto, los circuitos se pueden conectar a las barras colectoras de la
subestacion de tal rnanera que la capacidad de estas sea la menor posible; asf, algunas
recomendaciones para la conexi6n de los circuitos a las barras son las siguientes:
Conectar los circuitos de generacion hacia el centro del barraje de la subestacion.
CoNOUCTORES, BARRAS, A1SlAOORES Y CONECTORES D 337
Si es posible, a1temar circuitos de carga (es decir, circuitos pOT los cuales la energia, por
10general, sale de la subestacion) con los circuitos de generacion,
Colocar los circuitos de interconexion en los extremos de la subestaci6n de tal manera
que no exista un flujo considerable entre los circuitos conectados en extrernos opuestos.
Alternar los circuitos de interconexion conectados de acuerdo con la direcci6n del flujo
normal, es decir, circuitos adyacentes deben tener flujos opuestos.
.1
En subestaciones con dos circuitos por diametro (por ejemplo interruptor y medio) se
debe tratar de que, con relaci6n a la barra, tengan flujos de energia opuestos.
Cuando en subestaciones con configuraciones de doble barra se conectan los circuitos
altemadamente a las barras, debe preverse que no existan flujos considerables de energfa
de una barra a la otra; en la conexion de un circuito a una u otra barra se deben tener en
cuenta las recomendaciones descritas en los puntos anteriores.
Los equipos del campo de acople en configuraciones de doble barra deben tener la
misma capacidad de la barra colectora.
La barra de transferencia no es una barra colectora y por 10 tanto se debe tratar como
una barra de campo.
En .subestaciones con configuraci6n en anillo no existe una barra colectora como en las
dernas configuraciones sino mas bien un aniIlo colector fonnado por equipos. La
capacidad de estos y de los conductores que los conectan se debe detenninar abriendo el
anillo en el punto de colocaci6n de un interruptor y calculando la corriente que
circularfa en el resto de elementos; este procedimiento se repite abriendo el anillo en los
sitios de los dernas interruptores obteniendose asf la corriente maxima que circularfa en
cualquier caso de apertura del anillo.
Una vez seleccionada 11'1 conexion de los circuitos a los barrajes colectores para
condiciones de flujo normal, se debe comprobar que esta conexion tambien es valida
para casos de contingencia.
Despues de scleccionar la conexion de los circuitos a los barrajes colectores, se proccde
a determinar la corriente maxima que circularfa por cualquier tramo de la barra, Es
recomendable multiplicar dicha corriente por un factor de seguridad de por 10 menos 1,15
para cubrir condiciones imprevistas.
9.7 EFECTO CORONA EN CONDUCTORES FLEXIBLES
Una vez efectuada la seleccion del conductor por capacidad de corriente debe verificarse
que no se presente efecto corona. EI efecto corona es una descarga causada por Ja ionizacion
del aire que rodea al conductor cuando este se encuentra energizado. Puede oirse un ruido
tipo zumbido. EI efecto es visible en la noche como un resplandor de color violeta.
EI efecto corona se debe al gradiente de potencial en la superficie de los conductores y
es dependiente del diarnetro del conductor de fase. Los factores mas irnportantes que afectan
las perdidas por efecto corona son:
El diarnetro del conductor
La rugosidad de la superficie del conductor
•
<:
338 • CApITuLo 9
La humedad del ambiente y la altura sobre el nivel del mar en la cual se enGuentra la
instalaci6n.
En caso de que el gradiente de potencial en la superficie del conductor presente un valor
tal que se presenten perdidas corona considerables, se debe incrementar el radio del
conductor 0 en su defecto utilizar un haz de conductores, de manera que el radio equivalente
sea alto y as! disrninuir el gradiente de potencial (en el Numeral 9.9 se analiza el
espaciarniento entre subconductores que conforman un haz de conductores).
9.7.1
Campo electrlco disruptlvo
EI campo electrico disruptivo requerido (gradiente crftico) para que se presente efecto
corona puede expresarse por medio de la ecuaci6n de Peek [IEC CISPR 18-1 (1982)]:
_ 3lPr m [
0.308 ]
Eo - -.fi
I + ~ . kVnnsim
(9. 19)
~.
Donde:
Eo:
gradiente critico disruptive, kVp/m
Pr:
densidad relativa del aire
r:
radio del conductor. m
1II".~~ficiente
superficial del conductor. puede ser calculado por la siguiente relacion:
.
m
= m g mL
mg :
coeficiente geometrico del conductor
mL:
coeficiente de limpieza del conductor.
(9.20)
Los valores tipicos para estos coeficientes se ilustran en las Tablas 9.10 y 9.11.
Tabla 9.10- Coeflclente geometrfco
Oescrlpcl6n
m.
Conductores con secci6n completamente circular
1,0
Conductores conlormados con su capa de
conductores exterior entre 12 y 30 alambres
Conductores con capa exterior de 6 alambres
0.85
0,9
Tabla 9.11 - Coeflcfente de Ifmpfeza
Oescrlpcl6n
Conduetores
Conductores
Conductorss
Conductores
nuevos y limpios
viejos y limpios
viejos y sucios
cubiertos con golas de aqua
mL
0.9
0.8
0.7
0,5
CONDUCTORES, BARRAS, A1SLADORES Y CONECTORES •
339
El valor de p, puede ser determinado por la relaci6n:
O,392b
p, = 273+T
(9. 21)
a
Donde:
b:
presi6n atrnosferica, mm de Hg
Tu :
temperatura ambiente promedio anual, DC.
La presion atmosferica puede ser determinada en funcion de la altura sobre el nivel del
mar H, en metros, asi:
)
( 2 88 1-~
18336 ,rnrndeHg
(9. 22)
b=IO'
E1
En la Figura 9.4 se ilustra la variacion de la presion atrnosferica con respecto a la altura.
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
700 -t- - - - -........ - l. - - - 1.
800 ------, 750
~~-
- -- - --
- T-
-l- --l_--1---1---l---l---1I
I
\
c;;
1.
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.1
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I
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I
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I
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I
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p
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550 - - - - - - -­ -­
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I
I
~----+---+---~---+---
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.Eo
~
J. __ ­
-T---T---T---T---T---T--­
650
J:
III
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I
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t---!­
I
I
~
c_ - - -
I
I
I
I
I
500
r
I
I
~
-I- - - - -'- - - - -'- - - I
I
,
I
I
r
r
-'- -. - - --' - ­
1 000
1 500
2 000
I
- ~ - - - - -
I
I
I
I
r
I
I
I
3 500
4 000
400
o
-:--- --­
I
-T-------T---7---T-­
I
I
450 - - - -
-
I
I
2 500
3 000
4 500
Altura sobre nival mar. H[m)
Figura 9.4 - Presion stmosferica
9.7.2
Coeficientes de Maxwell
La maxima carga electrica presente en un conductor esta dada por la capacitancia de las
Iineas que conforman la subestacion, la cual, a su vez, esta dada por la diferencia de
potencial entre dos conductores. En forma de ecuacion, la capacitancia puede ser
determinada a partir de los coeficientes de Maxwell que relacionan la carga y la diferencia
de potencial entre los conductores [IEC CISPR 18-1 (1982), Grainger y Stevenson (1994) y
ElecLric (1975)].
••
~~\_:-P't'-:';
.
\<-:r~
"'."--'-{(
".
340 • CAPfnJLo 9
{v}={P}(Q},V
(9.23)
Donde el valor de P (coeficientes de Maxwell), puede ser determinado por la siguiente
matriz:
[D[2h J _1
In(D 'J -1I n
21t£
D
21t£
D
n ·» ,nVF
__ ln[D
_1 In[D 'J _1In[2h J __1
21t£
D
2m:.
Dn
2m:.
_1 In[D J _1 In(D 'J 1 In[2h
­
J
2m:.
D
2m:.
D
2m:.
1 I
2m:. n r eq
{P}=
I2
13. )
12
13
21
req
21
31
•
32
31
32
(9. 24)
r eq
Donde:
e:
pennitividad del aire en espacio libre, 8,85xI0· 12 F/m
h:
altura del conductor con respecto a tierra (altura del punto de conexion), m .
En la practica, la altura de los conductores varia con la flecha del vano, por 10 cual se
debe realizar el calculo de una altura equivalente, la cual puede ser hallada con la siguiente
relacion:
hu •
2
= h - 3" Yc
(9.25)
,m
Yc :
flecha del vano, m
r"l:
radio equivalente del haz de conductores; req = r cuando el mimero de conductores
por fase es uno, m
nl R n-I
req = iJn r 0
'
m
(9.26)
Donde:
r:
radio del conductor, m
Ro:
radio del haz de conductores, m
11:
mirnero de conductores del haz
Q:
carga superficial del conductor, Clm
Dij y D.. : distancia directa entre conductores y su imagen, segun la Figura 9.5,
correspondiente al teorema de las imagenes que varia segl1n la disposicion de los
cables de la subestaci6n.
CONOUCTORES, BARRAS, AISLAOORES Y CONECTORES •
01
02
•
•
03
•
/,
1/
I ,
I
/
\
I
/
I
/
't
, \
/
I I
\1
/\
1\
I
\
/
/
I
I
I
I
\
/
\
I
\
\
I
/
\
\ /
\
/
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Piso
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012'
--I-­
I
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/
\
341
•
\\
0'3
0'2
Figur.a 9.5 - Teorema de imagenes
Para eI calculo de la capacitancia de los conductores se halla la rnatriz inversa de la
matriz de coeficientes de Maxwell.
{c}= {p}-l , F/m
9.7.3
(9.27)
Tension fase tierra
Para el calculo del efecto corona se toma el caso mas critico, el cual corresponde a la
tension maxima a la cual el material puede ser sometido. Por 10 cual se define la tension de
referencia como:
U, =
U..
.J3
' kV
(9.28)
Para sistemas trifasicos, la carga en la linea puede ser calculada a partir de la carga
sinusoidal imaginaria, la cual tiene en cuenta los desfases entre las ondas de tensi6n del
sistema:
If:}=u,j;,}.kV
(9.29)
,;~
•
342. CAPtTut.o 9
".
De igual manera se pueden calcular las capacitancias:
{~:}={C{}'F/m
(9.30)
Donde:
a:
desfase entre las tensiones del sistema.
.,»:»
2
j­
2
(9.31)
Por 10 cual, la relaci6n (9.30) se transforma en:
W:}={C
I
I
- - +. j.J3
- ~ F/m
2
2'
I
. .J3
(9.32)
-'2- j T
Dc la relaci6n anterior se pueden obtener los valores de Ca. Cb'y Ce • correspondientes a
las capacitancias de fase del conductor y detenninar el maximo valor de la carga del
conductor:
Q = CmtixU,.Clm
siendo C...u.el valor maximo entre Ca.
9.7.4
(9.33)
c, Y c;
Gradiente superficial promedio
Para el calculo del gradiente superficial promedio en conductores confonnados por mas
de un conductor. g"", se detennina la carga total Q de los conductores y se aplica el teorema
de Gauss.
g"" =
Q
n21tEr'
kVnns/m
(9.34)
Donde:
radio del conductor. m.
1..0 anterior supone que la carga total se encuentra uniformemente distribuida en los
conductores. Pero el efecto de apantallamiento mutuo de un subconductor sobre otro conlleva a
un valor mayor del gradiente electrico, el cual puede ser obtenido por la relaci6n siguiente:
EIfltD:
_
[
(n-I)r]
-g"" I+~ ,kV/m
(9.35)
Como metodo alternativo en sistemas trifasicos para el calculo del gradiente electrico se
puede recurrir a la siguiente relaci6n:
CoNDUCTORES, BARRAS, AISLADORES Y CONECTORES Cl 343
E=
v
r
Donde:
a:
separacion de fases, m
r:
radio del conductor, m
l
In .!!.-.
,kV/m
2h
r~q ~4h2 + 02
h:
altura del conductor, m
/3:
factor para multiples conductores
r,q:
radio equivalente del haz, m
n:
nurnero de conductores del haz
R o:
radio del haz de conductores, m
/3 =
9.7.5
.]-
B
,
Ji -
l+(n-l)~
Ro
(9.36)
(9.37)
n
Verificacion efecto corona
En la practice, el valor mas importante es Emu." pues de excedcr este al gradientc critico
(Emtlx > Eo) en un punto cualquiera sobre la superficie de los conductores, comienzan allf las
descargas deltipo Corona. Por 10 tanto, se debe cumplir que:
Em,;x < Eo
0,
(9.38)
en sistemas trifasicos:
£<£0
9.7.6
(9.39)
Tension critica
La tension critica disruptiva fase-tierra Vo, siempre debe ser mayor que la tension del
conductor fase a tierra, y esui dada por la expresion:
£
u, =--o-V"kVrms
E mcit
(9. 40)
De donde se tiene que cumplir que Vosea mayor que V,.:
u; >V,
(9.41 )
9.8 EFECTO CORONA EN CONDUCTORES RiGIDOS
Para la verificacion del efecto corona en conductores tubulares se sigue el misrno
procedimiento indicado para el gradiente critico disruptivo. Para ello se modifican los
valores del r,q por r y /3 = I en la ecuaci6n altemativa en circuitos trifasicos (9.36).
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344 " CAPfTuLo 9
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"
9.9 ESPACIAMIENTO ENTRE HACES DE CONDUCTORES
EI espaciamiento utilizado entre los subconductores que confonnan el haz se encuentra
tipificado en 200 mm para subestaciones a 230 IcV y 400 mm para subestaciones con
tcnsiones superiorcs a 300 kV. aunque puede lIegar a considerarse en casos espccialcs hasta
6OOmm,
En la utilizaci6n de haces de conductores es importante detenninar la maxima longitud
de los subvanos, es decir, el mirnero de espaciadores requeridos en cada trarne de conexi6n;
esto debido a que:
I
Durante condiciones de carga no debe pennitirse el colapso de los subconductores para
evitar el deterioro de los cables por la presencia de areos localizados.
La utilizaci6n de un numero excesivo de espaciadores en un tramo de conexion aumenta
considerablemente los esfuerzos de tension en las estructuras de soporte de barrajes
durante condiciones de cortocircuito.
Experimentalmente se ha comprobado que la seleccion de la posicion de los
espaciadores para cumplir el primero de los criterios expuestos permite el diseiio dc
cstructuras con esfuerzos de cortocircuito longitudinales razonables.
EI calculo de la maxima longitud de subvano bajo condiciones de carga para haces de
conductores puede ser realizado como se indica a continuaci6n. EI modelo que se emplea
para la consideracion de la longitud de los subvanos determina la deflexi6n del mismo,
debida al peso de los conductores y a las fuerzas electrornagneticas producidas por las
corrientes de carga, produciendo resultados aceptables para un haz de dos conductores
ordenados, horizontal 0 verticalmente y tambien para haces de cuatro 0 mas conductores.
Para cada caso, se supone que los conductores son identicos y soportan igual tension y
corriente. Se supone tambien que la geometria del haz es correcta para el circuito sin carga y
que ambos extremos del subvano estan a la misma elevacion. Los resultados son aplicables a
todos los subvanos sin error significativo. La base para este disefto es la Figura 9.6, teniendo
presente que los resultados experimentales han demostrado la aplicabilidad de los calculos,
La fuerza electromagnetica (no dimensional) puede calcularse de acuerdo con la
cantidad de subconductores n:
Para haces de dos conductores separados 2Z.:
9
F = 4,5x 10~
{l
2
X.
2
(9.42)
2TzZ.
Para haces de cuatro conductores en cuadro separados 2Z1
2
F = 4.5xI0-9 1 X.
~
tz:
",,2Tz Z \
2
2
(9.43)
Para haces de n conductores en un circulo de diametro 2Z1
F
~
= 4,5xlO-9(n-l)/ 2 X l 2
r;::
",,2TzZ.
Donde:
I:
corriente de carga (valor eficaz), A
2Z.:
separaci6n entre conductores del haz, m
2
(9.44)
CONDUCTOflES, BARRAS, A1SWX>RES Y CONECTORES •
T,:
tensi6n de cada conductor del haz, daN
2Xj :
longitud del subvano, m.
345
i
----j
0.1
0,6
0,7
ftr1ura 9.6 - Longitud subvanos
Como se observa en la Figura 9.6, existen varias curvas para diferentes valores
adimensionales de W. En la mayoria de los casos W sera aproximadamente igual a cero.
Cada curva muestra un movimiento interno uniforme a medida que la corriente sc
incrementa, hasta cerca de la mitad del espaciamiento inicial. En este punto se presenta una
inestabilidad para incrementos rnayores de la corricnte y el haz de conductores colapsa.
EI procedimiento de calculo consiste entonces en asumir una longitud del subvano y con
los datos del barraje calcular Fe Y W para encontrar el valor 2Zz con el cual pucde
determinarse si hay 0 no colapso de los subconductores para las condiciones de carga,
debiendo cumplirse entonces:
2Z 2
9.10
~
2D
(9.45)
CALCULO DE ESFUERZOS ELECTROMECANICOS EN BARRAJES
9.10.1 Introducci6n
Norrnalmente la configuraci6n fisica de las subestaciones esta constituida por vanes
cortos que requieren el calculo de los esfuerzos electrornecanicos en los barrajes para el
· "'H
.-._--_ ...
...."_.
~-_.-
~
-- -
--,,­
,
346 • CApITulO 9
diseiio de las cadenas de aisladores y de las estructuras de so porte de dichos barrajes, En la
Figura 9.7 se muestra el corte de una configuraci6n tiplca de conexiones en subestacioncs,
t\
/
Cadena de
aisladores
ConexiOn
·xible
I
I
Conexi6n
rigTda­
)
1\
1\
Conexi6n
rlgida
~-lr
Ii
I '"
bIr-- hL=r',
M
II
Figura 9.7- Configuracion t/plca de conexlones en subestaciones
EI analisis de flechas y tensiones en sistemas de barras flexibles es, en terminos
generales, mucho mas complicado que el analisis de tensiones y deflexiones en barras
rigidas, ya que las barras flexibles experimentan desplazamientos muy significativos en
respuesta a las fuerzas producidas por cortocircuito, las cuales dependen de los
espaciamientos entre conductores. Adernas, dentro de estos analisis deben ser considerados
los conductores, los aisladores y los sistemas de soporte,
En las subestaciones de alta y extra alta tensi6n, en el diseno de las estructuras de
soporte se tiene una incidencia significativa de las cargas debidas a cortocircuito, las cuales
pueden ser muy altas segun las flechas y tensiones definidas para el tendido en el caso de los
conductores flexibles.
En este numeral se presentan rnetodos para el calculo de esfuerzos mecanicos en barrajes
rigidos y flexibles en subestaciones considerando los efectos de cortocircuito, viento y sismo.
En sistemas de barras rigidas el rnetodo de calculo es muy simple ya que la barra se
considera como una viga continua con las cargas actuando uniformemente a 10 largo de todo
el vano, de acuerdo con 10 indicado por la CIGRE (1996), y se complementa al considerar
los efectos de viento y sismo. Adicionalmente, se calculan las detlexiones y la vibraci6n en
barras tubulares.
En sistemas de barras flexibles se simplifica el rnetodo al considerar que la fuerza
electrornagnetica actiia unifonnemente a 10 largo de todo el conductor. De manera
alternativa se presenta el rnetodo simple recomendado por laCIGRE (1996) para los efectos
de cortocircuito. En el rnetodo planteado se efecnia un control de las flechas para garantizar
las distancias electricas minirnas de seguridad. El calculo de las tensiones y tlechas tiene en
cuenta el efecto de las cadenas de aisladores dependiendo de si los apoyos estan 0 no a nivel
(ya que sus deflexiones representan un gran porcentaje de la flecha total en casos de vanos
cortos, tipicos de subestaciones) y parte de las flechas maximas permisibles, las cuales
dependen del rango de movimiento de los conductores durante un cortocircuito, de las
-
----
---------
CoNDUCTOIlfS, BARRAS, AISlAOORES Y CONECTORES '"
347
distancias electricas de seguridad y de la separaci6n entre fases. La Iimitaci6n en la f1echa
garantiza de antemano un cumplimiento en las distancias de seguridad,
A continuaci6n se describen f6nnulas simples para el calculo de las f1echas y tensiones
en vanes cortos con apoyos a nivel y a desnivel, considerando los efectos de temperatura,
viento, sismo y cortocircuito. Este procedimiento permite adernas, obtener las cargas
minimas de diseiio para las estructuras de soporte de los barrajes, las cuales forman pane de
I
la infraestruetura del servicio electrico.
9.10.2 Evaluaci6n de cargas
9.10.2.1
Carga de peso proplo
La carga de peso propio esta confonnada por el peso del conductor, de los dispositivos
de amortiguamiento de vibraciones, si se utilizan, y de las cargas concentradas (conectores,
conductores de derivaci6n) que se tengan en el vano bajo estudio.
Las cargas debidas al peso de los conductores y a las cargas concentradas
dadas porIa relacion:
We = Il we ' daN/m
\I'G
estiin
(9.46)
Donde:
"'G:
carga gravitacional sabre cI conductor (incluye peso de
conectores, si existen), daN/m
11',.:
peso del conductor, daN!m
11:
rnimero de conductorcs.
9,10.2.2
J;\S
derivacioncs y sus
Carga debida a los-efectos de cortocircuito
Para determinar la carga de cortocircuito que debe considerarse para el crilculo de
csfuerzos en los barrajcs se debe tener en cuenta el tipo de conexi6n que sc desea utilizar en
la subcstacion, es dccir, si es con conductorcs flcxiblcs 0 con conductorcs rigidos.,
La fuerza elcctromagnetica depende del tipo de conductor y su calculo cs como sc
indica a continuaci6n ICIGRE (1996)].
9.10,2.2.1
Conductores f1exibles
,
_OJS(1U)2(l+Ill)
\l sc -
,
a
,
N!ln
(9. 47)
Donde:
\\',«:
fucrza unitaria electrornagnetica, N/m
10
corriente de cortocircuito simetrica triftisica, kA
:
a:
separaci6n entre fases, m
m:
calor de disipaci6n debido a la componente de corriente directa en sistemas tnfasicos
o monofasicos, se obtiene de la Figura 9.8 en funcion del factor pico de la corriente
de cortocircuito k, indicado en la ecuaci6n (9.49)
f
frecuencia del sistema, Hz
tkl:
duraci6n del cortocircuito, s.
".,,,
~~.ft~/"·
348 ~ CApfrulO 9
2.0
...
~III
I
- 1-- 111t_1 ~I
)0",..
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I , I , III
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1,8
1,6
1,4
E 1,2
1,0
0,8
t--~,
0,6
+ - -~ --t
0,4
+---+--+-1-1 +
0,2
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0,0 I
0,1
t
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I
I I t I I
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4 - 4 -1-1-l
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I I I I IIII
I
I I I I 1111
"'\-+.
1
10
f
X
100
tk1[Hz.
1000
51
Figura 9.8 - Factor m
9.10.2.2.2
Barrajes rigidos
La fuerza pica de cortocircuito par unidad de longitud para el conductor de la fase
central en el caso de cortocircuito trifasico es:
WM:
.J3
2
=-C'k
2
,Nt
m
k =1,02+ 0,98 e -3R/ x
(9.48)
(9.49)
Donde:
C': fuerza de referencia, dada par la expresi6n:
C'
= 0,2 (.fi Ik3Y =O,4(lk3)2
a
• Ntm
(9.50)
a
IkJ:
corriente de cortocircuito simetrica trifasica, leA
k:
factor para el valor pica de la corriente de cortocircuito
RIX: relaci6n resistencia a reactancia del circuito.
La Figura 9.9 ilustra la variaci6n del factor pico de corriente de cortocircuito con la
relaci6n resistencia a reactancia del sistema.
349
CONOIJCTORES, BARRAS, AlStAOORES Y CONECTORES
-;
2,00
,
1,90-\- -\ - -"- - - -
1,60
----
I
-+- - - --l- - _ -
- -
,
,
I
I
I
~ _ - - -I- - - -...; - - - ~
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1
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,
I
,
I
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1,60~- -
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,
,
--I----'----'---T----,----,----,----,---­
1
1'50
,
t--;---:----:----:---:---:----:---:---:--­
1,70
x
,
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I
I
,
,
,
I
,
,
I
I
I
I
I
0,40
I
0,50
I
0,60
1JOt----T---1----~---~---~---~----~---r
0,30
_
+--- ~-- --:-- -- t - -- ~ - - _.J
+- - --1-- --:-- --~-
1,00+---------_+___
0,00
0,10
0,20
- - -­
I
I
,
1,30, - - - - - - -~-- - - : - - - - ,
1,20t- - - -
~-
- - -:- - - - r - - -
I
I
I
I
0,90
1,00
-~---~
,
' ------j
0,70
0,60
RIX
Figura 9.9- Faclor k
9.10.2.3
Carga debida al viento sobre conductores y cadenas de aisladores
Se presentan en forma reslimida los principales fundamentos para evaluar las fuerzas de
viento sobre conductores de acuerdo con los requerimientos de la ASCE [American (1991)],
cuya metodoJogia es ampliamente utilizada en disefios de !ineas de transmision y
subestacioncs.
En general. la fuerza de viento actuante sobre un elemento se evalua como cl efecto
sobre el area expuesta de la presion de viento calculada con base en las condiciones del
lugar, La presion depende basicarnente de la densidad del aire y de la veJocidad regional del
viento y tiene en cuenta, ademas, factores que consideran la incidencia de la topografia, la
rugosidad del terreno y el efecto de la turbulencia y las amplificaciones diruimicas, entre
otros,
La presion de viento se calcula mediante la expresion:
Po = Q(Z\. V)2, daN/m 2
(9. 51)
Donde:
Po:
presion dinamica de referencia, daN/m 2
Q:
factor de densidad del aire que depende de la temperatura y de la altura del terreno
sobre cl nivel del mar
Z,.:
factor de terreno en funcion de la categoria de terrene
1':
velocidad del viento de disefio, km/h.
--~
_________
~
.-- __ •
_
4 __
~
----_ ..--­
_
....
350 • CAPtruLO 9
La velocidad de viento para diseiio es la velocidad de la milia mas rapida, medida en
terre no de categoria C y a 10 m sobre el nivel del terreno, con un periodo de 50 afios, en el
sitio de la subestacion, En los casos en los cuales se emplea como referencia para disei'io la
vclocidad maxima de rafaga de tres segundos, VJ" el valor de la velocidad de la milia mas
nipida, v, puede despejarse, empleando un metodo iterative, de la expresion:
v=
V3s (_ O'L034Ln( L,60934x 36(0)
V
+ 1,675
1,52
)
(9.52)
,krn/h
La ccuacion (9.52) es valida unicamente para terreno categoria C y velocidades entre
60 krnlh Y 580 kmIh, 10 cual satisface la rnayoria de las situaciones de diseno. Para otros
casos debe consultarse Lo dispuesto por la ASCE [American (1991)].
La velocidad de rafaga de tres segundos es aquella que se estima que sera excedida en
promedio una vez cada 50 aiios, medida a 10 m de altura sobre el terreno y en campo abierto.
Los valores de velocidad de viento son tornados del mapa de arnenaza eolica de cada pars; en
la Figura 9.10 se presenta el mapa para Colombia.
El valor de Q se calcula con base en eL valor del peso espedfico del aire a 15°C y al
nivel del mar, modificado considerando los efectos de la temperatura y la altitud. De rnanera
aproximada puede emplearse la expresi6n:
Q = 0,0048e(-1.1856)(l0-4 H)
(9.53)
Donde:
H:
altura del sitio de la subestacion sobre el nivel del mar, m.
La correccion de la presion por altura en funci6n de la categoria del terreno se efecnia
por medio del coeficiente Zv.
Z; = 1
z;
=,.6{
,:t
O<Z< 10m
(9.54)
10 m <z<Zg
Donde:
altura sobre el terreno de desplante, m
Zg:
altura gradiente, medida a partir del nivel del terreno de desplante, por encima de la
cual la variaci6n de la velocidad delviento no es Irnportante y se puede suponer
constante, m
IX:
exponente que determina la forma de la variacion de la velocidad del viento con la
altura.
Los factores IX y Zg son funcion de la categoria de exposlcicn. En la Tabla 9.12 se
resumen los valores para diferentes categorias asi como las principales caracteristicas de
las mismas.
CONOUCTORES, BARRAS, Al5LADORES Y CONECTORES !'
.,
,,
,,,
,
--7-------,
,,
,,
,,
,
,
,
,
,
,,
,,
351
----f--------f---­
,
,
,
--------~--------.-
Convenciones
lnITm
60 km/h
~ 80 km/h
r==
,
_
I
I i-~ 100 km/h
.,:
f
:- ---- - -- -:---­
I
l..
D
=::: :::=1 120 km/h D
,;:=~ =:::
I~
II
I
L
I
:.._~_
.... __
130 kmlh
~_
,
,
Zona sin estudiar, se :
considera de 100 km/h ~ - ­
!~l
_
Figura 9.10 - Velocidad basica de viento [Consultoria (1989))
Tabla 9.12 - Parametros de diselio en iunclon de la categoria de exposicion
! Categoria de
, expeslclen
I
A
Descrlpcion
Centro de grandes ciudades.
1-- - -..-------- No aplicable para lineas de transmisi6n
Areas urbanas y suburbanas 0 terrenos con
I
B
construcciones muy cercanas entre sf
I
i
I
C
i
I
D
i
a'
I
Zg [m]
I
457
3.0
_______.J_______
Terreno abierto, plano, con obstrucciones disperses. '
Debe usarse esta categoria cuando las
i
caracterfsticas delterreno no se ajusten a las
I
descripciones de las otras categorras
Areas costeras expueslas directamente a la acci6n
del viento 0 sobre grandes cuerpos de agua
4,5
,I
L,[m)
K
0,025
-~-
0,010 ,
I
274
0,005 : 67,0
I
213
,
7,0
10,0
:-:~:-I
366
!
I
I
0,003
I
,
76.0
I
sr:~'
.; "":- ,,'~~" "t. ···'~'\•. I·'·
.~-<.
:'
t,',
V'~"
41.
352. CAPITuLO 9
La carga debida a la acci6n del viento se supone actuando horizontal mente y en angulo
recto con el cable y se obtiene como sigue:
Ww
= Po GCfD,daN/m
(9.55)
Donde:
Po:
presion de viento corregid~ de acuerdo con la altura, daN 1m2
G:
factor de respuesta dinamica debida a rafagas (para cables G = G
(Figura
Cf
coeficiente de fuerza
D:
diametro del conductor, rn.
9.11)
K .) ,
adirnensional
La fuerzadcbida al efecto del viento sabre el conductor con un vane de longitud L, csni
dada por la expresi6n:
Fw=wwL,daN
(9.56)
Donde:
L:
vane considerado, m.
EI coeficiente de fuerza C, considera el efecto de las caracterlsticas del elemento
(forma, tamafio, orientacion con respecto al viento, solidez y rugosidad de In superficie,
para conductores y cables de
entre otras) en la fuerza resultante. Puede tornarse
guarda.
1,0
EI factor de respuesta dinamica G tiene en cuenta los efectos de las cargas adicionales
debidas a la turbulencia del viento y a Ia amplificaci6n dinamica. Dicho factor es la relacion
entre el efecto de la carga de la rafaga de viento sobre los conductores y el efecto de la carga
de viento asociada a la velocidad media. EI factor de respuesta de rafaga para cables G
puede obtenerse de la Figura 9.11 para categoria de exposici6n C 0 calcularse de manera
general como:
K•
o; = 0,7 + 1.9E.,JB::
E=
4.9.r.c[ ~:
J
(9.57)
(9.58)
1
s; = (1+0,8t)
(9.59)
Donde:
zo:
altura efectiva; para conductores puede estimarse como la altura promedio sobre el
nivel del terreno de los puntos de anclaje del conductor menos un tercio de la suma de
la longitud de la cadena de aisladores y la flecha del conductor, m
L,:
factor que depende de la categona de exposici6n
IC:
coeficiente de arrastre, depende de la categoria de exposicion.
CONOUCTORES, BARRAS, AlSlAOORES Y CONECTORES '"
353
1,30 -,----,--,--------,------,-------,-------,---,----,------,
I
I,
1
I
1,20
'
,
.
;
I
-------1--~-~--.,-
/2 0[m1
,
1
:
I
:
j
~,,~~ - - , - -1- ­
1,10
s
I
o
1,00
"I
,
1
.L
_ .
-- , - -,
I
I
I
'
I
I
I
'
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T - -1- - T -::-,;~",,;J
I
1
1
I'>'"
I
1
I
.I
1
I
I
_1
,~i:
III~
- - 1 - ' - - , - , - - T- -1-­
0,90
0,80
__ 1 __
,
1
I
I
I
I
I
I
120
180
240
300
360
420
480
I
60
1
I
I
I
--1
L[m]
Figura 9,11 - Factor de respuesta de rafaga para conductores • categorla de exposici6n C
La carga de viento sobre los aisladores esta dada por la expresion:
F; =Po GCf Ai' daN
(9.60)
Donde:
Cf
coeficiente de arrastre de aisladores el cual depende de la forma de estos y.
generalrnente, se toma igual a 1.2
G:
factor de rcspuesta de rafaga que tiene en cuenta efectos de la turbulencia del viento
(para aisladores G = G;), puede calcularse empleando la expresion (15.3) 0 COil b3P-'
en la Figura 15.5. adimensional
Ai:
area de la cadena de aisladores; puede calcularse como el producto del diarnetro del
aislador y la longitud de la cadena, afectado por un factor de 0,6 para tener en cuerua
la forma del aislador [Consultorfa (1989)], m'.
-
9.10.2.4
\
--.
Carga de sismo
La carga que puede presentarse por sismo sobre los conductores electricos de una
subestacion puede determinarse mediante la siguiente formula:
lV,
= Sa we' daN/m
(9.61)
Donde:
Sa:
valor del espectro de aceleraciones de disefio (horizontal) para un periodo de
vibracion dado; maxima aceleracion horizontal de disefio, expresada como una
fraccion de la aceleracion de la gravedad, para un sistema de un grado de libertad con
un perfodo de vibracion T. Para Colombia. el valor de Sa puede ser calculado, de
acuerdo con las Normas Colombianas de Disefio y Construccion Sismo Resistente,
NSR-98 [Asociacion (1998)], empleando las siguientes expresiones (Figura 15.6.
Capitulo IS).
-e
354 II CApITulO 9
- Para periodos de vibracion T S 0,48 S
Sa = 2.5A a I
(9.62)
- Para periodos de vibracion 0,48 S < T < 2,4 S
Sa=I.2AoSI
(9.63)
- Para periodos de vibracion T ~ 2,4 S
T
S _ Aa 1
s
r
:":
2
(9.64)
S:
coeficiente de sitio (Tabla 9.13)
Au:
coeficiente de aceleraci6n sismica pico efectiva (Figura 9.12)
I:
coeficiente de importancia; para el grupo IV "edificaciones indispensables" 1 = 1,3.
Tabla 9.13 - Coeflciente de siUo S [Asociac/on (1998)J
Tlpo de perfil del suelo
Coeficiente
de sltio,S
a. Suelo compuesto hasta la superficie por roca de cualquler caracteristica, con una
veloeidad de la onda de cortante mayor 0 igual a 750 mls
b. Perfil que, entre la roca y la superficie, esta conformado por suelos duros,
denscs, con un espesor menor de 60 m, compuestos por depositos estables de
arenas, gravas 0 arcillas duras, con una velocidad de la onda de cortante mayor 0
igual a 400 mls
c. Perfil en el cual entre la roca y la superficie existen mas de 60 m de depositos
estables de suelos duros, 0 densos, compuestos por depositos estables de arcillas
duras 0 suelos no cohesivos, con una veloeidad de la on_da de cortante mayor 0 igual
a 400 mls
d. Perfil en el cual entre la roea y la superficie existen menos de 60 m de depositos
estables de suelos de consistencia media compuestos por materiales con una
velocidad de la onda de cortante entre 270 y 400 mls
e. Perfil en donde entre la roca y la superflcie hay mas de 20 m de suelo que contiene
depositos estables de arcillas cuya dureza varia entre mediana y blanda, con una
veloeidad de la onda de cortante entre 150 y 270 mls
I. Perfil en donde, dentro de los depOsitos exlstentes entre la roca y la superflCie,hay
mas de 12 m de areillas blandas con una velocidad de la onda de cortante menor a
150 mls
1,0
1,2
1,5
2,0
Los valores de So calculados con las expresiones (9.62) a (9.64) corresponden a un
porcentaje de amortiguamiento ~ del 5%. En el caso de algunas estructuras y equipos, donde
se requiera conocer la ordenada espectral para valores diferentes de amortiguarniento, pucdc
amplificarse el valor de So empleando el factor (0,05 ~'f,4 [Bazan y Meli (1990)].
Debido a las vibraciones sismicas, la fuerza horizontal que se desarrolla puedc
considerarse actuando en el centro de gravedad, en cualquier direccion.
El calculo de la fuerza sismica vertical se realiza empleado la expresion:
w••
=0,75 w. ' daN/m
(9.65)
CONDUCTORES, BARRAS, A15LADORE5 Y CONECTORE5 II!
Cartage
posicion
Aa
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0,05
0,075
0,10
0.15
0.20
0,25
0.30
0.35
0.40
0,45
355
Figura 9.12 - Coeficlente de Bce/eracl6n sismica A.
9.10.2.5
Carga de hielo
Unicamente en los casos en los cuales se tenga evidencia confiable de la apancion
periodica de cargas debidas a la acumulacion de hielo sobre los conductores, se debe revisar
adicionalmente esta condicion.
..
La sobrecarga de hielo tiene un doble efecto, a saber: se suma aritmeticamente con el
peso del cable y aumenta el diarnetro de la superficie expuesta al viento. En general, no se
considera simultaneidad del viento con los efectos del hielo, aunque en ocasiones puede
cxigirse su analisis y para este efecto se consideran las cargas de viento reducidas.
De acuerdo con las recomendaciones de la ASCE [American (1991)] se considera la
combinacion de hielo con viento actuando con una velocidad del orden del 50% de la
velocidad de diseiio, correspondiente a una cuarta parte de la maxima presion de disefio, Por
~~'~'
.,~ ",
f.:
I
,.. .... o:S;/"
-;
'''~~
"'\
356. CAPfTuLO 9
10 general, la presencia de hielo no es determinante para el calculo de tensiones mecanicas
para el disei'io.
En el caso de que no se consideren los efectos del viento, siendo Wj el peso del hielo por
unidad de longitud sobre el conductor, el peso aparente corregido sera:
we
'=
We
+ Wi' daN/m
(9.66)
EI peso del hielo sera calculado a partir de las condiciones probables de acurnulacion de
hielo en la region, de acuerdo con los mapas estadfsticos de ocurrencia. Por ejernplo, en
condiciones ligeras de acumulacion, algunas normas exigen considerar minimo una capa de
hielo de 3,5 mm de espesor y peso especfficode 900 daN/m 3 •
Considerando la sobrecarga de hielo con efectos de viento, la accion del viento sera:
w w '= Po Gel (D + 2e). daN/m
(9. 67)
Donde:
ww' :
accion del viento sobre el conductor y la capa de hielo, daN/m
Po:
presion del viento calculada para un medio de la velocidad de viento de diseno V.
daN/m z
.
D:
e:
didmetro del conductor, m
espesor de la lamina de hielo, m.
9.10.3 Calculo de tensiones rnecanlcas y f1echas en conductores flexibles
EI calculo de tensiones mecanicas y flechas en los conductores para diferentes
condiciones de carga y temperatura es de gran importancia en el disefio de las subestaciones
elcctricas porque proporciona los datos necesarios para la verificacion de acercamientos
electricos y para el disefto de las estructuras metalicas de soporte de barrajes y equipos.
Asimismo, proporciona los datos iniciales para obtener las tablas de tendido para el montaje
de conductores en las subestaeiones.
Es usual que, por requerimientos electricos, sean conocidos el tamai'io, el tipo y las
propiedades del conductor y de los aisladores. Se trata entonces de calcular el estado de
tensiones y deformaciones del conjunto que satisfaga los requerimientos de flecha y tension
mecanica admisibles para varias combinaciones de carga. .
EI objetivo inicial es obtener una tension mecanica minima con base en el control de las
deflexiones a la temperatura maxima, de forma tal que se cumplan las separacionesmlnimas
permitidas entre las fases y las distancias electricas de seguridad. Debe escogerse una tension
mecanica apropiada en el conjunto conductor-cadena de aisladores y herrajes para que este
no faile, ni presente deformaciones excesivas que ocasionen problemas de seguridad por
acercarniento, ni afecte la estetica y arrnonia del conjunto.
Es practica normal que en las subestaeiones electricas los conductores sean disefiados
para que trabajen a valores bajos de la tension mecanica de rotura (del orden de 20%) y as!
poder obtener un factor de seguridad alto contra la rotura del material.
Para vanos como los que se presentan en las subestaciones, el peso y fa longitud de las
cadenas de aisladores es considerable en relaci6n con el peso y longitud del conductor. Por
esto, el peso de las cadenas de aisladores y las cargas concentradas influyen de manera
apreciable en el calculo mecanico del vano y deben tenerse en cuenta.
",,;-.. ,',:'.7"
CONDUCTORES, BARRAS, AISLAOORES Y CONECTORES ..
357
La tension inicial minima se obtiene con base en el control de las deflexiones a la
temperatura maxima, por ello es aceptable utilizar inicialmente para el calculo un metodo
simplificado, el cual calcula la flecha maxima a partir del control de la separacion minima de
fases de los conductores en condiciones criticas de cortocircuito.
9.10.3.1
9.10.3.1.1
Carga resultante
Carga actuante total
Para la estirnacion de la carga actuante total sobre el conductor, se considera que el peso
acnia vertical mente. que la carga de viento acnia horizontal mente y en angulo recto con el
cable y que la sobrecarga de hielo tiene doble efecto: horizontal mente al aumentar el area
expuesta de viento y verticalmente al aumentar el peso propio. La resultante \IIres una suma
vectorial, que se obtiene con base en la Figura 9.13.
= ~(ww
''I + (we ''I .daN/m
(9. 68)
f(We 2 + Wi 2)+ W,.. ,2 • daN/m
(9.69)
WT
WT
= if
Donde:
lI'r:
carga resultante actuante sobre el cable con sobrecarga de hielo y viento, daN/m
lI'e':
carga vertical uniforme debida al peso del cable y de la capa de hielo, daN/m
11'.':
carga horizontal uniforme debida a la accion del viento sobre el conductor y la capa
de hielo, daN/m,
il'c:
carga vertical uniforme debida al peso del cable, daN/m
W, :
carga vertical uniforme debida al peso del hie lo, daN/m.
0............
we'
W
w'
_ ---
-
'. B
WT=~(ww)'+ (we')'
A~----------------------------------~C
Figura 9.13 - Carga resultante sobre un cable con sobrecargas simultsnees: de hie/o y viento
Cuando existan cargas concentradas sobre el conductor, el peso del conductor We debera
reemplazarse por la carga gravitacional totalll'c calculada como carga equivalente w eq , como
se indica en la siguiente seccion.
9.10.3.1.2
Cargas extemas y carga uniforme equivalente
A 10 largo de un conductor se pueden presentar cargas extemas causadas por la
conexion de bajantes a equipos, aisladores en suspension, con~ontactos de seccionadores
pantografos, 0 cualquier otro accesorio. EI efccto de estas cargas adicionales se podra
suponcr como la accion de una carga uniformemente equivalente (Figura 9.14). En caso de
que no existan cargas concentradas, esta carga uniforme equivalente corresponde a la carga
unitaria del peso propio del conductor.
..:.
358. CApITulO 9
'B
ffi
"'<+1I" -,
adena aisladores
I
I I
--~-----~---: I~-.x
Catenaria
'Pn
~
Po
'parga concentrada
(tip)
I
It
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I I
I
I
.
-I,
I
I
I
1
.
.J>"]
~
Y
I
::~./
~
Xi
~DDlF=1
- -j
I
Lc
.l..--L.....t
~
o o
,IPi
* * iii
,I
i R~'l{j.~
Convenciones:
A:
B:
Xi:
Pi:
Apoyo izquierdo
Apoyo derecho
PosiciOnde la carga concentrada Pi
con respecto aJ apoyo Izquierdo
Carga concentrada
Wc :
R",
Rs:
L :
Lc'
Paso por unidad de Iongilud del
conductor
Reacci6n vertical en el apoyo A
Reacci6n vertical en el BPOYo B
Longilud del vano
Vano horizontal del conductor
Figura 9.14 - Conductores con cargas concentradas
Para el calculo de esta carga unifonne equivalente se asimila el conductor a una viga
sirnplemente apoyada con cargas concentradas, obteniendose el momento maximo, y con
este la carga unifonnc cquivalcnte, mediante la siguiente expresion:
We
8M
= wcq =--2
' daN/m
(9.70)
Lc
Donde:
w<q:
carga uniformc equivalente, daN/m
Lc :
vano horizontal del conductor, m.
M:
memento maximo, daN·m; se obtiene con las ecuacioncs que se presentan a
continuaci6n:
L2
n
-+ LP(L-x.)
W
RA =
c
2
'=0'
I
L
•
(9. 71)
,daN
.
CONOUCTORES, BARRAS, AlSLADORES Y CONECTOAfS 11359
R(x) = R A -
f, wcx f,p; ,daN
M =
(9.72)
j -
;=0
;=0
k"
50 R(x)dx ,daN'm
(9.73)
Donde:
RA :
reaccion en el apoyo A, daN
We:
peso propio del conductor por unidad de longitud, daN/m
L:
longitud del vano, m
Pi:
carga concentrada, daN
Xj:
posicion de la carga concentrada con respecto aJ apoyo A, m
n:
mimero de cargas concentradas
k":
punto para el cual R(k'1
=O.
Tarnbien puede dibujarse el diagrama de fuerzas tal como se muestra en la Figura 9.15,
eJ cual esta compuesto por tramos de variaci6n lineal con cambios bruscos en los puntos de
aplicaci6n de cargas concentradas. El momento maximo puede encontrarse sumando las
areas de trapecios, rectangulos 0 triangulos que conforman el diagrama de fuerzas desde un
extremo hasta el punto de cruce del eje horizontal, es decir cuando R(x) = O. Este punto
normal mente coincide con la localizaci6n de una de las cargas concentradas.
L.i.......I i
,
I
~ __Xo,_
,!
Po
!
.,
1.
1.
,I
Pn
Pi
L-l
1.
I
~
L
1.
1.
IRA
1
I~
I
x,
_---;-
xn
x2
I
!Fy
IRA
./
RA
/
~
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/ / // .
/
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Xo
x,
d~
/
/
'
...- - - - - - - -x- - - - - - . . . ,I
r
'1
k'
RS
I
---------------------.....
_J
Rs
Figura 9.15 - Dlagrama de fuerzas en una 4ltia slmplemenre apayada
.,.1
.'~)"~tt;)~"·
,j,,;r ·i:'f'j.~~.~J'$'tt?'\"'~~tt!.~~;'~~~:''''i·~·''.r<ff·;;;
.1'
',-'".
.'
"'.
360 • CAl'fTvLo 9
9.10.3.2
.,j.',-JO-J,'",.",
Flecha maxima
Como ya se mencion6, la tension minima puede estimarse a la maxima temperatura con
base en la flecha maxima pennitida, dependiendo del movirniento de conductores flexibles
durante un cortocircuito (Figura 9.16).
a
~<:)
.. ...... .
~
'-­
Yo
:',: ~',",
/ , ... .
....
..L.
amin
YK
Figura 9.16 - Rango de movlmiento de conductores flex/bles durante un cortoclrculto
Yo
= l,2sen40
YK
0
==I,3YK
(9.74)
Donde:
Yo:
flecha maxima pennisible, m
YK :
range de movirniento del conductor
a:
separacion entre fases, m
ami,,:
separaci6n minima pennisible entre rases, m.
Estu limitaci6n en la flecha es conveniente ya que, cuando ocurren fullas extcrnas al
vane en estudio, las sobrecorrientes entre los barrajes originan fuerzas de atraccion entre los
conductores, pudiendose producir un cortocircuito entre fases por acercamiento.
Puede efectuarse una verificaci6n inicial, teniendo en cuenta que por razones de estetica
y de acuerdo con la recomendaci6n de varias publicaciones, la flecha se sugiere sea limitada
al 3% de la longitud del vano, sin considerar el range de movirniento de los conductores
durante un cortocircuito, comprobandose que con la separacion entre fases se evitan
acercamientos electricos y se conservan las distancias de seguridad.
EI procedirniento anterior es conservador ya que supone un angulo de deflexion de 40°
de los conductores durante un cortocircuito. En caso de que la lirnitacion en la flecha
maxima por este metodo ocasione unas tensiones muy altas de los conductores sobre las
estructuras, esta flecha puede hacerse 6ptima siguiendo la metodologia para el calculo del
rango de movirniento de los conductores durante un cortocircuito [CIGRE (1996)].
CONDUCTORES, BARRAS, AISLADORES Y CONECTORES. 361
Para una duraci6n de cortocircuito menor que el tiempo para la maxima deflexi6n (el
cual tiene valores tipicos entre 0,25 s y 0,4 s), el angulo de deflexi6n es:
Y. - h
0= arc cos _0_ _
0
(9. 75)
Yo
Donde:
Yo:
/
flecha maxima, m
h0=
Wse
2
Ik
2
,m
2m e g
(lk2)2
W se
W se :
= 0,2---, N/m
fuerza electromecanica, con base en ecuaciones (9.47) y (9.120), N/m
It:
tiempo de duraci6n del cortocircuito, s
masa del conductor por unidad de longitud, N/m
g:
aceleraci6n de la gravedad, 9,8 rnIs 2
a:
separaci6n entre conductores, m
:
(9. 77)
a
me:
10
(9.76)
corriente bifasica sirnetrica de cortocircuito, kA Lm.S.
Para una duraci6n de cortocircuito mayor que el tiempo para la maxima deflexi6n, el
angulo de deflexi6n es:
1\'
o=I,6arctan~
(9. 78)
meg
Conocida la flecha maxima del conductor puede calcularse la tensi6n asociada.
Aunque las expresiones simplificadas son sencillas se observa que, debido a la gran
diversidad de vanos, ternperaturas, condiciones de cargas (bajantes a equipos), condiciones
de apoyo (vanos a nivel y a desnivel) y rnateriales que pueden presentarse, resulta
practicarnente indispensable emplear un computador a fin de realizar estos calculos.
9.10.3.3
Tension minima
La curva que toma un cable de peso unifonne suspendido por sus extremos en la misma
horizontal, es una catenaria. En algunos casos, puede aproximarse a una trayecioria
parab6lica. La tensi6n minima se presenta en el punto mas bajo del cable.
1''''''''''':;-'''
A continuaci6n se describe, en forma general, la soluci6n analitica de la relaci6n fl~cha ­
tensi6n en conductores flexibles, utilizando la .trayectoria de los conductores por medio de
una curva parab6lica y una curva catenaria. Metodos mas exactos utilizan la soluci6n de la
trayectoria del cable por el rnetodo de diferencias finitas.
9.10.3.4
Formulacion slmplificada, trayectoria parabelica
Constituye la forma mas simple de evaluar las flechas y tensiones a 10 largo de un cable
y, aunque es una aproximaci6n del comportamiento real, arroja resultados aceptables para
vanos cortos. Las fonnulaciones correspondientes se dan a continuaci6n y estan referidas a
las Figuras 9.17 y 9.18.
•
362. CAPfTut.o 9
9.10.3.4.1
T
-e,
Apoyosanivel
Ty
T
11
L
TO
-----------------t----------------­
0)
@
TO
-r
IYa
To~I-TO
Figura 9.17 - Trayectorla parab6/1ca aproximada de un conductor con apoyos a nivel
Bajo la accion de cargas resultantes (verticales y horizontales) el cable se des plaza a un
plano inclinado, al cual corresponden las flechas y tensiones calculadas. La tension rnecanica
en el punto mas bajo, que es igual a la componente horizontal de las tensiones en ambos
apoyos, se calcula como:
T 2J. daN
To -_[W8YL
(9.79)
e
asi,
2
TL
r, =[W8T
a
J,m
Donde:
wr:
carga total en e1conductor por unidad de longitud, daN/m
L:
distancia horizontal entre apoyos, longitud del vano, m
Ye :
flecha m...axima, m.
(9.80)
-
CONDUCTORES, BAAAAS, AlSLADORES 'r CONECTORES It
9.10.3.4.2
TA
363
Apoyos a diferente nivel
T
Ay
,~-l
ToLI~1:L _
L
--------,--------- - ----~~,,--I
I
Y,
j - - -~I
TBy
'~
TB
Iy
Yc
,
Yo
,
~
,.
~ .../s"o
I
x,' - - - - - - - - To-i-To
I
Xo
Figura 9.1 B- Trayecloria parab6/ica aproxlmada de un conduclor con apoyos a desnlvel
Cuando los apoyos en los extremos del conductor se encuentran a desnivel, la posicion
del punto mas bajo respccto al apoyo inferior puede determinarse como:
•
0
= L(
1 -Y]
- ,m
2
4 yc
(9.81 )
Y
m
(9. 82)
X
O=y,.(I_L]2.
4Yc
Donde:
L:
longitud del va no del conductor, m
Yc :
flecha maxima definida teniendo en cuenta el control de acercamientos electricos,
distancia vertical del punto mas bajo del conductor hasta la Ifnea imaginaria que une
ambos soportes, m.
X" Y1: coordenadas de apoyo A, m
Xo. Yo: coordenadas de apoyo B, m
y:
desnivel entre apoyos, YJ - Yo, m.
La longitud del cable S puede calcularse como la suma de
estimarse, de mancra aproxirnada, con:
SI
=X, (1 +sr2
-1-, J,m
So
Y SJ, las cuales pueden
(9. 83)
3X 1­
1
,l',,"'J'
_.~,~"
r~~~'-~~'''~~''''
"',
364. CAPtnn.o 9
SO=XO
[
J
8Y, 1 ,m
l+~
3Xo
(9.84)
Con base en la tension To obtenida de la expresi6n (9.79), la tension en el apoyo superior es:
TA = To + wr~
(9.85)
Ta = To + wrYo
(9.86)
la tensi6n en el apoyo inferior es:
9.10.3.4.3
Flechas por efecto de las cadenas de aisladores, herrajes y amortiguadores
Para tener en cuenta los efectos de las cadenas de aisladores, herrajes y amortiguadores sobre
la trayectoria geometrica del conductor. se puede tomar la cadena de aisladores con sus herrajes
respectivos, considerando todo como un ente rigido, articulado en el punto de anclaje y con el
peso total concentrado en el punto medio de su longitud (Figura 9.(9). Para apoyos al mismo
nivel:
L
LC
Va
Yc
I
,I
I
Figura 9.19 - Convencl6n de dlmens;on8s de conductor y cadenas
Y=Yc +Ya,m
y
c
Ya
=wTL"
8T
(9.87)
2
o '
m
= X a (wr Lc + Fa ), m
2To
(9. 88a)
(9. 88b)
La tension para una f1echa Yes:
2
To =wT L
o
Donde:
Y:
flecha maxima, m
Yc :
f1echa del conductor, m
-
4wr X / +4XaFa . daN
8Y
,
(9.89)
CONDUCTORES, BARRAS, A1SLAOORES Y CONECTORES.
Ya:
f1echa de la cadena de aisladores, m
t;
longitud horizontal del cable, m
L,
L:
= L-2X a , m
(9.90)
distancia horizontal entre puntos de anclaje (longitud del vano), m
V.
./la·
proyeccion horizontal de la longitud de la cadcna de aisladores, X a =L.., m
La:
longitud de la cadena de aisladorcs, m
La=Nfa,m
N:
365
-"
(9. 91)
mimero de aisladores
fa:
longitud de un aislador, m
Fa:
To:
peso de la cadena de aisladores, daN
II'r:
carga uniforme equivalente del conductor, daN/m.
tensi6n horizontal minima, para una f1echa maxima Y, daN
9.10.3.4.4
Efecto por cambios de temperatura
EI efecto de los cambios de temperatura en el conductor se obtiene mediante la ecuacion
de cambio de estado que determina el nuevo equilibrio del conductor. En caso de considerar
un aurnento de temperatura se pasa de un estado inicial I a un estado final 2 con un nuevo
equilibrio expresado como dilatacion por aumento de temperatura, contrarrestado por la
. contracci6n debida a la disrninucion de tension en el conductor.
La tension mccanica horizontal en el estado 2 se dctermina resolviendo, por ejemplo por
el metodo de Newton Raphson. la ecuacion de tercer grado:
r.} + r.2
O2
0, [
AeEelI'n 22
L + A E a~T _ T.
24T 2
c
c
J_ AeEeII'n L
22
24
0,
I
=0
(9. 92)
Donde:
Irc
a:
coeficiente termico de dilatacion lineal del cable,
~T:
variacion de temperatura (temperatura final - temperatura inicial), "C
Ae :
area de la seccion transversal del cable, ern?
E:
modulo de elasticidad del cable, daNlcm 2
L:
distancia entre apoyos del conductor, m
To,:
tension mecanica horizontal basica (en el estado inicial I), daN
To,: tension rnecanica horizontal final (en el estado 2: incremento de temperatura), daN
II'n:
carga uniforme equivalente sobre el conductor en el estado I, daN/m
11'r-:
carga uniforme equivalente sobre el conductor en el estado 2, daN/m
La carga 11'r- representa la correccion que debe apJicarse a la carga "'r por el efecto de
la tempera tura sobre el total del vano; asi, aunque la longitud del conductor cambia, la
carga no cambia. Dicha correccion esta representada por: lI'n = wn (J + a ~1 ).
1
"
of.
366. CAPtNt.o 9
9.10.3.5
Fonnulacl6n general, trayectorla catenarla
Un cable sometido a peso propio, cuya distribuci6n es uniforme sobre la longitud del
cable, toma la forma de una curva catenaria (Figura 9.20).
y
B(XB.YB)
--- ---
---
b(Xb.Yb)
Yy
Y(Xy.Yy)
Figura 9.20 - Catenaria descrita por ., conductor
Las coordenadas geometricas de un punto sobre el cable estan definidas por (x, y), y
estan relacionadas mediante la expresion:
y(x) =
c(COSh(
x -eX'
}1)+
Y•. m
(9.93)
Donde:
To
e=-­
wT
To:
tension horizontal del conductor. daN
wr:
carga total sobre el conductor por unidad de longitud, daN/m.
La pendiente de la catenaria en un punto (r, y) esta definida como:
(X-X )
y'(x) = senh ~
(9.94)
La longitud del conductor desde el vertice hasta el punto (z, y) puede calcularse asi:
s(x)
X-X ). m
=e y'(x) =e senh(-e-'
(9.95)
La tension longitudinal del conductor en el punto (x, y) esti definida como:
T(X)=~To2 +w/s 2(x) ,daN
(9.96)
CoNOUCTORES, BA~RAS, A1SLADORES Y CONECTORES •
367
Se establecen las siguientes ecuaciones:
Ecuacion I: equilibrio de la cadena de aisladores A (L M == 0)
Xo
_YT.
F +Xa "'r5(X a )=0
a o_ 2.0
Ecuacion 2: equilibrio de la cadena de aisladores B
(YB
-
Yb)To
(x B 2
X b )Fb - (X B
-
(9.97)
(L M =0)
X b}-!'r 5(Xb) = 0
/
(9.98)
Ecuacion 3: coincidencia del punto a (XmYa)
Ya =
~La2 -X} = (COSh( X o :X"
)-1
}Yv
(9.99)
Ecuacion 4: coincidencia del punto b (Xb.Yb )
Yb == Ys
-~L/ - (X B -Xb 2 )= C(COSh(X b :X,' )-1)+ Yv
(9. 100)
Ecuacion 5: ecuaci6n de cambio de estado por efectos de temperatura
52 -,51
=
5.
TO -To
[(
~cEc
I
J+
a!J.T
]
(9.101)
Donde:
Fa:
peso de la cadena A de aisladores, daN
F b:
peso de In cadena B de aisladores, daN
La:
longitud de la cadena A, m
L b:
longitud de la cadena B, m
M:
momento, daN·m
X a, Ya: coordenadas del extremo final de Ja cadena A, m
X b , Yb : coordenadas del extremo inicial de la cadena B, m
X", Y,.: coordenadas del punto mas bajo del conductor, m
X A , YA:coordenadas del apoyo A, m
X B, YB:coordenadas del apoyo B, m
Ac:
area de la secci6n transversal del conductor, cm2
E c:
modulo de elasticidad del conductor, daN/cm 2
ex:
coeficiente iermlco de dilataci6n lineal del conductor, 11°C
tiT:
diferencia de temperatura, °C.
Para lIegar a la soluci6n se procede a definir en el estado inicial una flecha maxima r,.
que, usualmente, se toma como un porcentaje del vano, del orden de 3% a 4%. Con<tida la
~~~1 : '''f;J,5''''''
". (""A'1,;~~~:~~~~*""¢:';h'
36.1- CAPfnAo 9
r>
I ,.
....
variable Y.1 se resuelven las cuatro ecuaciones iniciales, obteniendose los valores Xalt Xblt
X. I Y To. ; asimismo, la longitud del conductor oSl para ese estado.
A continuaci6n, se pasa a un segundo estado, en el cual el conductor experimenta un
cambio de temperatura; para la soluci6n de este estado se deben tener presentes las
condiciones del estado anterior ya que la dilataci6n que se presenta debe ser contrarrestada
por la contracci6n debida a la disminuci6n de tension; la longitud del conductor varia perc su
peso no cambia. Asi, para el estado 2, puede resolverse el sistema de cinco ecuaciones con
cinco inc6gnitas:
X b1, X. 1 Y Tol'
.x..l,
9.10.3.6
Carga. de conexl6n para conductore. flexible. y evaluacl6n de temperatura
de los conductore.
A! iniciar la evaluaci6n de esfuerzos en conductores flexibles se deben obtener rangos
de flechas y tensiones para los cuales opera adecuadamente una conexi6n, teniendo en
cuenta distancias de seguridad horizontales y verticales, magnitudes razonables de cargas
para el disei'io de estructuras y las limitaeiones que impone cada proyecto. El range se
obtiene al calcular las parejas correspondientes con las tensiones y flechas.
Se debe determinar la tension basica requerida para controlar flechas a las condiciones
de temperatura critic as del conductor defmidas para controlar tensiones, de manera que se
cumplan las distaneias mfnimas de seguridad entre fases considerando el movimiento de los
conductores durante un cortocircuito. Las condiciones para las cuales se calculan las flechas
y las tensiones mecanicas en los conductores son, generalmente, las siguientes:
Temperatura ambiente minima promedio sin presion del viento
Temperatura ambiente minima promedio con velocidad del viento
Temperatura ambiente media para verificar estcStica
Temperatura ambiente maxima para verificar acercamientos.
Por 10 tanto, se requiere estimar la temperatura del conductor para diferentes
condiciones de circulaci6n de corriente, temperatura ambiente, radiaci6n solar y viento, con
el prop6sito de conocer el intervalo de variaci6n de las tensiones mecanicas en los
conductores, tal como se indica en el Nurneral9.4.I. En dicha formulaci6n se toma en cuenta
la relaci6n directa entre la capacidad de transporte de corriente de los conductores y la
temperatura que se desarrolia en ellos.
Para realizar los calculos de tensiones mecanicas y tablas de tendido se aconseja utilizar
un programa de computador que resuelva las ecuaciones ilustradas para diversas condiciones
de temperatura. Los resultados del programa, para una temperatura determinada, deben ser:
las fuerzas longitudinal, transversal y vertical, las flechas del conductor y de la cadena de
aisladores, la localizaci6n del vertice de la catenaria (trayectoria del conductor) y la longitud
de cable.
Aunque se obtengan tensiones diferentes para un mismo vano, debido a las diferentes
condiciones de carga, para fines practices se pueden considerar tensiones iguales en las tres
fases, correspondientes al maximo valor encontrado. Adicionalmente, se acostumbra
incrementar las cargas calculadas en unlO% previendo posibles divergencias entre el calculo
y el resultado del montaje.
Teniendo en cuenta el efecto de los desniveles de conexi6n, las cargas suspendidas
debidas a los cables que bajan a los equipos y otras cargas concentradas que se puedan
CONDUCTDRES, BARRAS, AlSLAOORES YCONECTDRES"
369
presentar en los tendidos, se determina la tensi6n basica requerida para controlar la flecha a
la temperatura maxima del conductor asociada a la maxima temperatura ambiente, de manera
que se cumplan las distancias minimas permitidas entre fases, considerando el movimiento
tipico de los conductores durante un cortocircuito.
Si la tensi6n es muy alta se debe incrementar la flecha, incluir apoyos en p6rticos
adicionales disminuyendo el vano 0 utilizar un conductor mas liviano, Si se tienen problemas
para respetar los acercamientos entre fases en condiciones de cortocircuito se debe reducir fa
flecha, incrementar la separaci6n entre fases 0 utilizar resortes en casos excepcionales.
9.10.4 Tablas de tendido
Una vez finalizados los calculos de tensiones rnecanicas de los conductores se pueden
calcular las tablas de tendido, titHes para la etapa de montaje de los conductores. Las tablas
de ten dido relacionan las tensiones basicas con las flechas para los diferentes valores de
temperatura.
EI calculo de las tablas de tendido depende exclusivamente de los calculos de las
tensiones mecanicas de los conductores realizados para estimar las cargas de conexi6n sobre
estructuras de soporte y tiene en cuenta las cadenas de aisladores, herrajes, el desnivel entre
los puntos de anclaje y los desniveles y pendientes delterreno; se considera adernas que en la
etapa de montaje no existen los bajantes a equipos, ya que en la practica se instalan cuando
se ha efectuado el tendido,
9.10.5 catcule de esfuerzos en barrajes rigidos
9.10.5.1
Carga resultante
Las cargas que acuian sobre el barraje debido a las diferentes condiciones de carga se­
evahian de acuerdo con 10 indicado en el Numeral 9.10.2 y dependen del tarnafio
seleccionado del barraje de acuerdo con las necesidades de corriente de carga.
Una vez determinadas las diferentes cargas que pueden presentarse, se efectuan
combinaciones de las mismas para determinar los esfuerzos actuantes; estos gobiernan la
selecci6n del tarnano del barraje desde el punto de vista de resistencia rnecanica. Por 10
general, los barrajes, estan sometidos a las siguientes condiciones de carga:
Peso propio y carga de viento (VI)
[2
WI
2
= "We + IV .... ,daN/m
(9. 102)
Peso propio y carga de cortocircuito mas carga de viento (U2)
W2
=~ll'e 2 + (W
H"
+ ll'se)2 ,daN/m
(9. 103)
"\
..
...
370. CAPfnJLo 9
Peso propio y carga de cortocircuito mas carga sismica, teniendo en cuenta las
cornponentes vertical y horizontal por sismo (U3)
W3 "'"
~(wc + w"" 'f + (w.c + w. 'f .daN/m
Peso propio y carga de hielo
w4
(9. 104)
mas carga de viento reducido (U4)
=~(w..:'f +'(w/'f ,daN/m
(9. 105)
Esta ultima condici6n debe ser estudiada en lugares en los que las subestacioncs estan
sornetidas a cargas de hielo y/o nieve.
A cada una de estas condiciones de carga corresponde un esfuerzo a al cual estaran
sornetidos los barrajes, considerandose para diseiio el mayor de los calculados. Este esfuerzo
debe ser menor que el maximo permitido a..... para cada material del barraje.
La carga de peso propio We Y componente vertical por slsrno w.v actuan en forma vertical
mientras que las cargas transversales (viento Won corto W.e Y sisrno w.) actuan en forma
horizontal, presentandose de esta manera dos componentes que forman entre sf un angulo
de 90°.
.
9.10.5.2
Calculo de fuerzas
Con base en la configuracion de la subestacion, se definen las condiciones de soporte de
las barras, las cuales determinan diversos factores de esfuerzos tanto en los tubes como en
sus soportes, Estos factores ex,13 y y, se muestran en la Figura 9.21, para barras apoyadas en
dos 0 mas soportes con diferentes condiciones de fijaci6n .
.En la Figura 9.21:
ex:
factor de esfuerzo en los soportes
~:
factor de esfuerzo sobre el conductor principal
y.
factor de la frecuencia natural de tubo.
Las fuerzas cstaticas en los soportes son:
=ex L wr ' daN
(9. 106)
R o =a.Lwr.daN
(9. 107)
RA
Donde:
Wr:
carga resultante actuante sobre el barraje, obtenida como se indica en el numeral
anterior, daNlm
L:
longitud del vano, equivalente a la mayor distancia entre soportes, m.
Las distancias entre apoyos deben ser aproxirnadamente iguales, es decir, no deben diferir en
mas del 20% de la mayor de ellas L.
CONDUaORfS, BARRAS, A1SlADORES Y CONtCTORfS II 371
n
~
y
A: 0.50
B: 0,50
1,00
1,57
A: 0,625
B: 0,375
0,73
A: 0,50
B: 0,50
0.50
A: 0.375
B: 1,25
0,73
A: 0,40
B: 1,10
0,73
Tipos de vigas y de apoyos
Mmax[daN·mj
Vigas con una sola luz
A..
A..
A Y B: apoyos simples
I
I
,
A: apoyo empotrado
B: apoyo simple
~
t
X
-t
B
~..
~
2,45
W L2
Mmax=_T_
B
B
A
Ay B: apoyos
empotrados
= WTL2
B
A
I
M max
t
I
3,56
M max
= wTL 2
M max
= wTL 2
12
B
A
Vigas continuas con apoyos simples equidistantes
I
I
iI
Dos luces
I
r~A
A
..- ­
t
I
Tres 0 mas luces
'.'
B
A
A~~~
-- -- -­
Figura 9,21 - Factores u,
9,10.5.3
t
I
B
A
2,45
t
•
I
•I
•I
A
B
B
A
3,56
M max= wTL
2
B
p y y y momento maximo para diferentes condiciones de .apoyo
Cillculo de momenta maximo de flexion en el barraje
EI momento maximo se calcula considerando cad a vano como una viga simplernente
apoyada, tal C0l110 se indica en la Figura 9.21. Se expresa en daN·m.
9.10.5.4
Cillculo del esfuerzo maximo en la barra
De acuerdo con la forma de la barra y con el momento flector se obtiene eI esfuerzo
maximo en la barra.
1
CJ=
AI..ax x 10' ,daN/mm'
Z
(9. 108)
Donde:
Z:
modulo de seccion de la barra:
2J
Z=-.mm3
D
(9. 109)
~~~'l
3ii.e.vtrULc;;9~t.I".I;:·J~~:f~··~';'1};n!';·;z '~"';".
J:
,.' ;:
t
momento de inercia del conductor tubular:
J =2!..(D4
64
D:
diarnetro exterior del conductor, rom
d:
di:imetro interior del conductor, rom.
9.10.5.5
- d4). mm4
(9. 110)
Capacldad d. reslst.ncla del barTaje
La barra seleccionada debe estar en capacidad de soportar todos los esfuerzos que se
presenten para las diferentes condiciones de carga; si esto no ocurre, existen tees alternativas:
Incrementar el mimero de soportes, aunque esto no es siempre factible par la
configuraci6n y disposici6n fisica de la subestacion.
Incrementar el tarnafio del tuba, ya sea aumentando el diametro exterior 0 el espesor del
material.
Cambiar el material.
Segun la recomendaci6n lEC 60865-1 (1993), un conductor simple resiste los efectos de
cortocircuito, cuando:
(J
= q RpO.2 ' daN/mm2
(9. Ill)
Donde:
RPO.2: esfuerzo en el punto de cedencia del material, daN/mm2
q:
factor que depende de la forma y caracteristicas geometricas de la barra; puede ser
calculado con la relaci6n siguiente:
q=1,7[1-(I- 2~c
1_(1_2~c
J]
J
(9.112)
Donde:
ec :
espesor del conductor tubular, rom
D:
diametro del tubo, rnrn.
En la Figura 9.22 se ilustra la variaci6n del factor q en funci6n de la relacion entre el
espesor y el diametro. Cuando se consideran efectos de sismo el valor de q es 1,2 y, para los
efectos de viento, q es 0,5.
CONDUCTORES, BARRAS, AI~ES Y CONECTORES.
1,80 I
I
I
I
1.70 T
I
-"- - - -,- - -. -
1.60 J - - - -.- .- -
I
I
I
1
1
1
1
1
1
1
1
I
1
I
-1- - - - - f - - - - ~ - - - -,-
'
t
-
I
1
c· - - - -+ -
I
1
1
- - - 1 - - - - ... -
I
I.
1
:
:
:
:
I
:
I
i
I
I
I
I
I
1
1
1
1
1
:
l'10~11 - .. --,- ---:---- ~.'
:
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:
:
:
:
;­
I
I
-I
I
I
I
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0,05
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I
1
1.00·;···
0,00
I
,
i---r--T---f---r---j----:---1
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:- - - -
lml---J----~---l---J----~---L---J---J----~
'I
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- ~ - - - -:- - - - ~ - - - -; - - - -:- - - - ~ - - - .~ - - - ~- - - - ~ - ­
I
, ...-........
--.
--t----:----~---~----'--------I
t
I
I
I
i
I
- - - : - - -
I
-+ - - - -,- I
--
I
I i i
.
I
I i ;
1
I
1,30
I
1
I
1.50--
1,40
)
1
1
1
1
-i- - - - . , - - - -.- - - - t- - - 1
1
1
1
1
1
I
CT
373
J
I
:._u T-Tm:m-:H-,I
.-.• - - · - · - r - - - - ; . - - - - - - - - j - - - + - - _ + _
0,10
0,15
0,20
0,25
0,30
0,35
0,40
'
0,45
0,50
ec/D
Figura 9,22 - Factor q
9.10.5.6
Deflexi6n maxima en barrajes rigidos
Una vez realizada la verificacion de los esfuerzos electromecanicos en los barrajes de
las subestaciones, es ncccsario comprobar la deflexion maxima que puede presentarse en los
mismos, La dcflexion maxima de los tubos Y."l' en condiciones normales depende de su
forma de soportc,
Soportes simples en ambos extremes:
4
YIII " ,"
5x10 9 w cL
= 384E J ,mm
(9.113)
c
Donde:
\I'e:
peso por unidad de longitud de la barra, daN/m
L:
separacion entre soportes, rn
Eo:
modulo de elasticidad del material, daN/mm 2
J:
momento de inercia, rum".
Soporte fijo en un extrema:
9
r
mas
=
4
10 11'" L
mm
l85Ec J .
En este caso, el punto de deflexion maxima ocurre a 0,5785 L del soporte fijo.
(9.114)
374-CAPfnJLO 9
Soportes fijos en ambos extremes:
9
L4
10 we
rom
Y""", = 384E J •
(9. 115)
e
Mas de dos soportes:
9
Y
mar
L4
= 10 we185E e J '
mm
(9.116)
Por razones de estetica se recomienda que la deflexidn no sobrepase 11150 de la
longitud del vano cuando existen uno 0 dos soportes y 11200 cuando se tienen tres 0 mas
soportes.
9.10.5.7
Vibraci6n en barrajes rigidos
Un vano de conductor rigido tiene su frecuencia natural de vibraci6n propia. Si el
conductor es desplazado de su posicion de equilibrio y liberado, comenzara a vibrar a su
frecuencia natural. La magnitud de las oscilaciones decaera debido al amortiguamiento. Sin
embargo, si el conductor se somete a una fuerza peri6dica cuya frecuencia sea cercana a la
frecuencia natural del vano, la barra continuani vibrando y la amplitud de las oscilaciones
aumentani pudiendose producir dafios en el conductor por fatiga,
Bien sea por la corriente aItema 0 por el viento, pueden inducirse vibraciones en los
barrajes rigidos con frecuencias cercanas a la frecuencia natural del conductor. En el primer
caso, las vibraciones obedecen a las corrientes que fluyen en conductores paralelos que crean
campos magneticos que interacnian y ejercen fuerzas sobre los conductores que oscilan a
una frecuencia del doble de la frecuencia del sistema. Con las condiciones y longitudes de
soporte y tipos de tubos utilizados en subestaciones de alta tension se garantiza la no­
ocurrencia de vibraciones por esta causa.
Las vibraciones por viento se originan en el tubo cuando, al estar montado en paralelo
con el terrene de la subestacion, se ve sometido a una corriente de aire de flujo laminar
(brisa) que a! incidir sobre el tuba se defonna en un cierto numero de pequenos remolinos
que no 5610 rotan sobre si mismos sino que. adernas, suben y bajan a un cierto ritrno, creando
de esta manera un movimiento transversa! de barrido vertical de corta frecuencia que arrastra
el tubo, produciendo las maximas amplitudes en el medio del vano, Estas vibraciones
aparecen en la practica para velocidades del viento entre 0,3 y 2.0 mls (1 a 7 km/h); aunque
de manera mas tenue, son tambien productores de vibraciones los vientos de hasta 30 km/h.
El calculo de la frecuencia de vibraci6n inducida por el viento laminar y de la frecuencia
natura! de vibraci6n del tubo puede realizarse de la siguiente manera:
La frecuencia natural de vibraci6n de un vano de tubo puede calcularse mediante la
siguiente expresi6n:
Ie
=~~EeJ
L2 - - .Hz
me
(9.117)
Donde:
Yo
factor de la frecuencia natural del tubo que depende de las condiciones de soporte, se
obtiene de la Figura 9.21.
L:
separacion entre soportes, m
CONOUCTORES, BARRAS, AlSLAOORES Y CONECTORES f\
E e:
modulo de elasticidad del material del tubo, N/m 2
me:
mas a por unidad de longitud, kg/m
J:
momenta de inercia, rn".
375
La maxima frecuencia de las fuerzas eolicas en conductores circulares puede calcularse
mediante la f6rmula de Von Karman:
f.e=51,12V Hz
D
.
(9. 118)
Donde:
V:
maxima velocidad del viento para flujo laminar, kmlh (de disefio: I a 7 km/h)
D:
diarnetro exterior del conductor, mm.
Cuando las velocidades del viento son tales que dan lugar a valores de la frecuencia de
vibraci6n por debajo 0 por encima de la frecuencia natural del tubo (existe solamente un
rango de valores de frecuencia alrededor de la frecuencia natural del tuba que producen
resonancia de frecuencias), las amplitudes de las vibraciones son pequefias y basta la
amortiguaci6n natural del sistema para atenuar toda la energia que aporta el viento.
Cuando los valores de la frecuencia de las vibraciones son pr6ximos a la frecuencia
natural del tubo, se entra a la zona critica de resonancia dentro de la cual las amplitudes del
tubo aumentan a valores altisimos, En estas condiciones, el tubo recibe en cada cicio de
oscilaci6n una determinada cantidad de energia que no Jogra disiparse, que se va
acumulando progresivamente en el tubo y hace aumentar en forma continua la amplitud de
las oscilaciones, que pueden lIegar a valores tales que se sobrepasan las tensiones de rotura
del material, ocurriendo la rotura de alguno de los componentes del sistema (tubo, conector,
aislador, equipo). Por esta raz6n, debe utilizarse algun metodo que ayude a la amortiguaci6n
de la energia suministrada por el viento al tubo ya que, aunque los componentes de la
instalaci6n esten adecuadamente disefiados para las condiciones estaticas de funcionamiento
(peso propio, vientos fuertes, sismos, etc.), pueden lIegar a la rotura en un cierto tiempo si se
yen sometidos a cargas repetidas causadas por las oscilaciones de vibraciones.
Existen diversas form as de disminuir el efecto de las vibraciones en los tubos:
Se puede, por ejemplo, agregar masas fijas al tubo de tal forma que se obtenga una
frecuencia natural de vibraci6n menor, lograndose una zona critica de resonancia a
valores tan bajos de la velocidad del viento que la energfa aportada por este sera
amortiguada en forma natural por el sistema. Este metodo presenta el inconveniente de
aumentar los esfuerzos estaticos (peso propio) en el tubo debiendose redimensionar, con
el correspondiente extracosto.
Otra forma de disminuir los efectos de las vibraciones es utilizar conectores especiales
disefiados de tal forma que, por rozamiento, se disipe la energia entregada por el viento
al tubo, Tiene la ventaja de no agregarle peso adicional pero su utilizaci6n resulta
costosa.
Una t~rcera altemativa, utilizada en sitios donde se presentan casos crlticos de
vibraciones, es emplear dispositivos especialmente disefiados para amortiguarlas, que
consisten fundamentalrnente en pequeiias masas pendientes de resortes que oscilan con
las vibraciones, creando de esta manera vibraciones opuestas, que tienden a contrarrestar
las vibraciones que origina el viento sobre los tubes, Estos deben disefiarse con
--------------------------
!;{t:;,,~Jt.i"~;; ':'3~... ~~~~·:~~'1:$~~~i"~t;:ti:'§::~,"~n'"
~~::~:'1~~i;,_r~~~~~::[i'"1;';,;<·~:'~~'~'*;~'*:-',"
/' s.
elementos que hagan unifonne el campo electrico para disminuir el efecto corona y el
efecto RIV. Los elementos debcn ser disenados para cada caso especifico, 10 cual incide
enonnemente en su coste.
La forma mas comun de contrarrestar las oscilaciones debidas a los vientos de baja
velocidad es colocar tramos de conductor desnudo dentro de los tubos, los cuales, al
actuar como masas adicionales, cambian la frecuencia natural de resonancia del tubo,
Los cables se colocan sueltos perc fijando uno de los extremes, 10 que produce una
vibracion en eL cabLe contraria a La producida en el tuba, amortiguando la de este debido
ala aceleracion solamente producto de la fuerza de gravedad en el cable. Lo anterior se
logra ya que parte de la energla critic a que el viento transmite al tubo, a su vez es
transmitida por este al cable interior que, en su movimiento y golpeteo, absorbe parte de
esa energia.
En conclusion, en caso de que la frecuencia natural del vane de la barra sea rnenor que
dos vcces la frecuencia de La fuerza eclicu, la longitud del vane debe ser disrninuida 0 debe
amortiguarse la barra, instalando un cable trenzado desnudo dentro del tubo para disipar la
energia vibracional. EI cable debe ser del mismo material del tubo para evitar corrosion y
con un peso entre el 10% y el 33% del peso del barraje, Si el ruido ocasionado por este tipo
de arnortiguamiento es inaceptable, pueden utilizarse arnortiguadorcs instalados de acuerdo
con las instrucciones del fabricante,
9.11
EFECTOS DE CORTOCIRCUITO
FlEXIBlES Y BARRAS RiGIDAS
EN
SISTEMAS
DE
BARRAS
Dada la irnportancia de los cfcctos que las corricntcs de cortocircuito pueden tener en la
determinacion de las caracteristicas de los barrajes flexibles 0 rigidos de la subestacion y sus
soportes, a continuacion se presentan los metodos de calculo de dichos efectos propuestos
por el grupo de trabajo 23.11 de la ClORE (1996).
La determinacion de la carga por cortocircuito para conductores flexibles, de acuerdo
con 10 indicado en el Numeral 9.10.2.2, es una simplificacion aceptable que permite
establccer dicho valor para la determinacion de las cargas y esfuerzos mecanicos en las
concxioncs de las subestaciones.
9.11.1 Sistemas de barras flexibles
Existen varios metodos para el calculo de los efectos de cortocircuito en barrajes de
conductores flexibles, los cuales difieren significativarnente en los modelos para representar
las barras en las tecnicas para elcalculo numerico y en sus capacidades y complejidad, La
mayoria emplea prograrnas de cornputador, los cuales presentan diferentes opciones,
posibilidades y requisites de calculo, Los metodos fueron divididos en cuatro clases: simple,
medio, avanzado y de colapso de conductores. Para cada uno de estos mctodos el rango de
aplicacion y los datos requeridos son diferentes,
A continuacion se presenta el metodo simple recomendado por la ClORE (1996), el cual
estima las tensiones y desplazamientos maximos de un sistema de barras flexibles causados
por cortocircuitos. Este metodo requiere solamente datos generales tales como: longitud de
vano, tension estatica, distancia entre fases, rigidez de la estructura, masa del cable, corriente
y duracion del cortocircuito, Se supone que no se tienen esfuerzos de flexion y solamente
acnian fuerzas de tension en equilibrio cstdtico con la carga impuesta por el peso propio.
CONDUCTOIlES, BARRAS, A1SLADORES Y CONECTORES ..
377
Cuando hay mas de un conductor pOI' fase se tienen las mismas hip6tesis que para un
solo conductor, tomando, para efectos de calculo de balanceo, la secci6n y la masa en
proporci6n con la cantidad de subconductores. ESIOS calculos no son afectados pOI' el
colapso del haz de conductores,
Las ecuaciones desarrolJadas aqui aplican para longitudes de vano encontradas
normalmente ensubestaciones y relaciones entre la f1echa y la longitud de vano de,
aproximadamente, hasta 8%, valor que cubre las f1echas normalmcnte encontradas en estc
tipo de instalaciones electric as.
9.11.1.1
Movimiento del conductor y fuerzas de tension
En la Figura 9.23, se muestra el movimiento simplificado causado pOI' fuerzas de
cortocircuito trifasicas, Para el caso de un cortocircuito rrifasico balanceado, las fuses
exteriores LI y L3 giran bruscamente hacia el exterior de la fase L2, la fase central oscila
suavemente debido a su inercia y a las fuerzas alternativas bidireccionales que acuian en ella,
provocadas por las fases LI y L3.
Los esfuerzos provocados pOI' cortocircuiios Iase-fase y cortocircuitos trifasicos
balanceados son aproxirnadarnente iguales: sin embargo, para cortocircuitos fase-fase la
oscilaci6n del conductor implica la disminuci6n de las distancias entre conductorcs a",,,, entre
conductorcs adyaccntcs (Figura 9.23). POI' 10 anterior, los esfucrzos de tension y los
dcsplazamicntos horizontalcs calculados en cste Capitulo son aplicablcs a cortocircuitos
fase-fase.
L1
L2
r---- __
-~/-
--I
•
,.
I
'"
I
~.
L3
a
a
!
'--- _.
'---"c:C.>-~~-
a) Osctlacion de lases durante y despues de cortocircuito tritaslco
L1
L2
a
a
L3
'-,
k
/
<',
/
I"'-/
'-"':.~-/ Ir---------------, ~'----':"""-~-'...............
/-­
.~
amin
I
b) Oscilacion de lases durante y despues de cortocircuito lase-lase
Figura 9.23 - Oscllacl6n de fases durante y
despu~s
de cortoclrcuito tr;fas;co
La Figura 9.24 muestra la curva de Jocalizaci6n de movimiento en el medio del vano de
los conductores flexibles durante y despues del cortocircuito,
~--
"'i
>
••
<.•
(,<~':
.;
'"
378. CAPlTu\.o 9
Ll
a
f-
~/
6 by;
m
.~
'-~
a) Oscilaci6n del vane con lim < 70·
:-----h
/"',,,be
/
be , /
~'~"
\
/
"""-.
\
~/)Sm
l >j ~et,1\
I
be; b e l , '
'Y'
"
----.
1i1
1i1
\
"betf
---~-
."!
~
./
/
b) Oscilaci6n del vane con 70· S lim < 180·
/,"'" - bcl- -- . . . . .
~~
/
/
b e + bet
~-2-
t: ~
_(],,1;tt
'\:
\\
1i1
T 1i1
\
\
'­
/
""
bet
I
-, ..... --_:.L_­
_/ /
Lugar geom41rieo durante el nujo de comente
Lugar geom4trico de$pU8S del nujo de eorriente
c) Oscilaci6n del vano con 180· S lim
Figura 9.24 -
Locall~acl6n
de movlm/enfos de conductorvs antes y
despufls de cortoc/rcu/fo fase-fase
Donde:
be:
desplazamiento del vano, flecha estatica en la mitad del vano
bet:
maxima flecha en la mitad del vano por elongaciones termicas y elasticas
CONoocrORES, BARRAS, A1SlAOORfS Y CONECTORES
01:
direcci6n angular de la fuerza
Ok:
angulo de posicion del cable durante
If. Ip , Ip ; :
0
e 379
al final del flujo de corriente de cortocircuito
instantes en los que se presentan las fuerzas pica en el conductor.
En la Figura 9.25 se ilustra el maximo angulc 0 de desplazarniento del vano durante un
cortocircuito fase-fase, en funcion del desplazarniento be'
be
I
I
;­
~
'<~~:-m
-r­
/
a/
I
- ...I
...-..­
f - - -----__
l
Figura 9.25 - Vanos L 1, L2 durante un cortocircuito fase-fase
9.11.1.2
Evaluaci6n de la fuerza electromagnetica bajo condiciones de cortocircuito
La fuerza electromagnetica bajo condiciones de cortocircuito se calcula mediante la
siguiente expresion:
0,15 (1 k2
)2
__ Q ­
lime
(9.119)
g
Donde:
l
k2
.J3 1k3' kA
=2
(9. 120)
r:
relacion entre la fuerza electromagnetica de cortocircuito por unidad de longitud y la
fuerza gravitacional por unidad de longitud
me:
peso del conductor, kg/m
II:
mimero de conductores por fase
g:
aceleracion de la gravedad 9,81 m 2/s
a:
separacion entre fases, m
I. J :
corriente de cortocircuito simetrica trifiisica inicial, kA
1.2 :
corriente de cortocircuito simetrica fase-fase inicial, kA.
r-, , '1'''
~'W:_~1
','"~,
,:.,.
.,
.......'1'-
'.:;;~: ~"'."':;,
- ;;:r;;'<'·;:::,.'~7~... ':» ''',
.....
380 • CAPfruLo 9
9.11.1.3
Direcclon angular de la fuerza
La direccidn angular de la fuerza se calcula mediante la siguiente expresion:
~l
9.11.1.4
=arctan(r) ,0
(9.121)
Calculo de la f1echa estatlca en el medio del vane
La flecha estatica be en el medio el vano puede estimarse como:
Z
b = nmegL .m
c
8F"
(9.122)
Donde:
L:
distancia entre apoyos, m
F$I:
tension estatica del conductor, N.
9.11.1.5
Periodo de oscilaci6n del conductor
EI perfodo de oscilacion del conductor Testa dado para angulos pequeiios de 0 y flecaa
constante be. por la siguiente relacion:
T=27t~O.:be
9.11.1.6
=1.78..{b;.s
(9.123)
Periodo de oscilaclon resultante
EI periodo resultante de la oscilacion del conductor durante el flujo de la corriente de
cortocircuito Tns esta dado por la relacion:
r:
T
~[I-::[~Jr
(9.124)
Donde:
01:
direccion angular de la fuerza aplicada.
9.11.1.7
Rigidez normal para una instalaci6n con conductores f1exibles
La rigidez nonnal para un conductor flexible esta detenninada por la expresion:
1
1
N=-+---,11N
S L -e,»,
Donde:
S:
factor de conversion de unidades, 10' N/m.
Ae :
area del conductor. mZ
L:
Ee:
longitud entre soportes del conductor, m
modulo de Young inicial del cable, N/mz
E.:
valor real del modulo de Young, N/m2, determinado par
(9.125)
CONDUCTORES, BARRAS, AlSlAOORES Y CONECTORES :Ii
£
j
=
£[0.3 + 0.7Sen[ 90° F"
,
nAsajin
J~IJ
381
.F
SI
.si: < a
n As - jin
(9.126)
, N/m 2
. FS1
SI ~- > a fin
nA,
£
aji,,:
menor valor del esfuerzo estatico a para el cual el modulo de Young se vuelve
7
constante, 5x I0 N/m 2
n:
mirnero de subconductores por fase
F,r:
tension csuitica del conductor, N.
9.11.1.8
Factor de esfuerzo para el conductor
Como resultado del cortocircuito se presentara un factor de esfuerzo para el conductor
segun la siguiente expresion:
(ngmcLf
s
(9.127)
24F.,,3 N
Durante 0 despues del flujo de corriente de cortocircuito, el vano tendra oscilaciones por
fucra de su estado estable (posicion) cuya nueva posicion est dada por el angulo 1 .
y
s, =
[1- COS(
01
°
a
36 00!..u..
J~
si O:S !..u.. :S 0,5
r.;
r.; ~
1
2°1
,N/m'
SI
(9.128)
~L >0,5
T,l'S
Donde:
Ikl:
duracion del cortocircuito, s. En caso de que 10> 0.4T 0 I" sea desconocido, se debe
tornar III = O,4Ten la ecuacion (9.128)
T,,_.,:
periodo resultante durante el cortocircuito, s.
Durante 0 despues del cortocircuito el vano sufre oscilaciones rnaximas que pueden ser
calculadas con las siguientes relaciones 0 mediante la Figura 9.26:
1"25 arctant.r)
011/ = lO° + arccost.r)
180°
si O,766:S.\":S1
si - 0.985:S x < 0,766
(9.129)
si x <-0.985
Donde:
x
=f -l"sen(Ok)
I-I"
si O:S
s, :S90°
(9.130)
siO k>90°
382 • CAl'fnAo 9
9.11.1.9
Fuerza de tensi6n durante el c:ortocircuito causada por la csetlaclon
Para hallar la fuerza de tension por oscilacion se debe hallar el panirnetro <p que se
obticne con In relacion:
<p=I,~ -I)
13{r sen (0 )+ cos(o
k
si t k l ~
k
)-'1)
T;... /4
(9.131)
si t k l < T;... /4
EI factor IJ1 cs una funci6n de los factores <p y l; puede ser dctcrminado por la Figura 9.27 0
por la siguiente expresion, en la cual es necesario aplicar metodos iterativos para hallar el valor
dCIJ1:
<p2 'l'3 + <p(2 +~)'l'2 +(1 + 2~)'l' - ~ (2 + <p)= 0,0
(9.132)
con 0 s 'l' s 1.
La fuerza de tension por cortocircuito F, estd dada por:
F= {F"
(I + <p 'l')
si n = I, conductor sencillo
N
(9.133)
1,1 F., (I + <p 'l') si n ~ 2, multiples conductores .
I
Donde:
F.,:
fuerza de tension estatica presente en el conductor, N.
180~
I
I
II
I
I
j
t
J
t
150·
1.8 -
I
1,6
1,4 -
120·
_ _ ~ 1,0_
~ 90·
-
I
0.8
60·
30·
O·
r0.0·
0,1
0.2
t k1
T
Figura 9.26 - Angulo 0..
0,3
;00,4
CONOUCTORES, BARRAS, A1SlADQRES Y CONECTORES L. 383
1,00
I
,
I
! , iii
0,80
0,60
~
0,40
0,20
0,00
I
1 _._..
I
i
I
C _:. 1
o
10
100
1000
<;,
Figura 9.27 - Angulo IV
9.11.1,10 Fuerza de tension daspues del cortocircuito causado por el movimiento
brusco del conductor
Al final del cortocircuito el vano oscila 0 sufre un movirniento brusco no oscilante. EI
maximo valor de Ffpara un vano que se sujet6 a este efecto, es s610 significativo para r > 0.6
yO.,;:: 70°. En cstc caso.Ia fuerza Ffse calcula con la expresion:
Ff
=1,2 F" 1+81;~.N
180°
(9.134)
9.11.1.11 Desplazamiento horizontal del vano y minima distancia en aire
La maxima expansion elastica debida aJ cambio en la tension F., hasta Flo y la maxima
expansion terrnica debida al calentarniento producido por la corriente de cortocircuito, estan
dadas por:
Ed.
=N(F, -F.,)
(9.135)
...
'..)"<.," . ; .;.;":;0;;', ';')
·<'Q~;._·:t':~;~:-:t1:~~Jf~!Lti;~~~:<~i~,t}~~ ,:,:~;-:,:·y.,,;,
~:._,
384 • CAPITuLO 9
CTH
E TH
=
{
2
Ii 3
[
--
n A,
]
T,...
t.;
4
4
--~/il~2
Ii 3
CTH [ - - ]
nA,
Iii
~/il
(9.136)
T;..
<­
4
Donde Cm depende del tipo de material del conductor asl:
Cm : O,27xlO- 18 m4/A2s para conductores de aluminio, aleaciones de aluminio y
conductores de aluminio/acero con una relacion de seccion transversal All St > 6.
C m : O,17x10·18 m4/A2s para conductores de aluminio/acero con una relacion de seccion
transversal AIISt S 6.
C m : O,088xlO- 18 m4/A2s para conductores de cobre
N:
rigidez normal para un conductor flexible, lIN.
EI factor CD, constante de elongacion, permite incrementar la flecha del vano causado
por elongaciones termicas y elasticas del conductor, esta determinado por la relacion:
CD
=,II +
i( ~ )\eIQ +£r,,)
(9.137)
bcr=CDbe
(9.138)
Donde:
be,:
maxima flecha en la mitad del vano por elongaciones terrnicas y elasticas.
EI factor CF , constante de forma, permite incrementar la flecha dinarnica del vano
causado por el cambio de forma en la curva del conductor, este factor esta determinado por
la relacion:
1,05
C F = 0,97 + O,lr
1
1,15
si rSO,8
si 0,8 < r < 1,8
si r
~
(9.139)
1,8
EI maximo desplazamiento horizontal dentro del vano, debido a un cortocircuito en un
vano entre dos equipos esta dado por:
C F CD be
bh = {
C F CD be sen(l>",)
si 0",
~900
si l>.. < 900
,m
(9.140)
EI maximo desplazamiento horizontal dentro del vano, debido a un cortocircuito en un
vano entre dos cadenas de aisladores esta dado por:
bh =
cF CD bc sen(l>I)
{C F CD be sen(l>.. )
si 0.. ~Ol
si 0.. <0,
,m
(9.141)
Debido al cortocircuito, los conductores son desplazados en su punto medio en una
distancia bh en el peor de los casos. Esta distancia entre dos conductores desplazados durante
el cortocircuito esta dada por:
CONOUCTORES, BARRAS, AISlADORES Y CONECTORES I:
ami. =a-2b h,m
9.11.2
385
(9.142)
Sistemas de barras rigidas
La disposici6n de barrajes rigidos es corminrnente usada en las subestaciones modemas
de alta y extra alta tension, Los barrajes deben tener la suficiente capacidad de resistir los
esfuerzos generados por efectos de cortocircuito. Estos esfuerzos aparecen en los
conductores tubulares y en las estructuras de soporte compuestas por aisladores de porcelana
y estructuras de acero.
La verificacion de los rnetodos de calculo usados para el diseiio y las recomendaciones
para los procedimientos de diseiio estan basadas en 10 propuesto por el ClORE (1996). Los
resultados de las investigaciones de este grupo han sido incorporados en la recomendaci6n
IEC 60865-1 (1993) con la limitante de que la carga rnecanica por. corrientes de cortocircuito
es calculada sin los factores de decremento, es decir, con J"" = J. constante. Estos factores
dependen de la localizaci6n relativa del cortocircuito.
En la Figura 9.28 se muestran los conductores rigidos LI, L2 YL3 con las direcciones de
las fuerzas electrornagneticas de cortocircuito. En el peor de los casos, las fuerzas por unidad
de longitud actuaran en los conductores LI 0 L3 durante un cortocircuito trifasico,
11
L3
L2
/:>.
~)tL2
_.­
® 1 11
(v)
\:~Y I L3
--­
Fi.l(l)
--­
F"t,2(t)
Fi.3(1)
a
a
Figura 9.28 - Disposicion de conductores y direccion de fuenas e/ectromagneticas
9.11.2.1
Fuerza electromagnetica
Las fuerzas de cortocircuito por unidad de longitud pueden ser calculadas mediante las
siguientes relaciones:
Cortocircuito trifasico para los conductores LI
F' Lip =F' Up
0
L3
=3+2.J3C'~2=0808C'k2
8
'
. N/m
(9.143)
Cortocircuito trifasico conductor L2 - ecuacion (9.48)
F'L2p =
~ C'k 2 =O,866C'k 2 , N/m
(9.144)
386 .. CApITuLO 9
Cortocircuito linea - linea
F'~2p = 0.750C'k 2 , N/m
(9.145)
donde C' y k se determinan asi:
u;- (r::;
0,2 (r::;
",21 k3)2 =-.
",21k)
C '=
21ta
a
)2 ,N/m
k = 1,02 + 0.98e-3R/ X
(9.146)
(9.147)
Donde:
In:
corriente de cortocircuito sirnetrica trifasica, kA c.m.s.
RIX;
relacion resistencia a reactancia
a:
separacion entre fases, m.
9.11.2.2
Esfuerzos estaticos
Los esfuerzos estaticos se pueden calculac de acuerdo con la Figura 9.21 y estan dados
por:
Reacciones en cada apoyo
ApoyoA: R" =a.LF'L2p' N
(9.t48)
ApoyoB: Ry=a.LF'o/"N
(9.149)
Esfucrzo csnitico
o =F' ~2p L2 X 10
8Z
cr =
F'
3
2
• N/mm
L2 X 103
L2p
, N/mm 2 _ ambos apoyos empotrados (Figura 9.21)
12Z
(9.150a)
(9.150b)
Donde:
Z:
modulo de seccion, mrrr'
L:
longitud del vano, m.
9.11.2.3
Esfuerzos dinamlces sin autorrecierre trifasico
Reacciones en cada apoyo
Apoyo A: R"dyn = R" VF • N
(9.151)
Apoyo B: R B dyn = R B VF , N
(9.152)
Donde:
VF :
relaci6n entre las fuerzas dinarnica y estatica presentadas en los apoyos A y B, la cual
se puede obtener de la Figura 9.29 en funcion de la relacion entre la frecuencia
natural); y la frecuencia del sistema!
~~_.-
CONDUCTORES, !lARRAS, AISlAOORES Y CONECTORE5". 387
3,00
f ._,1
.~
I!--ITTTTT
\
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\
I \ \ \
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f r - ! I I I,
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-- - - ~ _. - ~ - -~ -:- ~ ~ ~ 7T- - - - -:- - -~ - T-:- -t ~ -:-,--corto tir~Ui1o-1tlfasJco~
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I
\
I
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I
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I' I
\
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1
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Figura 9.29 - Relaci6n de fuenas dinamica y estatica de los puntos de apoyo V F
Esfuerzo dinamico
0'/.>1I == 0
Va' N/mm'
(9.153)
Donde:
Va:
relacion entre los esfuerzos dinamico y esuitico presemados en el conductor durante
el cortocircuito, la cual se puede obtener de la Figura 9.30 en funcion de la rclacion
entre la frecuencia naturalfc y la frecuencia del sistemaf
fc:
se calcula con la expresion (9.117)
f
frecuencia del sistema, Hz.
Memento de flexion
EI momenta de flexion puede ser calculado para el aislador y para su soporte mediante
las relaciones siguientes:
En la cabeza del aisladorapoyo A:
AI dplIA == R A dyn It;. N'm
(9. 154)
En la cabeza del aislador apoyo B:
M,nnlS
==
RSd)"
h;, Nrn
(9.155)
hs ' N'm
(9.156)
En la base del aislador (soporte) apoyo A:
M d)'.SA = Rs
dyn
.;C;t"-,'!
388 • CAPtTvlO 9
En la base del aislador (soporte) apoyo B:
MdynSB =RBdyrths,N·m
(9.157)
Donde:
h:
altura del aislador, m
h.:
altura del soporte del aislador, m.
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I
I
I
1,00
0.10
I
10,00
lell
Figura 9.30 - Relacion de fuerzas dim'mica y estaUca del conductor Va
9.11.2.4
Esfuerzos dinamlcos con recierre trifcisico no exitoso
Los esfuerzos indicados en el numeral anterior deben ser multiplicados por V" el cual
puede ser obtenido de las siguientes relaciones:
1,8
Vr=~1,0-O,61510{;)
1,0
9.11.2.5
si
Ie SO,05
I
si 0,05<; <1,0
si
(9.158)
Ie ~ 1,0
I
Esfuerzos admislbles en las barras
Para la verificaci6n de los esfuerzos admisibles en las barras se emplea la relacion
indicada en la expresi6n (9.111).
CONOUCTORES, BARRAS, AISLADORES Y CONECTORES a
9.12
389
SELECCION DEL CABLE DE GUARDA
Cuando el apantallamiento de las subestaciones contra descargas atrnosfericas se realiza
mediante cables de guarda, estos se ubican de acuerdo con 10establecido en el Capitulo 5.
La selecci6n del cable de guarda que ha de utilizarse en las subestaciones se realiza con
base en los criterios de tensionado, corrosion y soportabilidad ante las corrientes de
cortocircuito; a diferencia de las lineas de transrnision en donde, adicionalmente, deben
considerarse el esquema de conexi6n (el cual presenta gran influencia sobre los niveles de
corriente que fluyen permanenternente en el circuito cable de guarda - torre - tierra y, por 10
tanto, sobre las perdidas que puedan disiparse en ellos) y las tensiones de paso y de toque
cuando atraviesan zonas de cierta densidad de poblaci6n.
Los tipos de cable que pueden ser utilizados para el apantallamiento de subestaciones
son los de acero galvanizado de alta resistencia rnecanica; los cables de aluminio soldado
(Alumoweld) y los cables de aluminio con alma de acero (ACSR).
Los cables de Alumoweld son muy similares a los de acero desde el punto de vista de
resistencia a la ruptura y peso unitario (siendo este menor para el cable de acero), 10 cual
indica un comportamiento mecanico equivalente y superior al de los cables ACSR; estes
ultirnos presentan un mayor peso unitario 10 cual conlleva a utilizar mayores tensiones para
las misrnas flechas: sin embargo, dados los van os que pueden tenerse en las subcstaciones,
no se presentaria incidencia significante en el diseiio de las estructuras rnetalicas. Por otra
parte, los cables de Alumoweld presentan una mayor duracion que los de acero y los ACSR
en areas con contaminaci6n ambiental tanto industrial como marina (salina).
Otro factor que debe tencrse en cuenta para la selecci6n del cable de guarda desde el
punto de vista tecnico es su capacidad de soportabilidad ante las corrientes de cortocircuito.
A medida que la corriente fluye a traves de los cables de guarda, las perdidas JlR hacen que
el material del cual fue construido se caliente. Por encima de cierta temperatura,
dependiendo del material, cI conductor Iallara y/o perdera resistencia rnecanica.
­
La ccuaci6n caractcrlstica que describe la capacidad de soportabilidad de corriente de un
cable de guarda es:
4,185A/ pk cp In[1 + aCe,
1=.1
p,
Donde:
I:
corriente eficaz, A
Pc:
resistividad, ncm
Ac :
secci6n nominal del conductor, crrr'
kcp :
calor especifico, callg °C
p:
densidad, gr/crrr'
a:
coeficiente de temperatura, lIoc
a,:
temperatura final, "C
at>:
temperatura inicial, "C
fA:
tiempo de duracion cortocircuito, s.
afk
- ab )]
,A
(9.159)
-----------------------------------
390 • C",huLO 9
La anterior ecuacion puede ser evaluada para los principales tipos de cable de guarda
que se utilizan en subestaciones, tomandose para comparacion cables de acero $7fl6",
Alumoweld 7 No.9 AWG y ACSR Minorca, considerando parametres recomendados en la
literatura tecnica y mostrados en la Tabla 9.14.
Tabla 9.14 - Parametro. recomendad05 para cable. de guarda mas
comune. en .ube.taciones
PlIrimetro
p,[Ocm)
EHS
Alumoweld
ACSR
15.9x10'
2.87x10'
0.0040
a [1/OC]
0.0035
8,5x10'
0,0036
9,. [OCl
400
400
200
9b [OC)
40
40
40
P [glcm')
7.86
S[caVg °Cl
0.118
6.66
0,118
0,210
2,70
Los valores de 9c se seleccionan teniendo en cuenta que, aproximadamente a 400°C, se
funde el galvanizado del conductor EHS; igualrnente, la literatura tecnica recomienda 400°C
para el cable Alumoweld y 200°C para el cable ACSR, ya que, a temperaturas mayores,
cmpieza a disminuir en forma significativa la resistencia rnecanica,
9.13
AISLADORES
La funcion electrica de los aisladores es proveer el aislarniento para Iineas y equipos;
asimismo, la retencion mecanica de los conductores, cables 0 barrajes rigidos de la
subestucion. Estos equipos estan sometidos a condiciones de viento, contaminacion,
esfuerzos de cortocircuito y sismos que generan esfuerzos y tensiones sobre eUos.
9.13.1 Materiales
Los materiales de uso mas comun en la construccion de los aisladores son la porcelana,
el vidrio y los materiales compuestos. Cada uno de estos materiales tiene sus ventajas y
desvemajas por 10 cual, su eleccion depende de los criterios de aceptacion de las mismas.
Las principales caracteristicas de estos elementos se describen brevemente a continuacion.
Desde el punto de vista de resistencia rnecanica y electrica y de su comportamiento a la
intemperie, los aisladores de porcelana son mundialmente aceptados y reconocidos
como un material confiable para la construcci6n de aisladores.
Para la fabricacion de aisladores de porcelana se emplean arciUa silice, feldespato y
cuarzo 0 alumina (dependiendo del requerirniento de resistencia mecanica) que penniten
obtener caracteristicas tales como: baja porosidad, no absorcion de agua, dureza, alta
resistencia rnecanica, resistencia al calor yalta temperatura de combustion.
porceiana,-pero' un'maferillI m~s'fragH, con ~'ria resistenda mecanica baja, 'por 10 que
debe someterse a procesos de endurecimiento. En areas de alta contaminacion ambiental
CONDUCTORES, BARRAS, AIsLAOORES Y CONECTORES •
391
en donde pueden presentarse corrientes de fuga altas en la superficie de los
aisladores, los alcalis que conforman el material pueden reaccionar con la humedad
erosionando la superficie del aislador, 10 cual puede producir astillamiento del
mismo. Algo similar puede ocurrir si se yen sometidos a impactos, por 10 cual no es
muy recomendable el uso de aisladores de vidrio en zonas de contaminaci6n
ambiental alta y de vandalismo.
La tecnologla de los aisladores de goma de silic6n 0 materiales compuestos se origin6
en Europa a principios de la decada de 1960 y fue introducida al mereado como un
producto de aplicaci6n especifica en la soluci6n de los problemas de aislamiento en
zonas de vandalismo 0 donde los aisladores ceramicos 0 de vidrio experimentaban
descargas electricas debido al alto grado de contaminaci6n.
La goma de silic6n ha sido probada bajo arnbientes severos durante los iiltimos afios.
Los micleos de los aisladores compuestos son fabricados con base en materiales de fibra
de vidrio con resinas ep6xicas 0 de vinylester de alta resistencia rnecanica y dielectrica,
Los discos de goma del aislador son instalados a 10 largo del mlcleo, son fijos y forman
una sola pieza con el micleo. Los discos' son insertados a presi6n en el nucleo, lIevando
en su orificio pasta de goma de silicon, la cual es vulcanizada posteriormente en un
homo a alta temperatura durante varias horas.
EI proceso de Iabricacion asegura un recubrimiento concentrico, de espesor uniforme a
todo 10largo del aislador y alrededor de la circunferencia del micleo 10 cual garantiza la
hermeticidad del micleo.
En los extremos de los aisladores se encuentran los herrajes, de los cuales hay
disponibles varias combinaciones, tanto para aisladores de suspension como tipo
poste.
9.13.2 Tipos de aisladores
9.13.2.1
Aisladores de suspension
Los aisladores de suspension de porcelana, vidrio 0 compuestos, son fabricados de
diferentes formas, 10cual se ve reflejado en la distancia de fuga y enel mimero de elementos
que conforman la cadena, para aSI acomodarse a las condiciones ambientales del sitio de la
instalacion. Entre todas las formas utilizadas, la unidad normalizada en vidrio 0 porcelana
tiene 254 mm (10") de diametro, 146 mm (5W') de espaciamiento y 292 mm (lWz") de
distancia de fuga. En las normas ANSI C29.2 e IEC 60305 se establecen las caracteristicas
para estos aisladores.
Igualmente, los aisladores de suspensi6n se fabrican con diferentes valores de resistencia
electrica y rnecanica combinada, entre las cuales se encuentran 5 000 kg (10000 Ib),
12500 kg (25000 lb) Y 18000 kg (36000 Ib), 10 cual permite acomodarse a las diferentes
condiciones de tensiones que pueden presentarse en la subestacion, aiin para subestaciones
de mas de un conductor por fase en extra alta tensi6n.
En las Figuras 9.31 y 9.32 se ilustran los diferentes tipos de conformacion de cadenas de
aisladores.
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392 ~ c..:~~~r~'·~'t"""~b~~"'¥~"'~'" .,"
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~,
a) Cadena de aisladores compuestos, un conductor
~~+H: .:~:
~
bl Cadena de aisladores
:;
compuestos, dos conductorss
-::~~",:
I 10
c) Cadena de aistadores compuestos, cuatro conductores
Figura 9.31 - Cadenils compuestas
~
CONoucroRts, BARRAS, AlSlAOORES Y CONECTORES •
393
1&l!W'3"'Rrl - ­
11~
a) Cadena de aisladores porcelana 0 vidrio, un conductor
~
-~::'~-~
~
·b~
b) Cadenas de aisladores porcelana 0 vidrio, dos conductores
9.32 - Cadenas vidrio
9.13.2.2
0
porcelana
Aisladores de soporte tipo poste
Los aisladores de soporte utilizados en subestaciones son del tipo cilindrico, los cuales
son diseiiados bajo la norma lEe 60273, en donde se definen sus caracteristicas rnecanicas y
electricas y sus dimensiones.
Las caracteristicas electricas que deben definirse en los aisladores son: la tension
soportada al impulso tipo rayo, con su correspondiente tensi6n soportada al impulso tipo
maniobra (para U..>300 kV), Y la tension soportada a frecuencia industrial. La tension de
operacion no se especifica ya que, dependiendo de las condiciones de operacion, puede ser
necesario escoger diferentes aisladores para una tension de operacion dada.
En cuanto a las caracterlsticas mecanicas, los aisladores de soporte tipo poste estan
normalizados de acuerdo con su resistencia mecanica, basados en los valores de la carga de
falla especificadas en las pruebas de flexion (bending test). Las clases de resistencia
r
•
394. CA"trulO 9
rnecanica norrnalizadas para los aisladores de soporte de material ceramico 0 vidrio se
indican en la Tabla 9.15.
Tabla 9.15 - Caracterlsticas de a/sladof8$ de soporte tipo poste (ceramica
Clue de reslstenela
2
4
6
8
10
12,5
16
20
25
31,S
40
0
vldrioj
Fuerza [H]
2000
4000
6000
8000
10000
12500
16000
20000
25000
31500
40000
La fuerza indicada en la Tabla 9.15 es la maxima carga aplicable horizontalmente en la
parte superior del aislador cuando este se instala en forma normal vertical. Si los aisladores
se montan colgados u horizontales deben solicitarse especificamente para esta condieion.
No es necesario especificar los esfuerzos a compresion y a tension. Cuando los
aisladores de soporte se utilizan para accionar seccionadores, solo es necesario especificar el
momenta torsional que se desee.
La determinacion de la clase de resistencia rnecanica del aislador se realiza despues de
que se haya calculado la fuerza en la parte superior del aislador, tal como se indica en el
Numeral 9.11.2.
La designacion de los aisladores de soporte exteriores, de acuerdo con la norma
IEC 60273 (1990), se realiza con la letra "C" representando con ella aisladores cilindricos de
ccnirnica 0 vidrio.
De acuerdo con 10 anterior, una designacion C8-1550 kY significa un aislador cilindrico
para uso exterior en material ceramico 0 vidrio con una resistencia a la flexi6n clase 8
(8000 N) para ser empleado en una subestacion con Up de I 550 kY.
9.13.3 Seleccion de caracteristicas
9.13.3.1
Distancia de fuga
La publicaci6n lEe 60815 (1986) se refiere a la seleccion de los aisladores para trabajo
bajo condiciones de contarninaci6n y es aplicable a los aisladores de suspension y tipo poste,
corriente il1tema. Esto 'significa la determinacion de los requerimientos 'de distancia de 'fuga
minima de estos elementos asociada con algunos panimetros geometricos que, generalmente,
no limitan el diseilo mismo de los aisladores.
De acuerdo con la recomendaci6n mencionada, se definen cuatro niveles de
contarninaci6n y, para cadanivel de contaminaci6n, se especifica la correspondiente
CONOUCTORES, BARRAS, A1SlADOllES Y CONECTOIlES. 395
distancia de fuga minima nominal en mmlkV (fase-fase), tal como se presenta en la
Tabla 9. 16.
Tabla 9.16 - Distancia nominal de fuga especifica mInima
Nlvel de contaminacl6n
Distancia nominal de
fuga [mmlkV]
16
Ligero
Medio
Pesado'
20
25
Muy pesado
31
Para casos mas severos a los especificados en la Tabla 9.16, los fabricantes de aisladores
pueden tener las siguientes distancias de fuga: 40 mmlkV extremamente pesado y 50 mmlkV
para casos excepcionales.
Por otra parte, varias pruebas de laboratorio parecen indicar que el comportamiento en
condiciones de contaminaci6n de los aisladores de poste y de los aisladores huecos decrece
con el aumento del diarnetro promedio. Por 10 anterior, Ja distancia de fuga minima nominal
de un aislador situado entre fase y tierra se determina de acuerdo con el nivel de
coniaminacion del sitio por fa siguiente relacion:
Dim;"
=K I U m K d ' mm
(9. t 60)
Donde:
Dl mi,,: distancia de fuga minima nominal, mm
Kf
distancia de fuga especlfica minima, tornada de Ja Tabla 9.16
U..:
tension mas clcvada del material, valor fuse-fuse, kV
Kd :
factor de correccion debido al diarnetro: puede tomar los siguientes valores
dcpendiendo del diarnetro promedio D",:
1,0
K d = 1,1
1
si
D.. < 300 mm
si 300 mm S Dm S 500 mm
(9.161)
1,2 si D.. > 500mm
EI diarnetro promedio D m se calcula teniendo en cuenta la forma constructiva del
aislador, tal como se indica en la norma lEe 60815 (1986).
La aplicaci6n de los anteriores conceptos esta directamente relacionada con el
conocimiento del grade de contaminaci6n del sitio donde seran instalados los aisladores,
bien sea suponiendolo de acuerdo con 10 indicado en la Tabla 9. 16, deterrninandolo con base
en informaciones del comportamiento de aisladores de lineas y subestaciones ya existernes
en el area de 1a instalacion de los nuevos equipos 0 por medidas en el sitio para 10 cual puede
utilizarse el metodo ESDD tEquivalent sail deposit density on the insulator surface).
9.13.3.2
Caracteristicas rnecanlcas
Para determinar las caracteristicas rnecanicas minirnns de los aisladores, tanto de suspension
como de soporte tipo poste, deben tenerse en cuenta las diferentes condiciones de carga que
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c'
396. C»fnILo 9
puedan presentarse, bien sea en conductores flexibles 0 en conductores rigidos, segun 10
establecido en numerales anteriores de este Capitulo.
Los aisladores de suspensi6n estan sometidos a la tensi6n maxima del conductor, la cual
se determina para las condiciones ambientales mas desfavorables; es decir, a la temperatura
minima, teniendo en cuenta las condiciones de tendido de los conductores de la subestacion,
Igualmente debe considerarse la tensi6n maxima longitudinal de cortocircuito que pueda
presentarse en la subestaci6n, calculada de acuerdo con 10 indicado en los numerales
anteriores.
Para los aisladores de soporte tipo poste debe considerarse la maxima fuerza que se
presente en la parte superior del mismo cuando soporta barrajes rigidos 0 flexibles en la
subestaci6n (fuerzas producidas por sismo, viento y cortocircuito sobre los barrajes, que se
transmiten directamente al aislador), calculada de acuerdo con 10 indicado en numerales
anteriores. Adicionalmente, debe calcularse la fuerza producida por el viento sobre el
aislador, la cual puede hallarse por las f6rmulas antes descritas.
Cuando se soportan barrajes rigidos sobre aisladores de soporte tipo poste, debido al
cambio de temperatura, aquellos pueden expandirse produciendo fuerzas adicionales sobre
los aisladores, las cuales se pueden expresar con la siguiente formula:
FT =aEc Ac!J.T ,daN
(9.162)
Donde:
F r:
fuerza sobre la cabeza del aislador
a:
coeficiente de dilataei6n del material de aluminio y aleacion de aluminio 23x 10" °C'.
E c:
modulo de Young, daN/mm2
Ac :
secci6n nominal del tubo, mm 2
!J.T:
variaci6n de la temperatura, °C.
La variaci6n de temperatura se establece como la diferencia de la temperatura final del
conductor calculada y la temperatura ambiente media anual.
Todas las anteriores fuerzas acnian en forma de cargas de flexion (cantilever) en la
cabeza del aislador, por 10 que la tension de flexion minima de disefio para los aisladores
so porte debe ser:
FA = 2,5 (Fuerza barrajes + Fuerza sabre aisladori, daN
(9.163)
La fuerza en los barrajes es la componente horizontal de la fuerza calculada segun el
Numeral 9.10.5. La fuerza sobre el aislador es la combinaci6n de las fuerzas de viento y
sismo sobre el mismo.
La tension de flexion sobre los aisladores que producen los barrajes rigidos al dilatarse
no se toma en cuenta para el disei'io de estos, pero se debe comprobar que:
I
Fr<-F..
2,5
(9.164)
Si esto no se cumplc, es necesario prever estrategicamente conectores de expansion para
fijar los barrajes a los aisladores. Esto se ha realizado hasta el punto de haberse convertido
en practica normal la instalaci6n del tubo soportado con un conector fijo en un extreme y
"con uno de expansion en el otro.
CONDUCTORES, BARRAS, AlSLADORES Y CONECTORES.
397
Tambien es practica normal, cuando se tienen varios trarnos, soportar el tubo en un
extremo con un conector fijo y en el otro con uno de expansion y, en los soportes
intermedios, soportarlo por medio de conectores deslizantes.
Los aisladores de soporte para seccionadores deben cumplir tam bien las condiciones de
carga descritas y, adicionalmente, deben tenerse en cuenta para su disefio los esfuerzos que
se generan por el accionamiento del equipo, los cuales deben ser determinados por el
fabricante del seccionador.
9.13.3.3
Cantidad de aisladores de una cadena
La distancia de fuga es el factor que determina el mimero minima de unidades de una
cadena de aisladores, mediante la siguiente expresion:
N
= 1.15 D/i"in
df
(9..165)
Donde:
N:
rnirnero de unidades de una cadena
Dfm;n: distancia de fuga requerida minima, mm
d;:
distancia de fuga de una unidad, mm.
En caso de conocerse datos de fabric antes sobre la tensi6n minima de soporte B de los
aisladores de suspension de acuerdo con el nivel de contarninacion, el mimero de aisladores
por cadena puede encontrarse por medio de la siguiente ecuacion:
v:
N=I,15 -fj
1_1_
B x;
(9.166)
Donde:
B:
tension minima de soporte de una unidad, kV
El factor de seguridad de 1,15 se utiliza para evitar que haya flameos por ruptura de una
de las unidades.
9.13.3.4
Distancia critica
La longitud de la cadena debe ser, por 10 menos, igual a la distancia critica fase-tierra
conductor - estructura requerida por el nivel de aislamiento de la subestacion, como se indica
en el Capitulo 4. En los aisladores de soporte tipo poste la distancia critica se debe
considerar como la longitud del aislador.
La longitud de las cadenas de aisladores se calcula mediante la relacion:
i, = 14.6(N -1)+ 20. em
Donde:
L,,:
distancia critica
N:
mimero de aisladores de la cadena.
(9.167)
398 • CAPhuLo 9
Si la longitud L. es menor que la requerida por el nivel de aislamiento, se debe
incrementar el ndmero de unidades de la cadena hasta alcanzar la longitud necesaria.
9.13.3.5
Anlllos para efecto corona
En las cadenas de aisladores y equipos electricos de alta y extra alta tensi6n se instalan
anillos en el extremo bajo tension para moderar la inclinaci6n de la tension y prevenir la
ocurrencia de descargas parciales.
La localizacion y forma de los anillos es deterrninada por los fabricantes de los equipos
mediante ensayos, por 10 que la efectividad de su funci6n esta dada por la forma constructiva
de los rnisrnos, las condiciones de superficie de los anillos y las condiciones climatologicas,
siendo razonable establecer que la tension de principio del efecto corona se eleva lineal mente
en proporci6n al diametro del aniHo.
9.13.3.6
Cuernos saltachispas
0
de arco
Las cadenas de aisladores que reciben los cables de las llneas de transmision que entran
a una subestacion deben estar provistas de cuernos saltachispas, los cuales serviran como
protecci6n de respaldo a los pararrayos contra sobretensiones atmosfericas 0 de maniobra.
Los cuernos usualmente utilizados corresponden a los convencionales punta - punta.
cuya separaci6n minima se debe ajustar observando su comportamiento a las diversas
sobretensiones.
EI cdlculo de la distancia de separaclon entre cuemos se efectua teniendo en cuenta que
CI flameo del cuemo debe ocurrir a tensiones superiores a la de actuacion del pararrayos
pcro, en 10 posible, inferiores al nivel de aislamiento al impulso atmosferico de los equipos
de patio de la subestacion 0 de la cadena de aisladores a la lIegada de la linea.
Las expresiones para el calculo de la distancia de separacion entre electrodes de cuernos
se basan en las siguientes suposiciones:
La desviaci6n estandar de la tension de flameo por impulses atrnosfericos de maniobra
es igual al 3%.
El cuerno saltachispas no debe flamear antes del 105% del nivel de proteccion al rayo de
los pararrayos, en ellO% de las veces.
EI cuerno saltachispas no debe flamear antes del 105% del nivel de proteccion a la
maniobra de los pararrayos, en el 10% de las veces.
Las tensiones criticas de flameo para la configuraci6n punta - plano son como se
muestra en la Figura 9.33.
.",'1"''1''
CONOUCTORES, BARRAS, AlSlAooRfS Y CONECTORES •
5
I
j
399
J
I
I
I
I
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1.,v50 =950do .• :
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3
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Impulso :
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8
10
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I
I
I
I
I
I
4
12
Distancia d [m]
Figura 9.33 - Tensiones criticas de flameo para conflguracl6n punta plano para dlstanclas en alre
Con base en estas consideraciones se deducen las siguientes expresiones para las
distancias minimas de separaci6n del cuemo [Blandon (1989)], asi:
Para descargas atrnosfericas negativas
d:?:18,05xlO- 5
(
U
k~
JI.25 ,m
(9.168)
•J
i.,
~:0~;j
400 •
CM'tTvLO
.:' '"
9
Para descargas atmosfericas positivas
d2:18,14XlO-4(~~
}m
(9.169)
Para sobretensiones de maniobra positivas
d2:19,05xlO-6
u )1.67
(
k~
•m
(9.170)
Donde:
d:
distancia minima de separacion del cuerno, m
Up:
niveL de aislarniento al impulso atmosferico de Los equipos, kV
k'
factor de forma.
La distancia de separaci6n minima entre electrodos dcbeni ser La mayor encontrada de
estas tres expresiones.
En la practica, las sobretensiones positivas primanin como condicionantes de la
distancia debido a que el aislamiento es siempre mas debil a estas sobretensiones,
En La TabLa 9.17 se ilustra 1a apLicaci6n de esta formulaci6n para subestaciones con
tension maxima de disefio desde 123 k:V hasta 550 k:V.
Tabla 9.17 - Separacl6n de electrodos para cuernos saltachispas en cadenas de ais/adores
Nivel de aislamiento al
Impulso atmosf6r1co Up
(kVp]
550
650
750
850
950
1050
1175
1300
1450
1550
Factor de forma de 10$ IIleclrodos k'
1,0
1,15
1,30
Separacl6n de electrodos [mm]
1000
1 180
1360
1540
1790
2110
2550
2810
3370
3760
870
1025
1 180
1340
1500
1670
2020
2230
2670
2980
770
907
1050
1 190
1330
1460
1640
1950
2340
2610
E1 factor de forma mas conservador es de 1,0 pero, en la practica, podria Ilevarse hasta
1,3 sin mayor problema. Se recomienda, sin embargo, usar un factor de forma conservador
de I, I5 para subestaciones de extra alta tensi6n y de 1,0 para subestaciones de alta tension.
9.14
CONECTORES
E1 disefio de los conectores que se utilizan para las conexiones entre cables y/o tubos y
terminales de equipos debeni regirse por las normas DIN 57220 I VDE 0220 (1977) Y
ANSI C 119.4 (2003), teniendo en cuenta los siguientes factores:
CONDUCTORES, BARRAS, AlSlADOIlES Y CONECTORES •
4ID­
~
Conector recto t'po placa a
cable 0 tubo
.
~
-
'
~
Coneclor recto tubo a cable
~~
~
Conector en cooo 45' para tubo
-t1- A
--
Coneclor en T para cable
1t ~
Conector en T tipo placa a
cable 0 tubo
401
~
t: liD: I
I
~-
Conector de expansion
tipo place a tubo
t~I
.Q­
I
Coneclor recto con reoucoon
de tubo a cable
~~
.
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~
, I
I
l:+-
Coneclor en code 90' para tubo
ill
Coneetor en T y lingulo para tube
Coneclor en T para cable 0 lubo
$n
--
t-
+-
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. .
.=reT'Coneclor recto lipo placa a cable
I it
Conector recto lube 0
cable a aislader
~
~
402 • CAPfnJLO 9
i
-$-
•--~-
~
I
~
Conector en T para cable
o aislador de soporte
Conector en T par. cable
Con ector en T doble para cable
a lIJSlador poste
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~
' ,
......
~l"
'I'
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I
I
Conector deslizanle para tuba
a aislador de poste
,
Conector de expansi6n
para tuba a alslador poste
,
e
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I
6°
I
pasanle a aiaIadOr de saporte
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I
'
I
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Tap6n para conductor tubular
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Conector tipo Irenza
•
Separador para dos cables
y denvaciOn a paleta
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I
Tap6n para conductor tubular
0
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I
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Conector lIpo Irenza
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I
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Conector en T para tubo y
derivec:i6n a aIolador de soporle
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I
I
I
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~<
Separador para dos cables
Figura 9.34 - Conectores de alfa tensl6n
EI tamafio y la forma de los conectores deben tener en cuenta el nivel de
radiointerferencia tolerable y el gradiente de tensi6n en su superficie sin producir efecto
corona (16 cmlkY) y el tamaiio del cable 0 tuba para el cual seran utilizados.
CONOUCTORES, BARRAS, AlSLADORES y cONECTORfS a
403
Los conectores deberan diseiiarse para permitir la circulacion de la corriente maxima
que transporten los conductores que ellos unan sin elevaciones de temperatura
perjudiciales. Adicionalmente, deberan soponar las corrientes de cortocircuito sin
sobrecalentamientos ni creacion de microsoldaduras y soportando los esfuerzos
electrodinamicos creados por dichas corrientes 0 par el colapso de los subconductores
cuando se utilizan haces de conductores.
En el caso de conectores a ser utilizados en barrajes, se debera tener en cuenta la
aparicion de vibraciones eolicas por vientos de baja imensidad.
Los conectores se fabrican con materiales similares a los utilizados en la fabricacion de
conductores, con herrajes a prueba de corrosi6n y con caracteristicas termornecanicas
adecuadas. Para la construccion de los conectores de alta tension se recomienda utilizar
aleacion de aluminio U5-7075 y acero inoxidable 18/l2IM0. materiales que garantizan un
coeficiente de expansi6n termico cercano al de los conductores que unen. EI cuerpo de los
conectores se fabrica normalmente con aleaciones de aluminio; los miernbros elasticos de los
conectores de expansi6n son cables de aluminio grade EC. Los herrajes (tornillos, arandelas
y tuercas) pueden ser de aleacion de aluminio o, preferiblemente, de acero inoxidable libre
de corrosion. En la Figura 9.34 se ilustran detalles de conectores tipicos.
9.15
CORROSION
La corrosion es provocada por reacclones quimicas 0 electroquimicas del conductor con
el entorno. Este efecto puede traer como consecuencia disrninucion de la vida util del
material a su destruccion. En las subestaciones, los materiales de uso corrnin son el cobre y
el aluminio, los cuales tienen una gran rcsistcncia a la corrosion.
9.15.1 Tipos de corrosion
Los tipos dc corrosion mas frecuentcs son Ja corrosion atrnosferica y galvanica. La
corrosion atrnosferica es producida por la cxposicion de un material al medic: ambiente
exterior, produciendose una capa de oxide sobre cl material (cobre y alurninio),
protegiendolo y deteniendo el proceso corrosivo, La corrosion galvanica es de los efectos
mas destructores y se debe al fenorneno electroquimico de un material electropositivo en
contacto con uno 0 varies materiales electronegativos en presencia de un electrolito,
9.15.2 Extremo anodlco y catcdlcc
Si dos metales diferentes son unidos de manera que perrnitan la conduccion electrica, y
ambos son humedecidos por un liquido tal como agua, acidos, etc .• se forma una ceJda
electrolitica, por 10 cual se presenta eI fenorneno de la corrosion. Este fen6meno es mayor a
medida que la diferencia de potencial presente en la reaccion es mas elevada,
Para disminuir al maximo la corrosion galvanica se deben ernplear rnateriales que sean
adyacentes segun la Tabla 9.18.
Como ejernplo, si utilizaramos dos materiales de posicion extrema en la tabla
tendriamos maxima corrosion galvanica, para el caso magnesio y platino se corroe el
rnagnesio y para el caso aluminio y cobre se corroe el aluminio; es decir, se corroe el
material mas electronegativo.
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404 • CAPfTvLO 9
Una manera de reducir la corrosi6n galvanica es disminuir al maximo la resistencia de
contacto entre los materiales con diferente potencial. 10 cual se logra mediante el uso de
materiales birnetalicos y pastas anticorrosivas.
Tabla 9.18 - Potenciales aproxlmados con respecto al hidr6geno
Metal
Voillos
Metal
VolUos
Metal
Voillos
1
Litio
·3,02
10
Zinc
-o,n
19
Hidr6geno
0,00
2
Potasio
·2.95
11
Cromo
-0,56
20
Antlmonio
+0,20
3
Bario
·2,80
12
Hierro
-0,43
21
Bismuto
+0,20
4
Sodio
-2,72
13
Cadmio
-0,42
22
Arsenico
+0.30
5
Estronclo
·2,70
14
Talio
-0,34
23
Cobre
+0,35
6
Calcio
-2,50
15
Cobalto
-0,26
24
Plaia
+0,80
7
Magnesio
16
Niquel
-0,20
25
Mercurio
+0.86
8
A1uminio
·1.80
·1,45
17
Estano
-0,146
26
Platino
+0,87
9
Manganeso
·1,10
18
Plomo
-0,132
27
Oro
+1,50
---'----­
--_.­
Capituloll0
SISTEMAS DE CONTROL
10.1 INTRODUCCION
Un sistema de control se define como un conjunto fonnado por dispositivos 0 funciones
de medida, indicacion, registro, scfializacion, regulaci6n, control manual y automatico de los
equipos y los reles de proteccidn, los cuales verifican, protegen y ayudan a gobemar un
sistema de potencia.
La funci6n principal de un sistema de control es supervisal', controlar y proteger la
transmision y distribucion de la cncrgtn electrica. Durante condiciones anorrnalcs y cambios
intcncionales de las condiciones de operacion, el sistema de control debera, hasta donde sea
posible, asegurar la continuidad de la calidad del servicio de energfa electrica,
Actualmente cxisten dos conceptos de control: el convencional y los sistemas
automatizados de subcstaciones (SAS); siendo la tendencia en las subestaciones nuevas
implernentar este ultimo y, en las existentes, el realizar la modernizacion de los sistemas
convcncionales, dadas las ventajas que presentan los SAS frente a los convencionalcs, como
se vera mas adelanie.
En el prescnte Capitulo se establecen los criterios generales que deben tenerse en cucnta
para cl disciio de los sistemas de control de subestaciones de alta y extra alta tension. dando
una breve inducci6n de los sistemas convencionales y su evolucion hasta los sistemas actuales
de automatizacion de subestaciones (SAS), para luego entrar a profundizar en estos iiltimos.
Los sistemas de protecciones, los cuales hacen parte del sistema general de control. se
describen en el Capitulo II.
El diseiio de los sistemas de control para cada proyccto y subestacion puede variar de
acuerdo con las politicas de manejo, los criterios de operacion de la ernpresa involucrada. su
experiencia y las reglamentaciones de operacion de los sistemas de transmision.
10.2 DEFINICIONES
Control local: consiste en la maniobra
)'/0
control directo sobre un equipo,
Control remoto: es el control de un equipo desde un lugar distante.
Supervision: funcion en la cual todas las indicaciones de estado de la subesiacion y
equipos asociados se administran en una 0 varias estaciones maestras.
Monlroreo: consiste en realizar la adquisicion de variables de la subestacion para las
funciones de supervision.
\"':_~"': :'-',"~:'-7
406. CAPfruLO 10
Scada - Supervisory Control and Data Acquisition System: sistema de control que
trabaja sabre redes de comunicacion para la supervision y adquisici6n de datos de Jas
diferentes .subestaeiones, plantas de generacion y !fneas de transmision del sistema
interconectado, las cuales se encuentran distribuidas geograficamente y, generalmente, muy
distaates-unas de otras.
10.3 REQUERIMIENTOS GENERALES DE UN SISTEMA DE CONTROL
Un sistema de control tiene los siguientes requerimientos:
10.3.1 Facilidad de expansion
Las subestaciones tienen una vida uti! relativamente larga; por 10 tanto, es necesario
disei'iar la subestaci6n de tal manera que sean facllmente realizables las adiciones de nuevos
equipos debidas a cambios de configuraci6n y las expansiones de los sistemas de control
existente integrando los nuevos equipos.
10.3.2 Automatlzacion de funciones
La operacion autornatizada en subestaciones se basa normalmente en informacion
disponible dentro de la misma subestacion, donde la accion que tomen los dispositivos de
control puede ser ordenada 0, inclusive, modificada local 0 remotamente.
Algunos conceptos de operacion-automatica que se enumeran a continuacion no son
nuevos y han existido por muchos ailos en las subestaciones:
Recierre automatico ,
Seccionalizaci6n automatica de zonas con falla
Conmutacion automatica de equipos de respaldo
Restauraci6n automatica del sistema despues de perdida del suministro
Maniobras automaticas de equipos
Desconexi6n autornatica de carga por baja frecuencia
Control automatico de carnbiadores de derivaciones y control de potencia reactiva
Control paralelo de transformadores
Ajuste automatico de reles
Sincronizaci6n automatica
·.-·.,~I'!"'·'t
";' .
Mando sincronizado de interruptores
Maniobra secuencial para mantenimiento
Lavado automatico de aisladores,
SJ5TV'IASDE CONTROL ~
401
10.3.3 Seguridad
Las fallas en los sistemas secundarios de los equipos de patio y de control pueden afectar
directamente la seguridad de todo el sistema. Fallas de este tipo no pueden evitarse en su
totalidad y, por 10 tanto, se deben tomar precauciones tales como la redundancia de los
principales equipos, para asegurar que el efecto de una falla se reduzca a unas proporciones
adecuadas.
10.3.4 Oisponibilidad
Ya que la seguridad del equipo de la subestaci6n depende en mucha parte de la
confiabilidad del equipo de control utilizado, un nivel alto de disponibilidad es necesario en
tales sistemas. Cualquier interrupci6n se considera de importancia, y por tal rnotivo, se debe
mini mizar el tiempo requerido para el reconocimiento, diagn6stico y correcci6n de las fallas
del sistema de control.
EI sistema de control no debe tener un punto unico de falla que cause que la subestacion
quede fuera de operacion, 10 cual puede minimizarse por medio de arquitecturas redundantes
y tolerantes a fall as.
10.3.5 Flexibilidad
EI sistema de control debe ser flexible para acornodarse a condiciones de contingencia,
tanto en el sistema de control mismo como en el de potencia. La flexibilidad es esencial pam
. rnantener la seguridad del sistema de potencia.
Como ya se mencion6 anteriormente, es necesario diseiiar el sistema de control con la
suficiente flexibilidad para poder efectuar carnbios en el equipo de control 0 en el interfaz con
el equipo de patio, de tal manera que se mantenga la seguridad de la instalacion, Los
siguientes puntos se deben tener en cuenta para el diseiio del sistema de control en 10 refercntc
ala flexibilidad:
Preyer facilidades para permitir la extension
control.
0
rnodificacion parcial del sistema de
Preyer la posibilidad de intercambiar equipos de diferentes fabricantes.
Efectuar el disefio inicial de tal manera que disminuyan los gastos cuando se realicen las
expansiones 0 modificaciones futuras.
Para el caso de sistemas de control digitales, prever el cumplimiento de estandares
industriales para sistemas abiertos con el fin de pennitir ampliar 0 modificar el sistema,
minimizando los costos de integraci6n. EI cumplimientocon los estandares de sistemas
abiertos permitira que el sistema de control y los diferentes equipos puedan intercarnbiar
y cornpartir recursos de informacion.
10.3.6 Simplicidad
Se debe tener en cuenta en el diseiio general que la confiabiJidad total de un sistema
simple es mayor que la de un sistema complejo, el cual necesita demasiada informacion de los
equipos de patio 0 requiere llevar a cabo un gran mirnero de operaciones de maniobra para
cainbiar el estado de la subestacion 0 aislar un sector de esta cuando hay fallas.
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".
10.3.7 Mantenimiento
La confiabilidad de toda una instalaci6n no debe depender del grado de eficiencia del
trabajo de mantenirniento, ya que de esta fonna la scguridad del sistema no dependera de los
errores humanos durante el mantenimiento. Se debe evitar que la instalacion dependa de la
confiabilidad de un 0010 elemento cuya vida util no corresponda a la del sistema. ya que estos
elementos sobrecargan innecesariarnente el trabajo de mantenirnienro.
EI rnantcnirnicnto debe scr sirnplificado y practice para pcrmitir disponibilidad del
sistema. Para lograr esto puede ser necesario, en sistemas complejos, prever un sistema
autorndtico de supervision y reconocirniento de fallas, Es adernas necesario efectuar una
evaluacidn del costo de procedimiento de mantenimiento, del posible inventario de partes de
repuesto y del efecto consecuente sobre la disponibilidad y confiabilidad de la instalacion.
10.4 CLASIFICACION DE SISTEMAS DE CONTROL DE SUBESTACIONES DE
ACUERDO CON SU UBICACION FislCA
10.4.1 Sistema de control centralizado
En este sistema se ticnen centralizados en un solo sitio, usualmente un edificio de control.
todos los elementos de control y cornponentes auxiliares como controladores, .protecciones,
estaciones de trabajo, equipos de eomunicaci6n, servieios auxiliares, etc. (Figura 10.1).
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Figura 10.1 - Principia de los sistemas de control centralizados
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SISTEMAS DE CONTROl. ~
409
En el sistema de control centralizado, las sei'iales provenientes del patio de la subestaci6n
generalmente se agrupan en cajas 0 quioscos de agrupamiento tipo intemperie, localizados en
patio y adyacentes a los equipos. Estas sefiales luego son Ilevadas al ed~.contTol por los
carcarnos, generalmente a traves de bandejas metalicas portacables. Los carcarnos lJegan al
edificio de control y se distribuyen a los diferentes tableros. Es tambien unapractica comun,
cablear directamente las sefiales desde los equipos de patio hast a la sala de c6i1f~'tcuando las
distancias entre patio y lasala de control no son muy grandes 0 las condiciones atmosfericas
del sitio de la subestacion son muy exigentes (ej. salinidad, humcdad, etc.) y pueden dcteriorar
rapidamente las cajas 0 quioscos de agrupamiento y sus componentes intern os.
10.4.2 Sistema de control distribuido
EI control distribuido consiste en repartir en casetas de' control en el patio de la
subestacion, los controladores de campo, protecciones y equipos de comunicaci6n,
aproxirnandolos a los equipos para reunir las sei'iales de informaci6n, emitir com and os y
cfectuar procesamiento de datos (Figura 10.2). En el edificio de control se insialan un
controlador central y la estaci6n de trabajo del operador, los cuales se conectan con los
control adores de campo ubicados en las casetas de control mediante enlaces de libra optica,
medio altarnente inmune a las interferencias. EI sistema de servicios auxiliares puede dejarse
centralizado en el edificio de control 0 tarnbien distribuirse en las casetas de control.
.....
.;~
r- -. -- .-- . - -- . _.- . --1
Pallo de ta subestaccn
Edificio de control de
185ubeslaci6n
y-~
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services
auxurares
generales
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r. !EqlriPO_d8COOtr~Id8Cam~
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ea.e'a dell
control
NO.1
protec.coOn, mod'cIa. comunocac,On!
hombre-maquma de campo y
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Figura 10.2 - Principio de los sistemas de control distrlbuidos
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control
jremoto
410" CAPtrulO 10
EI sistema de control distribuido aprovecha las ventajas de los equipos basados en
microprocesadores y los medios de transmision de informacion por redes en fibra optica para
acercar las funciones de control a los equipos, ahorrando significativamente en cableado
convencional de control, especialmente cuando se tienen distancias muy grandes en patio.
10.5 TECNOLOGiAS DE LOS SISTEM~S DE CONTROL
Debido al avance de los sistemas de supervision y de recoleccion de datos, el control de
subestaciones ha evolucionado rapidamente desde sistemas completamente manu ales de
operacion local, 0 convencionales, a sistemas completamente autornaticos de operacion
remota, con varias etapas intermedias.
A continuacion se describen los diferentes tipos de sistemas que han hecho parte de la
cvolucion de los sistemas de control de subestaciones.
10.5.1 Sistema de control convencional
Sistema de control en el cual las funciones de control y supervision son realizadas por
dispositivos que intercambian informacion entre si de manera cableada.
En general, un sistema de control convencional de una subestacion esta constituido por
los siguicntes elementos (Figura 10.3):
Unidades terminales remotas (UTR) para el control remoto y registro secuencial de
eventos (SOE)
Tablero mimico
Sistema de protecci6n, incluyendo los reles principales y los de respaldo, recierre,
localizaci6n de fallas, registro de fallas, verificaci6n de sincronismo, mando sincronizado
y auxiliares (Capitulo 11)
Contadores de energia
Transductores, indicadores, medidores multifuncionales
Sistema de alarmas (anunciadores)
Reles de interposici6n
Mundo y senalizacion de los equipos
Tableros de agrupamiento
Equipo de comprobacion visual de sincronismo
Sistema cableado de enclavarnientos
Control paralelo de transforrnadores
Equipos de comunicacion
Servicios de corrlente alterna y continua (Capitulo 13).
Este sistema se encuentra en subestaciones existentes y ya practicamentc no es usado para
nuevas subestaciones de alta y extra alta tension. Para subestaciones existentes, la tendencia
en los ultimos aiios ha sido la de modernizar estos sistemas a sistemas automaticos 0 a una
combinacion de ellos.
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10.5.2 Sistema de control coordinado
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Sistema de control numerico de subestaciones en el cual las funciones de control y
supervision son realizadas por dispositivos independientes y autonomos de los de medida y
protecci6n, los cuales intercambian informacion entre si, bien sea mediante enlaces de datos, 0
cn forma convencional a traves de reles, contactos y sefiales analogas,
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see· Sistema de control coordinado
En general, un sistema de control coordinado de una subestacion esta constituido por los
siguientes elementos (Figura lOA):
Controladores para el procesamiento de informaci6n, prograrnacion de enclavamientos,
etc.
Interfaz hombre - rnaquina con el operador para visualizacion de alarrnas, mando y
sefializacion de los equipos
SISTEMAS Of CONTROl. I:
413
Sistema de protecci6n, incluyendo los reles principales y los de respaldo, recierre,
localizaci6n de fallas, registro de fallas, verificacion de sincronismo, mando sincronizado
y auxiliares (Capitulo II)
Contadores de energia
Medidores multifuncionales
Rcles de interposicion
Tableros de agrupamiento
Control paralelo de transforrnadores
Equipos de comunicacion
Servicios de corriente altema y continua.
En este sistema, toda la informacion de la subestacion, incluyendo las sefiales de los
equipos de proteccion, se sei'ializa al sistema de control mediante contactos de scfializucion
cableados a entradas digitales de los controladores. Las sefiales analogicas tarnbien sc
conectan a entradas analogicas de los controladores 0 mediante transductores externos,
Opcionalmente, cuando las protecciones, medidores y registradores tienen facilidades de
comunicacion, se pueden implementar sistemas de gestion que permitan una supervision local
y/o remota de estos dispositivos.
10.5.3 Sistema de automatlzaclon de subestaciones SAS
EI sistema dc automatizacion de subcstacioncs se basa en cI uso de lED's (Intelligent
Electronic Devices), los cuales son dispositivos autonomos e independientes con facilidades
de comunicacion e integracion mediante protocolos normalizados, que emplean uno 0 mas
microprocesadores con capucidad de recibir y enviar informacion (datos) y comandos desde 0
haciu una fuente cxterna.
EI sistema de autornatizacion de subestaciones busca la integracion en una misma
plataforma informatica de los datos suministrados por los diferentes equipos e lED's que se
emplean en una subestacion (Figura 10.5). Los lED's pueden ser equipos de medida,
protecciones, registradores de fallas, controladores, equipos de monitoreo y diagnostico de
equipos de patio, etc. (Figura 10.6). EI sistema integra los diferemes lED's en una rnisma red
de datos de control, ya sea directarnente 0 a traves de elementos convertidores de protocolos
(Figura 10.7).
EI medio flsico de conexion de la red de datos entre los diferentes lED's es normalmente
en fibra optica 0 cable trenzado VTP 0 STP categoria 5. Cuando los lED's 0 controlador
central no se encuentran en el mismo edificio, se utiliza fibra optica por su inmunidad a las
interferencias electromagneticas (EMl).
Para la rnarcacion en tiempo real de los eventos, los equipos del SAS roman la seiial de
un reloj sincronizado por satelite GPS, usando un formato de salida de codigo de tiernpo
(general mente lRIGB) y la distribuyen entre sus equipos para garantizar la resolucion y la
precision requeridas para el registro secuencial de eventos.
Los sistemas de control SAS seran tratados en profundidad mas adelante en este Capitulo.
414. CApiTuLO 10
EstaciOnde
operaci6n
Comunicaciones
digitales
Sensores
Figura 10.5 - Principia de las sistemas de automatizacion de subestacianes SAS
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Figura 10.7- ArqUitectura tipica de un sistema de automatizacion de subestacion SAS
10.6 ARQUITECTURAS DE LOS SISTEMAS DE CONTROL
La arquitectura de los sistemas de control se encuentra enmarcada dentro del termino
control jerarquizado, el cual significa que es un sistema de control global de todas las
actividades de la subestacion, empleando una estructura con difererues niveles de control y
tipos de equipos segtin el nivel y funcion (por ejemplo cornputadores, controladores, PLCs,
protecciones, contadores, reguladores, mimicos); todos ellos conectados entre sf para lograr
una estructura jerarquizada 0 piramidaJ. Esta conexion puede ser en forma cubleuda, para los
sistemas de control convencional, 0 por una 0 varias redes de comunicacion de datos, para los
sistemas SAS.
Segiin las practices operativas de las ernpresas de transrnision y/o, las reglarnentaciones de
operaci6n, las subestaciones pueden ser del tipo atendidas, en las que las maniobras de
conexi6n y desconexi6n de circuiios se realizan desde las propias subestaciones con personal
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416. CAPh'uLO 10
asignado a la operacion en un esquema 7 diaslsemana, 24 horas al dia. En este case, las
maniobras se realizan bajo la supervision y direccion de los entes de operacion global
designados pol' las Ieyes, ya sea un centro nacional de despacho, centro regional de control,
coordinador de opcracion, etc., segun se denomine; y quienes pueden tener 0 no la posibilidad
de rnando remoto sabre los equipos de las subestaciones, POl' otro lado, cuando los
requerimientos de disponibiJidad de las subestaciones y lineas 10 permiten, las subestaciones
tambien puedcn SCI' del tipo no atendidas, en las cuales las funciones del operador se han
minimizado y las maniobras son efectuadas desde el centro de control remoto a travcs del
sistema de comunicaeiones. En las subestaciones no atendidas la supervision es efectuada pOI'
el personal de mantenimiento, el cual asiste a la subestacion solo euando existen fallas en los
equipos 0 durante operaciones de rnantenimiento.
10.6.1
Arquitectura de los SAS
La tendencia general entre los diferentes suministradores de sistemas de control SAS,
permite conectar en una misma red de comunieaciones todas los lED's (controladores, reles
de proteccion, transductores numericos, contadores de energfa, equipos de monitoreo, erc.),
mantcnicndo los controladores de campo en un nivel superior.! los dermis lED's.
Como se trata con mayor detalle en el Numeral 10.14.3. la tendcncia para el futuro sera
lu de irnplcmentar sistemas de control sobre una infrucstructuru de comunicacioncs como
UCA 0 IEC 61850, las cuales permiten una integracion trunsparcntc de los lED's. aun si son
de diferentes fabricantes, can los dispositivos de nivel superior.
La estructura jerarquica de control de la subestacion, dcfinida par los nivelcs que se
describen a continuacion, corresponde a la arquitecturn mostrada en la Figura 10.7, la cual
tiene una configuracion distribuida en la cual los equipos (hardware) y/o funcioncs y
programas (software) se encuentran localizados en forma dcscentralizada en lu subcstucion.
Tabla 10.1- Esuucturajenirquica de un sistema de control SAS
Nivel3
I
Sistemas remotos de informaci6n
. I'
N,vel 2
Nivel 3 • Nivel 2, comunicaciones e interfaces
.. I
Sistema de procesamierso del mvel 2
Almacenamiento
de datos
hisl6ricos
y de tiempo
real
I
Interfaz de operaci6n Controlador de
subestaci6n
Nivel2· Nivel1, comunicaciones e interfaces (red de estacion)
Nivel1
I
Controladores y puntas de I/O
individuales
II
lED's (reh~s de protecciOn, transductores numericos, contadores de energia, equipos de
monitoreo. etc.)
EQuipos de alta tensi6n y servioos auxiliares
I
Interfaz de operaci6n local (basica)
Oespliegues en controladores de campo
Nivel 1 • Nivel 0, comunicaeiones e interfaces
NiveiO
Dondc:
Nivel 3: corresponde a los sistemas remotos de informacion, desde los cuales se pueden
monitorear y controlar los principales equipos de la subestaci6n. El grado de control se
define segdn las necesidades de las empresas,
SISTEMAS Of CONTROl. "
417
Comunicaciones e interfaces entre Nivel 3 y Nivel 2: proporciona, a traves del sistema de
comunicaciones, la transferencia de informacion entre el SAS y los sistemas rernotos por
medio de protocolos abiertos y propietarios.
Nivel 2: este nivel corresponde al sistema de procesamiento del SAS, al almacenamiento
de datos y a la interfaz de operaci6n, localizados en la sala de control de la subestaci6n.
El procesador 0 controlador de Nivel 2 sirve como una estaci6n central de procesamiento
de la informaci6n de la subestaci6n de forma tal que esta pueda ser utilizada par la
interfaz de operacion de la subestacion y pueda ser almacenada para analisis futures, para
mantenirniento y para generaci6n de reportes.
Comunicaciones e interfaces entre Nivel 2 y Nivel I: corresponde a la red de area local de
la subestacion (red de estaci6n), la cual permite la comunicaci6n entre los equipos de
Nivel 2, los controladores de campo de Nivel I, los lED's de Nivel O.
Nivel I: este nivel esta conformado por los controladores de campo que sirven como
maestros para la adquisici6n de datos, calculos, acciones de control y procesamiento de la
informaci6n relacionada con los dispositivos en cada campo y scrvicios auxiliares de la
subestaci6n y por la interfaz de operaci6n local. la cual proporciona un nivel basico de
acceso al personal de operaci6n y mantenimiento para la supervision y el control de los
equipos de campo asociados al controlador respectivo,
Comunicaciones e interfaces entre Nivel I y Nivel 0: corresponde a la comunicaci6n
entre los controladores de campo de Nivel I, los lED's de Nivel 0 y los equipos de patio,
el cual, en las arquitccturas de algunos suministradores, es independiente de la red de
estaci6n.
La arquitectura que se ilustra en la Figura 10.7 corresponde a la utilizada por la rnayoria
de los suministradores y a la tendencia de las normalizaciones para el futuro, la cual
incorpora directarnente a la red de comunicaciones entre Nivel I y Nivel 2 (red de
estacion) los lED's de Nivel O. Adicionalmente, cuando los equipos de patio son de
tecnologia moderna, es decir, manejados por lEO's, norrnalizaciones como la IEC 6 1850
(Numeral 10. I4.3) proponen, como una de sus altemativas, establecer una red de proceso
intermedia para la comunicaci6n entre lED's de equipos de patio y los lED's de control.
proteccion, medida y registro de fallas [IEC 6 1850-9 (2003)].
Nivel 0: conformado por los equipos de patio (interruptores, seccionadores,
transformadores de potencia y de instrurnentacion, reactores, bancos de capacitores, etc.),
par los servicios auxiliares de la subestacion (13,2 kV, 2081120 Vca, 125 Vcc, grupos
electrogenos, inversores, cargadores, equipos, etc.), por los lED's tales como: reles de
protecci6n, registradores de fallas, medidores, equipos de monitoreo de transformadores,
unidades de control y protecci6n propios de los equipos de patio (cuando son de
tecnologia modema), equipos de medida, etc:
10.6.2 Arquitectura de los sistemas de control convencional
Al igual que los sistemas SAS, los sistemas de control convencional (Figura 10.3)
tarnbien esuin constituidos por subsistemas y equipos que confonnan diferentes niveles de
control. los cuales tradicionalmente se han distribuido como se presenta en la Tabla 10.2.
418. CAl'h'ulO 10
Tabla 10.2 - Estructura jerarquica de un sistema de control convencional
Nivel2
I
Sistemas remotos de informacion
Nivel 2 - Nivel 1, comunicaciones e interfaz por medio de unidad terminal remota (UTA)
Nivel 1
I anunciadores
Elementos de control convencional como I
de alarmas, conmutadores,
Dulsadores, etc.
Interfaz de operacion local (basica)
Mimico
•
Nivel 1 • Nivel 0, cableado de control
NivelO
I
I
lED's (Aeles de proteccton, transductores, contadores de energia, equipos de monitoreo,
etc.)
Equipos de alta tensi6n y servicios auxillares
Donde:
Nivel 2: corresponde a los sistemas remotos de informacion, desde los cuales se pueden
monitorear y controlar los principales equipos de la subestacion, EI grado de control se
define segun las necesidades de las empresas.
Comunicaciones e interfaces entre Nivel 2 y Nivel I: proporciona, a traves del sistema de
comunicaciones la transferencia de informacion entre la unidad terminal remota (UTR) y
los sistemas remotos por medio de protocolos corminmente usados.
Nivel I: este nivel esta conformado por el mimico de control y los anunciadores de
alarmas que sirven para las acciones de control y adquisicion de a1armas de los
dispositivos y equipos de cada campo y servicios auxiliares de la subestacion
Comunicaciones e interfaces entre Nivel 1 y Nivel 0: corresponde a los enlaces mediante
cableado de control, entre los elementos del sistema de control convencional, otros
dispositivos y los tableros propios de mando del equipo de potencia en el patio de la
subestacion.
Nivel 0: conformado por dispositivos como: reles de proteccion, registradores de fallas,
regulador de tension de transfcrmadorcs, equipos de monitoreo de transforrnadorcs e
interruptores, unidad de control y protecci6n propia de los equipos, equipos de rnedida,
ctc.; por los equipos de alta tension (interruptores, seccionadores, transformadores de
potencia y de instromentaci6n, reactores, bancos de capacitores, etc.) y por los servicios
auxiliares de la subestaci6n (13,2 kV. 208/120 Vca, 125 Vcc, grupos electrogenos,
inversores, cargadores, equipos, etc.).
10.6.3 Modos de operaclon para los equipos de alta tension
A continuacion se plantean los modos de operacion corruinrnente usados, de acuerdo con
los niveles jcnirquicos de control utilizados; sin embargo, estes modos de operacion varian de
acuerdo con las practices, necesidades y criterios de operaci6n de las diferentes empresas:
Nivel 0: corresponde al mando que se ejecuta directamente desde los rnecanismos de
operaci6n de los interruptores automaticos y seccionadores. Generalmente, los
mecanismos de operaci6n tienen un conmutador con los modos de operaci6n REMOTa ­
SISTEMAS DECONTROl. r: 419
LOCAL. En REMOTO. solo se pueden ejecutar comandos desde los niveles superiores.
En LOCAL, solo se pueden ejecutar comandos por medio de los pulsadores para cierre y
apertura del mecanismo de operacion, teniendo verificacion a traves de validaci6n externa
de enclavamientos (preferiblemente cableados para no depender de la disponibilidad de
controladores en niveles superiores).
Nivel I: corresponde al mando de los equipos de alta tension por medio de la interfaz
hombre - maquina local IHM del campo 0 diametro segun se denomine; en este se
seleccionan los modos de operaci6n LOCAL - REMOTO. En REMOTO s610 se
perrniten comandos des de los niveles superiores. En LOCAL s610 se pueden ejecutar los
comandos desde la IHM local, utilizando todos los enclavamientos procesados en
controladores si el sistema de control es SAS 0 enclavamientos cableados si el sistema de
control es convencional.
Nivel 2 en sistemas SAS: corresponde al mando desde las interfaces de operacion, por
medio de las cuales se seleccionan los modos de operacion REMOTO y
SUB ESTACJON. Cuando se seleccione REMOTO solo pueden ejecutarse los comandos
desde el sistema de control remoto, y cuando se seleccione SUBESTACION, solo se
pueden ejecutar comandos desde la interfaz de operacion.
Nivel 3 en sistemas SAS (Nivel 2 en sistemas de control convencional): corresponde al
mando desde el sistema de control remote, en donde se supervisan, operan y controlan en
forma remota los equipos de la subestacion.
'10.6.4 Modos de operaci6n para los servicios auxiliares
En sistemas SAS. se pueden aprovechar los controladores del sistema para efectuar
transferencias automaticas que selcccionen la fuente de suministro de energia, dependiendo de
los estados de las redes de alimentacion, A su vez, para proposltos de mantenimiento por
ejemplo, tambicn pueden aprovecharse las interfaces de operacion del sistema de control para
efectuar transferencias rnanuales de las fuentes de energfa, mediante secuencias cornandadas
por el operador. Sin embargo, la implementaci6n del control autornarico de los servicios
auxiliares y los modos de operacion mas convenientes dependen de las practicas y polfticas de
operaci6n de la cornpafila.
En sistemas de control convencional, el modo de control de los equipos de servicios
auxiliares se hace de manera similar a los equipos de alta tension. Las maniobras de
transferencia se efectiian en forma manual. pero tambien pueden ejecutarse automaticamente
mediante reles de ausencia de tension que efecnien la conmutacion de diferentes
alirnentadores 0 produzcan arranque de una planta de emergenciavsegun la practice de la
cornpafiia.
No existe nivel de control para los serV1CIOS auxiliares desde el centro de control
remote, ya que, como se vera mas adelante, la funcion del sistema de control remote es la
de supervisar, operar y controlar los equipos de alta tension que cornponen el sistema
electrico,
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420 • CAPhuLo 10
10.7 CONTROL CONVENCIONAL VS. SISTEMAS DE AUTOMATIZACION DE
SUBESTACION SAS
La tecnologia digital esta desplazando definitivamente a los sistemas convencionales en
el control y supervision de las subestaciones electricas, Los avances de la tecnologia
electr6nica digital basada en microprocesadores y de los sistemas de procesamlento
distribuido de datos aplicados al control de procesos, asf como de las redes de datos asociadas,
han rcvolucionado la concepcion y estructura de los sistemas de control y supervision cn
sistemas electricos.
En lu justificacion de la adopcion de los SAS 0 de los sistemas de control convencional
en las subestaeiones de alta y extra alta tension, se tienen en consideracion tanto los beneficios
cstratcgicos (no tangibles 0 de dificil "valoracion" en dinero), como los beneficios tangibles
que implican la seleccion de cada uno de estos sistemas.
Considerando las posibilidades de integraci6n y manejo unificado de la informacion de
los distintos subsistemas en una subestacion, los beneficios estrategicos resultan en mejorar la
percepci6n de los usuarios, externos e internes, en 10 que respecta a la calidad y confiabilidad
del servicio y a la accesibilidad de la informacion a todo nivel, asf como la posibilidad de
ofrecer servicios de valor agregado, haciendo uso de la mayor cantidad y variedad de
informacion adquirida y procesada por los SAS; entre ellos, la flexibilidad en la facturacion de
la ernprcsa.
Los beneficios tangibles son producto de incrementar la capacidad de la organizacion
para trabajar mejor, mas rdpidamente y en forma mas economica. Estos beneficios implican
reducci6n de los costos de operacion y mantenimiento, debido a la poca utilizacion de la mana
de obra, y el mejoramiento de la funcionalidad operativa en comparacion con el uso de
sistemas de control convencional, teniendo a la vez una reducci6n en el tiempo de salida del
servicio para los usuarios.
La justiflcacion tecnico economica de la aplicaci6n de los SAS en las subestaciones
depende de si estas son nuevas 0 corresponden a modemizaciones de subestaciones existentes,
Las subcstacioncs nuevas provcen los mayorcs bcncficios potenciales dada la posibilidad
de ahorro en los costos de construccion, espacio, cableado y montaje, Tambien es posible el
mcjorarniento de las funeiones de protcccion, control y supervision por un minimo costo.
Implcmcntar un sistema de automatizaci6n logrando buena integracion entre equipos
pcrrnitc eliminar una gran cantidad de dispositivos independientes, tales como;
Las unidades tenninales remotas y sus equipos asociados (transductores, tarjetas de
cntradas/salidas, cableado, etc.)
Paneles de medida (los reles de proteccion u otro tipo de lED's pueden ser utilizados
como fuentes de medida)
Paneles mimicos
Anunciadores de alarmas
Registradores de secuencia de eventos
Registrador digital de fallas
Control adores independientes
SISTEMAS DE COr.ITROl fl
421
Reduccion en el cableado entre las casetas de patio y el edificio de control, para el caso
de un sistema de control distribuido
Reduccion en el cableado entre el sistema de control y los dernas dispositivos
Reduccion en el espacio de los gabinetes y el mirnero de estes
Reduccion en el tarnafio del cuarto de control
Reduccion en los costos de ingenierfa y disefio.
10.8
CRITERIOS PARA LA ADOPCION DE SISTEMAS AUTOMAT/COS DE
SUBESTACION SAS
A continuacion se presentan criterios gufa que brindan elementos para determinar cuando
adoptar los sistemas SAS para el control y monitoreo de subestaciones. Sin embargo, en cada
caso especffico, ello depende de las condiciones propias del proyecto de construccion 0
modernizacion y de las politicas de operacion de la compafifa duefia del proyecto 0 de aquella
encargada de su ejecucion.
Para la adopcion de los SAS como solucion para el sistema de control y supervision de
subestaciones, se deben tener en consideracion las categorfas de estas y la oportunidad de su
irnplantacion, es decir, bajo que condiciones es apJicable 0 no la automatizacion de
subestaciones.
Para las subestaciones nuevas es clara opcion implementar SAS buscando el mayor grado
. de integracion entre los diversos lED's, de forma tal que se pueda obtener el maximo de
beneficios que otorga esta tecnologfa (Figura 10.6).
Para las subestaciones existentes los siguientes criterios pueden ser considerados para su
actualizacion 0 modemizacion:
Tipo, antiguedad y localizacion geografica de Ja subestacion
Subestaciones criticas para cargas importantes que demanden una alta confiabilidad
Subestaciones extremadamente cargadas
Subestaciones criticas para la confiabilidad y estabilidad del sistema
Problemas operativos, poca seguridad en la operacion y/o dificultad en la consecucion de
repuestos.
Tfpicamente se plantea la posibilidad de irnplantacion del SAS bajo las siguientes
condiciones:
Modemizaciones significativas de equipos-o ampliaciones de subestaciones existentes:
proyectos que implican la construccion de nuevos campos, la adicion de transformadores
y el reernplazo de equipos de alta tension, pueden facilmente incorporar SAS para toda la
subestacion a un costo razonable. Los sistemas de control existentes pueden ser
reernplazados 0 integrados dentro de la nueva infraestructura de control de la subestacion.
Reemplazo 0 modernizacion de equipos de control, medida, proteccion, registro y/o
supervision: cuando se requiere reemplazar, modemizar 0 adicionar uno 0 varios de estos
sistemas en una subestacion, es posible implementar un sistema de automatizacion que
,
..
422. CAPfTulo 10
realice varias de estas funciones, mas algunas adicionales, todo esto a un precio igual 0
un poco superior al costa de los sistemas manejados en forma individual e independiente.
10.9 FUNCIONES aASICAS DE LOS SISTEMAS DE CONTROL
A continuaci6n se efectua una descripci6n de las principales funciones del sistema de
control. En general, las descripciones se enfocan a los sistemas SAS; sin embargo, con fines
diddcticos, tambien se incluye una breve descripci6n de c6mo se efecnian estas funciones en
los sistemas de control convencionales.
10.9.1 Interfaz de operaci6n (IHM)
La interfaz de operacion 0 interfaz humano - maquina IHM, contiene los elementos
necesarios para la visualizaci6n parcial 0 total de la subestacion, con el fin de tomar
decisiones para su comando. La IHM corresponde a un esquema sin6ptico de la configuraci6n
de la subcstacion 0 campo de salida, en donde tambien se representan los equipos de maniobra
(interruptores y seccionadores) y a su vez se pennite su comando. La IHM tarnbien tiene
como funci6n sefializar las alannas de la subestaci6n y alertar al operador mediante una serial
sonora hasta que este reconozca la alanna a traves de la misma IHM.
10.9.1.1 IHM en sistemas SAS
En los sistemas SAS se tienen dos IHM's, una en el Nivel I y otra en el Nivel 2. La
interfaz de operaci6n para el Nivel I (Figuras 1O.8a y 1O.8b) consiste en una pantalla de
opcracion local que puede ser cxtema 0 integrada a cada controlador de campo, normalmente
de cristal liquido, que permite realizar en forma local las siguientes funciones de supervision
y control de los equipos de potencia del campo:
Indicaci6n del estado de los equipos de patio
Visualizaci6n de alannas de equipos de patio
Comando de apertura y cierre sobre interruptores y seccionadores
Seleccion del modo de operaci6n del controlador (local desde el controlador
desde la interfaz de operaci6n del Nivel 2)..
0
remoto
La interfaz de operaci6n para el Nivel 2 (Figura IO.Sc) esta compuesta por las impresoras
y las estaciones de operaci6n, con sus respectivos computadores, monitores de video a color,
manejadores de cursor e impresoras, localizadas en la sala de control del edificio de mando de
la subestaci6n.
Esta pennite la interacci6n del personal de operaci6n con los equipos de la subestaci6n y
asignacion de comandos, garantizando que en todo momenta el personal cuente con
informacion confiable y en tiempo real del estado de los equipos.
A continuaci6n se describen los diferentes despliegues .que comiinmente son
implementados en las interfaces de operacion del Nivel2 del SAS:
Despliegue de menu general
Diagrama unifilar general de la subestaci6n
Despliegue unifilar detallado de diametro
0
de campo
SISTEMAS De CONTROL.
423
Despliegue de secuencias autornaticas
Despliegue general de servicios auxiliares
Despliegue unifilar detail ado de servicios auxiliares de corriente alterna
Despliegue detallado de servicios auxiliares de corriente continua
Despliegue detallado de scrvicios auxiliares de la UPS
Despliegue detail ado de los servicios auxiliares por caseta
Lista de alarmas
Reportes
Listado de sccuencia de eventos
Curvas de tendencias
Configuracion del SAS y estado de las comunicaciones.
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c) IHM de subestaci6n
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10.9.1.2 IHM en sistemas de control convencional
En subestaciones con control convencional, la IHM corresponde a un rnlmico en donde
los equipos de maniobra (interruptores y seccionadores) se representan por medio de switches
que a su vez sirven de elementos de comando; los barrajes colectores y uniones entre equipos
se representan por medio de pequeiias barras coloreadas segiin la tension de la instalacion.
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F/gura 10.9 - Mimlco de una subestaci6n con control convenc/onal
B
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SISTEMAS DECONTROL. 425
Para seiializar las alannas de la subestacion, los sistemas de control convencional utilizan
anunciadores de alarmas, los cuales consisten en un conjunto de ventanas localizadas en el
mimico, que se iluminan a la ocurrencia de una alarma; estas ventanas vienen agrupadas en
una especie de matriz que puede contener 12,16, 18, 24, 36, 48, etc. ventanas. Cuando ocurre
una alanna en la subestacion se enciende la ventana en forma intennitente y se energiza una
alanna sonora, el operador entonces presiona el pulsador de reconocimiento apagandose la
alanna sonora y eliminandose la intermitencia de la ventana; una vez son tornadas las
acciones respectivas para solucionar el problema que ocasiono la alarma, se presiona el
pulsador que repone el anunciador. Otros elementos que contiene eI mfmico son switches
selectores del modo de control (local - rernoto), pulsador de prueba de lamparas, etc. En la
Figura 10.9 se ilustra un rnirnico tipico para una subestacion con control convencional.
10.9.2 Selializacion local y comandos
Esta funcion corresponde a la adquisicion de informacion (alannas, posicion de equipos y
medidas) entre los equipos de la subestacion y el sistema de control, y a como se retransrniten
a los equipos los comandos provenientes de los niveles superiores de control. Es de gran
importancia la definicion de la sefializacion en una subestacion, ya que de esta depende el
dimensionamiento del sistema de control. Las seiiales para cad a elemento, sea interruptor,
seccionador, protecciones, se tienen mas 0 menos normalizadas. Sin embargo, la seiializaci6n
varia de acuerdo con el tipo de configuraci6n de la subestacion y con las necesidades de la
empresa operadora. A continuaci6n se presenian las seiiales mas comunes:
Las scfialcs de medida para campos y barras de la subestacion son norrnalrnente:
Todas las tensiones fase-fase y fase-neutro
Corrientes por fase
Potencia activa y reactiva, incluyendo indicaci6n del sentido de tlujo de potencia
Potcncia aparcnte para transformadores
Frecuencia en barras.
Las alarmas se pueden adquirir discriminadas 0 agrupadas scgun las politicas de la
compaiifa. Las alarmas tipicas de una salida de linea son:
Disparo proteccion principal No. I
Disparo proteccion principal No.2
Disparo protecci6n de respaldo
Disparo rele de falla del interrupter
Recepcion seiial de teleproteccion (puede ser discrirninada)
Emisi6n seiial de teleprotecci6n (puede ser discriminada)
Baja presi6n de SF b (pueden ser dos alarmas)
Falla mecanisme de operaci6n del interruptor
Discrepancia de polos interruptor
Falla circuito de disparo No.1
Falla circuito de disparo No.2
426 • CApfnJlO 10
Falla fusibles secundarios de transfocmador de tensi6n
Falla alirnentacionde corriente continua (pueden ser discrirninadas)
Falla equipo de teleprotecci6n.
Y las de un transformadorson:
Opcraci6n protecci6ndiferencial
Operacion rele sobrecorriente, alta tension
Operacion rele sobrecorriente, baja tension
Operacion rele sobrecorriente, terciario
Operaci6n rele Buchholz
Operaci6n reles de presi6n de aceite
Falla enfriamiento
Alarma sobretemperatura
Disparo por sobretemperatura
Cambio derivacion incomplete
Sobrepresion aceite del cambiador
Falla reguladorde tension
Baja presion de SF6 (pueden ser dos alarmas)
Falla mecanisme de operacion del interrupter
Discrepancia de polos del interrupter
Falla circuito de disparo No. I
Falla circuito de disparo No.2
Falla fusibles secundarios de transforrnadores de tension
Falla alimentacionde corriente continua (pueden ser discriminadas).
Existen otras alarmas generales que pueden ser:
Falla en barras (pueden ser dos)
Falla cn baterfas (pueden ser dos)
Falla en cargadores de bateria
Falla en servicios auxiliares de c.a.
FalIa en serviciosauxiliares de c.c,
Falla en transformadorde servicios auxiliares
FalIa en planta diesel de emergencia
Disparo sistema contra incendio
Etc.
SISTEMAS DECONTROL" 427
En subestaciones encapsuladas en SF 6 existen alarmas de presion de gas para los
diferentes compartimientos (general mente agrupadas por campo de conexion).
Las salidas de comando del sistema de control tipicamente son:
Comandos de abrirlcerrar interruptores y seccionadores (muchas compafiias acostumbran
a que el comando de las cuchillas de puesta a tierra sea manual desde patio)
Comandos de reposicion de los reles de proteccion
Comandos subirlbajar los cambiadores de tomas en transformadores,
Las seiiales son la base de toda la informacion de la subestacion ya que Ie dan al
operador la vision de como se encuentra y, de acuerdo con elias, se realiza toda la logica de
operacion.
Cuando las subestaciones son desatendidas se requieren mayor cantidad y detalle de las
seiiales, debido a que se debe poder hacer un diagnostieo rernoto de la subestacion, En el caso
de las subestaciones atendidas, el operador puede ir inmediatamente aJ patio 0 a la caseta para
el reconocimiento, reposicion 0 arreglo de las fallas.
10.9.2.1 Sefializacion local y comandos en sistemas SAS
En los SAS; el sistema adquiere esta informacion directarnente desde los lED's instalados
a traves de la red de comunicaciones. Otras seiiales digitales provenientes de equipos en el
patio, reles electromecanicos, alarmas del sistema de servicios auxiliares, alarmas de los
detectores de incendio, alarmas de intrusion, etc., son adquiridas a traves de entradas digitales
de los lED's. De manera similar, los cornandos son ejecutados a traves de salidas digitales de
los lED's, utilizando reles de interposicion con contactos de alta capacidad para maniobrar los
equipos de patio.
La adquisicion de las medidas electricas en los SAS tambien se hace a traves de enlaces
de comunicacion con los contadores de energia multifuncionales, 0 desde otros lEO's, tales
como unidades multifuncionales de medida, dispositivos de proteccion. registradores de
fullas, etc., siempre y cuando estos posean la precision requerida, Normalmente, la precision
de las medidas para el SAS, sin considerar los errores debidos al cableado ' y a los
transformadores de instrumentacion, es de 0,5%. Otra opcion es que el SAS adquiera
directamente las senates de corriente y tension de c.a. sin requerir transductores y con estos
datos realizan los calculos para las demas medidas.
La tendencia para el futuro sera reducir aun mas el cableado y evitar utilizar equipos de
interposicion entre el patio de la subestacion y las casetas de reles 0 la sala de control. Esto
podra lograrse utilizando PLC's 0 modules de entradas/salidas remotos colocados en los
gabinetes de control local de los equipos de patio (transformadores de potencia, interruptores,
seccionadores, etc.) mediante enlaces en fibra optica con los control adores. Este tipo de
configuraciones representara menores costos cuando se realicen actualizaciones y mejoras de
la subestacion, Igualmente, para los transforrnadores de instrumentacion, se impondra el uso
de equipos inteligentes que esten en capacidad de transmitir las medidas a traves de una red de
cornunicaciones (Numeral 10.14.3).
10.9.2.2 Setializacion local y comandos en sistemas de control convencional
En los sistemas de control convencional, las medidas electricas en las prirneras
subestaciones eran adquiridas por medio de instrumentos (general mente del tipo
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~~1
428. c..PfTuLO 10
galvanornetrico) que indicaban, en todo momento, el valor instantaneo, eficaz, promedio 0
pico de una cantidad medida. Estos instrumentos podfan ser conectados directamente a los
secundarios de los transformadores de instrumentaei6n 0 a traves de transductores que
convertian las cantidades electricas de corriente altema a cantidades de corriente (rnA) 0
tensi6n (mV) de corriente continua, siendo mas comdn el uso de la magnitud de eorriente
(rnA) como salida ya que la magnitud de tensi6n es mas afectada por interferencias.
Con la aparicion de los medidores basados en microprocesadores, los instrurncntos
galvanometricos fueron reemplazados por unidades multifuncionales de medida iguales a las
utilizadas en los sistemas SAS. Una sola unidad multifuncional permite medir con una mejor
precisi6n, tensiones, corrientes, potencia activa, potencia reactiva, frecuencia, factor de
potencia y. en muchos casos, la energia (que por su precisi6n no es apta para propositos de
tarifacionj de un campo determinado.
Adicionalmente, las unidades multifuncionales de medida sirven eomo transductores para
enviar la informaci6n a la UTR (Numeral 10.9.3.2) a traves de salidas analogicas 0 protocolos
de comunicaci6n.
Las alarmas y comandos en los sistemas de control convencional se efecnian a traves de
reles de interposicion, que sirven como elementos de acople y de aislamiento galvanico entre
los equipos de patio y la unidad terminal remota UTR, la cual, como se vera mas adelante, es
la interfaz con el centro de control remote en sistemas de eontrol convencional.
10.9.3 Interfaz can el centro de control remota
Adernas de la seiializaci6n local de las alarmas, posici6n de equipos y medidas parol los
operadores y la recepci6n de comandos descritos en el Numeral 10.9.2, tambien es funcion
del sistema de control transmitir/recibir esta informaci6n al centro de control remoto, en
donde se encuentra el sistema SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition System)
para la supervisi6n del sistema interconectado.
Dependiendo de las practicas de mantenimiento de las compaiifas de electricidad, en los
centros de control remoto muchas veces tambien se localiza el centro de mantenimiento del
sistema. el cual tarnbien aprovecha esta informacion para supervisar de manera centralizada
las alarmas y eventos en forma global.
Para la transmision de la informacion, el sistema de control de la subestacion reports el
registro cronologico de los eventos ocurridos en forma ordenada, generalmente con una
resoluci6n de un milisegundo. Cada evento es identificado con un mensaje de un formato
previamcntc definido y con su tiempo de ocurrcncia. Los eventos tambicn son registrados en
una impresora local para el registro secuencial de eventos (SOE), registro que facilita el
posterior analisis de las fallas.
Para la transmisi6n1recepci6n de informaci6n con el centro de control remoto, el sistema
de control de la subestacion puede acoplarse al sistema de cornunicacion por intermedio de
modems, redes WAN (Wide Area Network), gateways (puertos de salida) y usando protocolos
propietarios 0 protocolos abiertos como DNP 3.0. IEC 60870-5-101, IEC 60870-6-TASE.2 0
lEe 61850. EI medio de comunicaci6n puede ser por onda portadora por linea de potencia
(PLP), fibra 6ptica por las lineas de transmisi6n (OPGW), microondas, radio, satelite 0 redes
telef6nicas.
SISTEMAS DECONTllOL II
429
10.9.3.1 Interfaz can el sistema de control remota en sistemas SAS
En los sistemas SAS, la comunicaci6n con el sistema de control remoto hace parte de las
funciones del controlador central de la subestacion, el cual se conecta al sistema de
comunicaciones a traves de uno de sus puertos de salida. En algunos sistemas, es tambien
cormin instalar un computador de comunicaciones 0 gateway, el cual se encarga de procesar el
registro de eventos del sistema de control y convertirlo al formato del protocolo de
comunicaciones del sistema de control remoto.
En los sistemas SAS, el reporte de los eventos aparece automaticarnente en la pantalla de
operacion y en la impresora en el momenta de su ocurrencia.
Adicionalmente, los eventos son almacenados en bases de datos para su posterior
consulta. Asimismo, los datos de las secuencias de eventos generalmente pueden scr
ordenados, filtrados y agrupados (por ejemplo, por campo, por perfodo de tiempo 0 por
origen) para propositos de reporte e irnpresion selectiva.
Algunos suministradores de sistemas de control SAS, han desarrollado aplicaciones web
que tam bien permiten visualizar, supervisar y controlar remotamente los despliegues de la
IHM de subestacion a traves de Internet.
10.9.3.2 Interfaz cen el sistema de control remota en sistemas de control convencional
La funcion de comunicacion con el centro de control remoto en los sistemas de control
convencional es desempeiiada por la UTR (unidad terminal remota).
La UTR es el elemento final en la estructura jerarquica de un sistema de control
convencional y actiia como medio sensor y actuador remoto con los operadores del centro de
control rernoto, a traves de modules de entradus y salidas digitales conectados en forma
cableada con los equipos. Para la sefializacion a la UTR se utilizan contactos Iibres de
potencial directamente de los equipos de control y protecci6n. Sin embargo. cuando las
scfialcs proviencn del patio de conexiones, en donde pucden verse sometidas a inducciones
clcctromagncticas. dcbcn pasarse a traves de relcs rapidos de interposicion u optoacopladores,
con el fin de no introducir retardos de tiempo.
Las seiiales analogicas Ie son transmitidas a la UTR por intennedio de los transductores
de sefializacion Jocal, descritos en el Numeral 10.9.2.2. De manera siimilar, las medidas
digitales de los contadores de energia provienen de emisores de pulsos que tienen estes
dispositivos.
Externa a la UTR existe una impresora para el registro secuencial de eventos (SOE). en
donde se imprimen los eventos de la subestaci6n en forma cronol6gica.
En la actualidad, las UTR's han evolucionado a sistemas mas "inteligentes" que adernas
de la funci6n tradicional de interfaz con el centro de control remoto, tarnbien perrniten
programar encIavamientos y automatismos para los equipos (Numeral 10.9.4) Y a su vez
permiten instalar estaciones de trabajo para la operacion y visualizacion alarmas.
10.9.4 Enclavamientos de operaci6n
En una subestacion, los encIavamientos corresponden a las condiciones que se deben
cumplir para la apertura 0 cierre de un interruptor 0 seccionador. Estas condiciones pueden ser
propias del equipo, como por ejemplo presion de SF 6 adecuada, energia suficiente para la
..
·,;; :<!
I
430. CAPfnlLO 10
maniobra, etc., 0 pueden ser externas, las cuales se refieren principalmente a la posicion de
otros equipos en la misma subestacion 0 al estado de los reles de proteccion.
Los principales enclavamientos que se presentan en una subestacion son:
Un seccionador nunca se debe maniobrar con carga.
Para maniobrar un seccionador, el interruptor 0 interruptores asociados, asf como las
cuchillas de puesta a tierra deben estar abiertos.
Cuchillas de puesta a tierra s610 se maniobran cuando los seccionadores de linea
asociados esten abiertos y cuando no exista tension en la linea.
Los seccionadores de by-pass 0 paso directo se cierran con tension cuando el interruptor
que tienen en paralelo esta cerrado, es decir, cuando hay la misma tension entre sus
tenninales.
Un seccionador de transferencia se puede cerrar con tension cuando hay la misma tension
en sus dos tenninales, es decir, cuando el interruptor de transferencia esta cerrado.
Adicionalmente, tinicamente puede permanecer cerrado un solo seccionador de
transferencia, 0 sea una sola transferencia al tiempo.
Los seccionadores de barras, en subestaciones de doble barra, se pueden operar con
tensi6n cuando el interruptor de acople este cerrado.
Un interruptor para cerrar debe cumplir las condiciones de sincronismo entre los sistemas
que cierra, debe tener los seccionadores asociados cerrados, no deben existir cuchillas de
puesta a tierra cerradas y el equipo que se va a energizar debe estar dispuesto para ello.
Las logicas de enclavamientos son definidas de acuerdo con la configuracion de la
subestaci6n, con la practica de cada empresa y con 10 que esta eonsidere como aspectos
basicos de seguridad para operaei6n de equipos.
10.9.4.1 Enclavamientos de operaci6n en sistemas SAS
Los sistemas SAS aproveehan la tecnologia basada en mieroprocesadores para prograrnar
los enclavamientos en las lED's 0 el eontrolador de subestacion, de manera que, cuando se
selecciona un equipo para operacion, esta funcion evalua las posieiones actuales de todos los
otros equipos involuerados en dicha operacion y otras condiciones tales como: existencia de
tensiones de linea, protecciones no operadas, etc., y una vez todas las condiciones de
operacion sean cumplidas, entrega una serial de salida para la habilitaci6n de la apertura 0
cierre del equipo seleccionado.
En caso de que un elemento a comandar no cumpla con alguna de las condiciones de
enclavamientos, este es sefializado en los despliegues respectivos para indicar dicha situacion.
Asimismo, genera una alarma para avisar al operador e indicarle, mediante un despliegue
gnifico apropiado, cual 0 cuales condiciones no estan siendo cumplidas.
Cada controlador adquiere directamente 0 a traves de la red de datos del SAS, todas las
sefiales e informaci6n sobre el estado de los demas equipos en la subestacion que requiera
para la funei6n de enclavamientos.
Para el caso de subestaciones con configuracion doble barra ybarra principal y
transferencia, el controlador de campo marca como no validos los datos del estado de equipos
en otros campos, ya sea por fallas en la comunicacion 0 por encontrarsc en falla 0 fuera de
SlS1l:MAS DECONTROllil
431
servicio el control ador de campo del cual se adquiere la informacion. En estas circunstancias
se inhabilita el mando de equipos para los que se requiera infonnaci6n de otros campos.
Es una practice cormin que, por razones de seguridad, los seccionadores de tierra 0
cuchillas de puesta a tierra no sean comandados desde el SAS sino en forma local desde eI
patio; sin embargo, se dispone de una 16gica de enclavamienlos de manera tal que en la
interfaz de operacion de Nivel 2 se indican las condiciones de enclavamientos para operar en
el patio estos equipos.
10.9.4.2 Enclavamientos de operaci6n en sistemas de control convenclonal
Los enclavamientos en subestaciones con control convencional se efecnian por medio de
logica cableada (arreglo de contactos de posicion de equipos conectados en serie y/o paralelo).
Esta logica utiliza los contactos de posicion de interruptores, seccionadores u OlrOS equipos
como reles repetidores, interruptores miniatura y protecciones, para validar la maniobra de
otros equipos.
En subestaciones de sistema de control convencional que poseen UTR's inteligentes, los
enclavamientos tambien pueden programarse en forma similar a los sistemas SAS, de tal
forma que las condiciones de operacion de un equipo son validadas en forma digital y los
enclavamientos cableados unicameme se requieren para la validacion de los mandos desde el
mfmico.
10.9.5 Medici6n de energia
.
La energfa en los diferentes circuitos de una subestacion se mide por medio de contadores
multifuncionales de energia activa y reactiva. los cuales integran la potencia en funcion del
tiernpo para obtener la energia. Las c1ases precision de los contadores multifuncionales
pueden ser 0,2S y O,SS [lEe 62053-22 (2003)]. Para sistemas de potencia, en sitios en donde
se hace intercambio de energla entre dos compaiHas de servicio, usualmente se utilizan dos
contadorcs de cnergta (principal y respaldo) de una precision de 0,2%; si el conteo de energia
es para aplicaciones de bajo consumo 0 para fines estadisticos en una misrna compafiia sc
puede utilizar un solo contador de energia de una precision de 0,5%.
Los contadores de energfa multifuncionales modemos poseen tooas las caracteristicas de
los dispositivos lED's, 10 cual pennite hacer una facil transmision de la informacion a traves
de diferentes protocoJos de comunicacion. Altemativamente, tambien esuin provistos de
emisores de pulsos para enviar la informacion de energia activa y reactiva.
Para un mejor conteo de la energfa, en sistemas de potencia se acosturnbra utilizar
contadores de tres elementos, cuatro hilos, 10 que es equivalente a tener un contador por fase.
Los contadores de energfa deben estar conectados a transfonnadores de instrurnentacion. de
precision al rnenos igual a su precisi6n.
10.9.5.1 Medici6n de energia en sistemas SAS
Usualmente las ernpresas electricas no integran la informacion de rnedicion de energla
con el sistema de autornatizacion de la subestacion debido a que las areas 0 departamentos de
Iacturacion no estan conformes con la seguridad en la entrega de esta informacion.
En virtud de la gran funcionalidad de comunicaci6n que presentan los SAS, estes estan en
capacidad de leer, almacenar y transferir los registros de energia de los contadores de energia
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432 • CAPtM..o 10
multifuncionales. Dicha informacion puede ser archivada en la base de datos del sistema de
procesamiento de Nivel 2. para recuperacion posterior por el sistema de informacion remoto.
Sin embargo, es a criterio de cada ernpresa si la rnedicion de energla se incorpora en la
funcionalidad de los SAS.
10.9.5.2 Medici6n de energia en sistemas de control convencional
La medicion de energia en los sistemas de control convencional tambien se efectua a
traves de contadores de energfa multifuncionales y aprovechan los modules emisores de
pulsos para enviar, a traves de la UTR, el registro de energia medida al centro de control
rcmoto para fines contables de facturacion.
Anteriormente, en niveles de distribucion 0 industriales, los sistemas de control
convencional utilizaban contadores de tipo electromecanico, los cualcs trabajaban bajo cl
principio de los motores de induccion para mover un motor que giraba a una velocidad
proporcional a la potencia que flula y moviendo un dispositivo de registro. Las clascs dc
precision de estos contadores podian ser 0,5, 1 y 2 [lEe 62052-11 (2003)]; sin embargo, ya no
son utilizados.
10.9.6 Registro de fallas
Independientemente de la tecnologia del sistema de control (SAS 0 convencional), las
subestaciones alta y extra alta tension han incorporado equipos de registro de fallas como
complcmento a los sistemas dc control y proteccion, con el fin provccr la informacion
necesaria para el analisis de la operacion del sistema y de sus esquemas de proteccion y
control. EI registro de fallas consiste en el registro de las ondas de corriente y tensiones de
fasc y secuencia cero durante las fallas del sistema, asi como el funcionamiento de los
dispositivos de proteccion y operacion de los interruptores.
Inicialrnente, los registradores eran del tipo electromecanico u osciloperturbografo,
utilizando el principio galvanometrico, pero estos tuvieron problemas de respuesta de
frecuencia a los fenomenos del sistema y presentaban problemas con el registro mismo
(marcadores, tintas, papel, etc.).
Posteriormente aparecieron los registradores de fallas digitales manejados por
microprocesadores, los cuales se componen basicamente de unidades de registro 0 adquisici6n
de datos y por 10 menos de una unidad de arnilisis 0 unidad maestra, ubicada en un centro de
control remoto 0 centro de rnantenimiento, los cuales generalmente estan conectados por un
sistema de comunicaciones. Normalmente la programacion y el control del sistema se lIevan a
cabo desde la unidad maestra, as! como el andlisis de la informacion, pero en caso de fallar las
comunicaciones, los registradores pueden funcionar en forma aut6noma.
Los registradores se instalan cerca de los sitios donde se encuentran las senates que se
van a vigilar. Permanentemente se sensan las seiiales de interes, las cuales son almacenadas en
una memoria de prefalla. Despues de una orden de disparo producida '.per los detectores
intcrnos de fallas 0 por un comando externo proveniente de los reles de proteccion, el
contenido de la memoria de prefalla es trasladado a la memoria principal cubriendo un tiempo
detenninado previamente en la programaci6n del registrador.
Dcspucs de terminado el almacenamiento se puedc transfcrir la informacion a una
memoria en masa, una impresora 0 a la unidad '.maestra a traves del sistema de
comunicaciones para el an8lisis de la informacion, haciendo uso de programas especializados,
_.•. 'j:";,"1"....... I,
SISTEMAS Of CONTROl..
433
Los modules de entrada a los registradores se dividen en modules para sefiales analogicas y
modules para sefiales digitales. Normalmente un registrador para una linea de transrnision
puede tener ocho entradas analogicas y 16 entradas digitales.
Los modules de entradas analogicas aceptan sefiales que vienen directamente de los
transformadores de instrurnentacion, las cuales deben ser muestreadas y digitalizadas para
permitir su manejo y almacenamiento. Los modules de entradas digitales registran el cambio
de estado de contactos de las protecciones del sistema, de los interruptores y de las sefiales de
teleproteccion.
Con el fin de poder analizar la correcta operacion del sistema de proteccion a traves del
sistema de registro de fall as, es importante capturar las sefiales que se generan en el sistema de
protecciones durante el momenta de la falla. Adicionalrnente, se debe tratar de tener un
registro del evento en tiempo real, cableando las sefiales de las protecciones desde contactos
directos de los reles de protecci6n 0, en su defecto, a traves de optoacopladores. Tipicarnente.
para una linea estas sefiales son:
Tensiones de fase y de secuencia cero (4)
Corrientes de fase y de secuencia cero (4)
Posicion abierta de cada una de las fascs del interruptor (3).
Arranque protcccion principal I (1)
Disparos de cada una de las fases de la proteccion principal I (3)
Recepci6n de teleproteccion de la proteccion principal I (I)
Arranque proteccion principal 2 (1 )
Disparos de cada una de las fases de la protecci6n principal 2 (3)
Recepcion de teleproteccion de la proteccion principal 2 (I)
Orden de recierre del interruptor (1)
Disparos definitivos por funciones de respaldo (ej. cornbinacion del disparo por
sobrecorriente de respaldo, falla interruptor, sobretensi6n, diferencial de barras, recepcion
de disparo directo desde el extrema remote, etc.) (I).
En la Figura 10.10 se muestra un diagrama general de un sistema de registro y anal isis de
falJa.
Tradicionalmente, Ja funcion de registro de fallas ha sido efectuada a traves de equipos
registradores de fallas, independientes del sistema de control y protecci6n. Sin embargo, en
la actualidad se han aprovechado las ventajas de los reles de proteccion rnultifuncionales
basados en tecnologfa de microprocesadores, para que, en el evento de una falla, estos
registren internarnente las sefiales de tension, corriente y el comportamiento de las
diferentes funciones de proteccion internas del mismo equipo. Aunque estas funciones de
registro incorporadas en los equipos no poseen tasas de muestreo tan altas como los
registradores de fallas externos, ni permiten analizar el componamiento de todo el conjunto
de equipos del sistema de proteccion, sf permiten ahorrar costos innecesarios por inversion
en registradores externos. cuando el nivel de tensi6n 0 la irnportancia de la subestaci6n no
10 requieran.
•
4
434. CAPITuLO 10
Sislemade
proteeclones
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Gabinete de
protecci6n
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protecci6n
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Figura 10.10- Diagrama general de un sistema de registro y ami/isis de falla
10.10 FUNCIONES ADICIONALES QUE INCORPORAN LOS SAS
La tecnologia basada en microprocesadores y redes de datos de los sistemas SAS
incorpora funciones adicionales a las tradicionalrnente hechas por los sistemas de control
convencional; estas funciones facilitan, mediante software, las labores de operaci6n, analisis y
mantenimiento de las subestaciones. A continuaci6n se describen las funciones mas
representativas.
10.10.1 Funcionesadicionales Nivel1
10.10.1.1 Supervisi6n de protecciones
Esta funci6n comprende la supervisi6n de alarmas y disparos generados por los lED's de
protecciones.
10.10.1.2 Secuenclas automatlcas de control
Los controladores de campo permiten la ejecuci6n de secuencias de conexion y
desconexi6n de lfneas y transferencias de circuitos y barras, 0 de transferencia de circuitos de
sistemas de servicios auxiliares, las cuales son seleccionadas, iniciadas y supervisadas desde
la interfaz de operaci6n de Nivel 2. Las secuencias son ejecutadas automaticamente y paso a
paso. Tambien pueden ser canceladas bajo ejecuci6n.
SISTEMAS DECONTROlIII 435
En la interfaz de operacion de Nivel 2 se da al operador la informacion acerca de los
pasos a ejecutar y las condiciones para el cambio de un paso a otro, para cada una de las
secuencias.
EI SAS cuenta con funciones de supervision de tiempo y condiciones de bloqueo que
detectan estados anormales de operacion y alertan al operador sobre la ocurrencia de estos
mediante la generacion de las alarrnas correspondientes.
Las diferentes secuencias automaticas de maniobra son definidas de acuerdo con la
configuracion de la subestacion y la polftica de operacion de cada empresa.
10.10.1.3 Marcaci6n de eventos y alarmas
Esta funcion es la encargada de efectuar la marcacion del tiempo de ocurrencia de los
eventos y de las alarmas de los equipos asociados al diarnetro 0 campo respectivo con una
resolucion, entre eventos, menor 0 igual a ] milisegundo y una precision en la rnarcacion del
tiempo de ocurrencia mejor 0 igual a I milisegundo.
10.10.1.4 Comunicaci6n con la red de area local
Esta funcion, a traves de los modules de comunicacion de red instal ados en cada
controlador, maneja la comunicacion entre todos los equipos que conforman el SAS mediante
la red de area local. La red de area local garantiza la realizacion de las funciones de control y
permite, ademas, ampliaciones y/o reestructuraciones de la red.
10.10.1.5 Autochequeo y autodiagn6stico
EI SAS ejecuta autochequeo y autodiagnostico constante para todo el sistema, incluyendo
verificacion de errores del software, chequeo de las funciones de transrnision de datos y
funciones de entrada/salida. Las fall as de hardware 0 software son seiializadas despues de que
ocurren.
10.10.2 Funciones adicionales Nivel 2
Las siguientes funciones son realizadas mediante la interfaz de operacion del Nivel 2.
10.10.2.1 Control de los equipos
Esta funcion realiza las acciones requeridas para el control de los equipos : de la
subestacion y del propio SAS. Las siguientes operaciones se realizan utilizando el teclado
alfanumerico y el dispositivo manejador de cursor:
Seleccion de despliegues
Ejecucion de comandos
Carnbio de ajustes
Manejo de alarmas
Manejo de impresoras
Bitacora
Generacion de reportes.
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436. CAPfTul.o 10
10.10.2.2 ManeJo de datos hist6rtcos
Esta funcion maneja la infonnaci6n para rnonitorear el comportamiento en el tiempo de
los equipos de la subestacion, realizac calculos y almacenar la informaci6n obtenida en
memoria. Igualmente es posible archivar datos de valores maximos, minimos y medios.
10.10.2.3 Respaldo en medio masivo
E1 SAS almacena en medio masivo toda la informacion existente en los archives de los
discos duros del sistema de procesamiento de Nivel 2, tales como programas de aplicacion, la
base de datos con su configuracion, los archivos con los datos historicos, la bitacora de
operacion, etc.
10.10.2.4 Reportes
EI SAS genera diferentes reportes que 50n-presentados en la interfaz de operaci6n de
Nivel2 bajo pedido 0 programados para presentaci6n en forma automatica en las impresoras.
Los reportes son programados para su impresi6n diaria, semanal 0 mensual y contienen la
informacion de los valores instantaneos, asi como, valores totales acumulados, maximos,
minimos y medios.
10.10.2.5 Curvas de tendenelas
Esta funci6n permite dibujar en forma de curvas de tendencia cualquier sefial de medida
que se tenga con informacion en las bases de dados .
. 10.10.2.6 Monitoreo y diagn6stico_en linea de.los .equipos de poteneia
EI monitoreo y diagn6stico en linea es realizado a transfonnadores de potencia,
cambiadores de tomas, reguladores de tension e interruptores de potencia. Para el monitoreo
continuo en linea se cuenta con las interfaces para conexion a los sensores de medicion de
parametros mecanlcos y electricos de los equipos y la logica de procesamiento, con el fin de
analizar las medidas y ejecutar un diagn6stico de los equipos para fines de mantenimiento.
EI monitoreo y diagn6stico en linea de los equipos de potencia se puede ejecutar con la
logica del SAS. 0 este puede tener comunicaci6n con sistemas de monitoreo y diagnostico
basados en lED's independientes. EI SAS monitorea las condiciones de operaci6n de
transformadores e interruptores de potencia y presenta los datos para diagn6stico fuera de
linea. EI controlador de campo 0 el sistema de procesamiento de Nivel 2 generan y registran
alarmas con base en desviaciones apreciables de las condiciones de operacion monitoreadas.
En caso de que los transfonnadores e interruptores de la subestacion no dispongan de
IEO's dedicados a monitoreo y diagn6stico, el SAS con la debida instrumentaci6n puede
realizar las siguientes funciones de monitoreo:
10.10.2.7 Parametrizaei6n de proteeeiones yvlsualizaei6n de oscilografias
Oependiendo de las polfticas de manejo yde los criterios de operaci6n y mantenimiento
de la empresa de transmisi6n, a traves de las estaciones de operacion del Nivel 2 del SAS,
tarnbien es posible efectuar modificaciones en los parametres ajustados en los reles de
proteccion que se encuentren en la red del SAS y la visualizacion de las oscilograflas que
quedan registradas en estos equipos para analisis post-falla,
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SISTEMAS DECONTROL ~
437
A pesar de 10 provechosa que puede ser esia integracion para el analisis del sistema y
mantenimiento, algunas empresas prefieren mantener separadas las funciones de control y
proreccion. En estos casos, existen soluciones que implican sobrecostos del sistema pero que
permiten independizar la gestion de las protecciones de las funciones de control:
Aprovechando la red del SAS, algunos sistemas permiten instalar una estacion de gestion
de protecciones independiente de las estaciones de operacion en el Nivel 2 (Figura 10.7).
A traves de puertos adicionales en los reles de proteccion se puede integrar el sistema de
proteccion en una red independiente del SAS. Esta red puede estar conectada a una
estacion de gestion de protecciones local 0 a un dispositivo de cornunicaciones para
gestion desde un centro de analisis remoto. En la Figura 11.4 se ilustra un ejemplo de una
red de gestion de protcccioncs independiente del SAS.
En sistemas de control convencionales, en los cuales se han modemizado los reles de
proteccion con reles de tecnologia nurnerica, tambien es posible implementar esta solucion
para aprovechar las ventajas de acceso y supervision remota de estos equipos.
10.11 COMUNICACIONES EN LOS SAS
Cada nodo del SAS tiene los programas necesarios para el manejo de sus propias
cornunicaciones. Los protocolos permiten la transmision de toda la informacion con y entre
todos los niveles de confiabilidad y seguridad requeridos.
Gracias a las comunicaciones, se dispone de la informacion en la subestacion y en el
sistema de informacion remoto garantizando su transmision completa dcntro de las
prioridadcs y ticrnpos establccidos. Todas las fallns y crrores que sc presentan en las
comunicaciones se registran en las listas de eventos y alarrnas para su despliegue y
al maccnamicmo.
Los protocolos de cornunicacion del SAS soportnn el intercarnbio de datos sirnuluinco en
ticmpo real (con cl sistema de informacion remoto y la intcrfaz de opcracion local) y la
rccupcracion de datos que no scan de tiempo real, tales como rcgistros de falla procedcntcs de
los lED's. En los SAS. las transferencias de informacion no deben afectar el desempeiio de las
funciones de control y monitoreo del sistema.
10.11.1 Comunicaciones Nivel 0 - Nivel 1
Entre el Nivel 0 y el Nivel I se tiencn los siguientes tipos dc cornunicacion:
Cableado convencional entre los equipos de patio convencionales, servicios auxiliares y
los controladores,
Cornunicacion serial entre los lED's Y los controladores (reles de proteccion,
transductores numericos, contadores de energia, equipos de monitoreo, equipos de control
y supervision de equipos de patio modernos, etc.),
Para la comunicacion serial entre los lED's y los controladores se utilizan protocolos
propietarios de los diferentes fabricantes y protocolos abiertos como Modbus, Modbus Plus,
DNP 3.0 (protocolo de red distribuido),lEC 60870-5-101/102/103, UCA2.0 0 IEC 61850.
1
438. CApfTuLO 10
I
10.11.2 Comunicaciones Nivel 1 - Nivel 2
Esta corresponde a la comunicacion entre los controladores y los procesadores de Nivel 2,
estaciones de operaci6n y entre los equipos del Nivel 2, incluyendo el equipo de
comunicaciones hacia el sistema de informacion remoto.
En general, en los sistemas actuales, en la comunicaci6n entre el Nivel I y el Nivel 2 se
usan protocolos propietarios de los diferentes fabricantes y protocolos abicrtos como
ONP 3.0, Modbus Plus e IEC 870-5-10112/3. Para las comunicaciones entre el equipo de
Nivel2 tarnbien se utiliza TCPIIP sobre una LAN Ethernet.
Las comunicaciones entre los Niveles I y 2 son realizadas en fibra 6ptica para los equipos
que no se encuentran fisicamente en la misma sala, de 10 contrario en cable UTP 0 STP
categorfa 5. La red de datos puede ser tipo LAN (Ethernet. token ring. token bus) y
concentradores (comunicacion en estrella).
En un futuro se espera que las comunicaciones entre el Nivel I y el Nivel 2 y entre
equipos de Nivel 2 sean sobre la LAN Ethernet. Este protocolo debera eorresponder a los
perfiles de comunicaci6n de UCA 2.0 0 IEC 61850. ya que entre otras ventajas
[Schwar (2002)]. estos protocolos permiten integrar eualquier lED indepcndiente del
fabricante.
10.11.3 Comunicaciones Nivel2· Nivel3
Las eomunicaciones entre los Niveles 2 y 3 son a traves de las redes WAN (Wide Area
Networks). mediante gateways, servidores y/o routers usando protocolos propietarios, ONP
3.0. IEC 60870-5-101, IEC 60870-6-TASE.2 0 IEC 61850. EI medio de comunicaci6n es
microondas, fibra oprica, radio, satelite 0 redes telef6nieas
Los gateways, servidores y routers tienen conexi6n a la red local del SAS y a la WAN.
10.12 MODERNlZACI6N DE SISTEMAS DE CONTROL CONVENCIONALES CON
SISTEMAS SAS
Aprovechando las ventajas de los sistemas de controi basados en microprocesadores, en
los ultimos afios cada vez mas compai'iias han comenzado a modernizar total 0 parcialmente
sus antiguos sistemas de control convencional en sistemas automaticos de control. En vista de
que la rnayoria de las veces no es necesario modernizar todos los equipos de control y
proteccion de la instalaci6n, pueden efectuarse automatizaciones parciales que aprovechen los
equipos existentes perc que igualmente brinden las ventajas de un sistema completo de
control SAS.
A continuaci6n se prescntan los casos mas comunes de modernizaei6n de sistemas de
control convencionales:
10.12.1 Modernizacion de la Unldad Terminal Remota (UTR)
~cion6
Como
dnteriorrnente, ademas de efectuar las funciones tradicionales de
enlace y registro de eventos entre la subestaci6n y el centro de control remote, las unidades
tenninales remotas (UTR) han evolucionado a sistemas inteligentes, que han pennitido
incorporar en elias otras funciones tales como:
$ISTEMAS De CONTROl.
439
Prograrnacion de enclavamientos y automatismos para los equipos de alta tensi6n.
Facilidades de comunicaci6n e integraci6n mediante protocol os normalizados con
diferentes lED's para rninirnizar el cableado de control convencional.
Instalacion de IHM's de trabajo que facilitan y mejoran la operaci6n, visualizacion de
eventos y medidas de la subestacion, dejando el rnimico del sistema de control
convencional como sistema de respaldo.
En vista de que la modemizaci6n de la UTR aprovecha la informaci6n y el cableado que
posee la UTR existente (posicion de equipos, alarmas, medidas y comandos rernotos) se
minimiza la rnodificacion de los sistemas de proteccion y control convencional existentes y se
simplifica la instalacion.
10.12.2 Modernizaci6n del sistema de control convencional
Otra alternativa de modernizaci6n consiste en el reernplazo de los tableros de control
convencional (mimicos, anunciadores de alarmas e indicadores analogicos) por un sistema de
control coordinado, compuesto por estaciones de operaci6n, gateways y tableros con
controladores de campo y/o subestacion, en una arquitectura similar a la descrita en el
Numeral 10.5.2.
Esta alternativa obliga a una mayor interacci6n sobre los sistemas de control y proteccion
existentes, ya que requiere adecuar en muchos casos la sefializaci6n de los diferentes
dispositivos de la subestaci6n mediante la instalacion de elementos repetidores de alta
.velocidad tales como reles rapidos y optoacopladores,
Debido al costo de inversion, este tipo de modernizacion es aplicable cuando se tienen
problemas con el sistema de control convencional por el deterioro de los dispositivos de
control y/o el cableado y no es necesario modernizar el sistema de proteccion y registro de
fallas.
10.12.3 Modernizaci6n del sistema completo de protecci6n y control
convencional
Cuando es necesario modernizar el sistema de control convencional (Numeral 10.12.2),
pero igualmente es nccesario el reernplazo de los equipos de proteccion, puede contemplarse
la instalacion de un sistema completo de control de subestacion SAS, el cual trae consigo
todos los beneficios tratados en 10.7, justificando el costo de inversion.
Al igual que en la alternativa de rnodemizacion del sistema de control convencional, la
instalacion de un sistema SAS, requiere una gran interaccion con los sistemas de control y
proteccion existentes, Sin embargo, la instalacion del SAS es menos complicada, pues en
general, se hace mediante el reernplazo completo de los tableros de control y proteccion.
10.13 REQUERIMIENTOS
CONTROL
DEL
CABLEADO
PARA
LOS
SISTEMAS
DE
El cableado de los sistemas de control se puede clasificar en los siguientes tipos de
cables:
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:.... -""',d
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440" CAPf'nJLO 10
a)
Cables de baja tensi6n: son cables diseftados para lIevar la alimentaci6n a los diferentes
equipos de la subestacion en una tensi6n inferior a I ()()() V.
b)
Cables de control: son los cables utilizados para conducir niveles de corriente
relativamente bajos 0 para cambios de estado de operacion de los diferentes equipos de la
subestacion. Tarnbien se consideran dentro de esta categoria los cables para los circuitos
de corriente y tension de los transfonnadoces de instrumentacion, ya que estos son usados
para funciones de protecci6n y medida.
c)
Cables de instrumentacion: son los cables usados para transrnitir sefiales variables de
corrientc y tension de bajo nivel 0 para transmitir informacion codificada (digital). Se
consideran dentro de esta categoria los cables compuestos de pares trenzados para redes
dc sistemas supervisorios, para la conexi6n de tennocuplas y resistencias variables con la
temperatura.
d)
Cables de fibra 6ptica: son cables usados para transmitir informacion codificada (digital)
a alta velocidad con una alta inmunidad a la interferencia electromagnetica y con
capaeidad de transrnision a traves de largas distancias.
Los niveles celativamente bajos cequeridos para operar los sistemas modernos de control,
requieren un planeamiento detallado del cableado para evitar la interferencia electromagnetica
EMI. generalmente debida a corrientes de cortocircuito en el sistema de potencia, a campos de
alta frecuencia producidos por la operaci6n de los equipos del patio y a influencias por
descargas atmosfericas,
A continuaci6n se enumeran algunas cecomendaciones practicas que se deben tener en
cuenta para el disefio del cableado:
El mejor metodo para reducir la interferencia en los circuitos de control, instrumentacion
y comunicaciones es utilizar cables apantallados. La pantalla debe tener baja resistencia,
menor de unos pocos ohm/km.
Apantallarniento adecuado de cables que estan cerca de equipos de alta tension,
especialmente los de transfonnadoces de instrurnentacion.
Puesta a tierra del apantallamiento en ambos extremos de los cables de control.
Puesta a tierra del apantallamiento en un solo extreme de los cables de instrumentacion.
El sistema de puesta a tierra para las pantallas de los cables debe tener la menor
impedancia posible.
Instalar cables apantallados tan juntos como sea posible para obtener mutuo beneficio del
apantallamiento..
Utilizar cables en configuracion de conductores trenzados y pantalla para el cableado de
instrumentacion y comunicaciones de voz.
Utilizar conversores electro-opticos y cables de fibra optica para transmitir informacion
codificada a traves de areas con alta influencia electromagnetica (ej. patio de la
subestaci6n 0 cedes de supervision entre casetas de control).
Preyer el tendido de cables desnudos de tierra en los carcamos, puestos a tierra en ambos
extremes y, si es posible, en algunos puntos a 10 largo de su recorrido.
La malla de tierra nunca debe ser utilizada como retorno de ningun circuito,
------
-~~------~
SISTEMAS DECONTROL I: 441
Separar circuitos de diferentes niveles de tension 0 seiial en cables multiconductores
separados. No se deben Ilevar por el mismo multiconductor: conductores de corriente con
conductores de tensi6n, conductores de corriente altema con corriente continua, ni
conductores 0 circuitos de baja frecuencia, con alta frecuencia
Todos los conductores de un circuito deben ir en el mismo cable multiconductor. Se debe
evitar que un circuito con diferentes conductores vaya por diferentes multiconductores.
Para los circuitos de proteccion y medida, el neutro se pone a tierra en un solo punto y en
donde se conforrna la estrella, tal como se i1ustraen la Figura 10.11.
Cuando se requieran sumatorias de corriente, como es el caso de reles difcrenciales de
alta impedancia (Capitulo 11), la puesta a tierra de los transforrnadores de corriente se
efecnia unicamente en el punto en donde se efecnia la sumatoria, la cual norrnalmente es
en los gabinetes de control y protecci6n y no en los transforrnadores de corriente.
Cuando se tienen dos interruptores por circuito y, por 10 tanto. dos transformadores de
corriente, la puesta a tierra del neutro de los secundarios se debe efectuar en el punto de
sumatoria de corrientes, tal como se ilustra en la Figura 10.12.
Evitar que se diseiien en paralelo las rutas de los carcamos de cables de cont~ el
tendido de los cables de alta tension 0 las rutas de los carcarnos con cables .de media y
alta tension.
Evitar posibles interferencias por el uso de fuentes de tension comunes.
Es preferible utilizar una configuracion radial en lugar del anillo para los circuitos
auxiliares de distribucion de corriente continua.
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agrupamiento
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Aequipos
de medida y
protecci6n
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Figura 10.11- Ejemplo de puestll a tierra del sec;undario de trllnsformador de c;orrlente
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442. CAPfruLO 10
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111
Figura 10.12 - EJemplo de puesta a tierra de secundarfos de transformadores de comente para
suburaclone. de do. Interruprore. par salida
SISTEMAS DECONTROL.443
10.14 NORMAS Y PROYECTOS DE INVESTIGACI6N Y DESARROLLO
10.14.1 Normas
Las nonnas y recomendaciones intemacionales relacionadas con los sistemas de control
de subestaciones corresponden basicamente a las pubJicadas por los siguientes comites e
institutos intemacionales:
IEC, International Electrotechnical Commission
IEEE, Institute ofElectrical and Electronics Engineers
EPRI, Electric Power Research Institute
CIGRE, International Council on Large Electric Systems
Debe ser una practica cormin que el diseiio, fabricacion, prueba y funcionamiento de los
equipos y el softi....are de los SAS cumplan con las ultimas nonnas aplicables, asociados con
las caracteristicas y operaci6n de estos sistemas y equipos usados; en el siguiente listado se
presentan las nonnas aplicables validas a la fecha de edici6n del presente texto.
IEC 60068 Environmental testing
lEC 60478 Stabilized power supplies. d.c. output
lEC 60617 Graphical symbols for diagrams
IEC 60688 Electrical measuring transducers for converting a.c. electrical quantities to
analogue or digital signals
lEC 60721-3 Classification of environmental conditions - Part 3: Classification of
environmental parameters and their severities
IEC 60793 Optical fibres
lEC 60794 Opticalfibre cables
IEC 60847 Characteristics oflocal area networks (LAN)
lEC 60870-2 Telecontrol equipment and systems - Part 2: Operating conditions lEC
60870-5 Telecontrol equipment and systems - Part 5: transmission protocols
lEC 60870-6 Telecontrol equipment and systems - Part 6: Telecontrol protocols
compatible with ISO standards and ITU-T recomendations
IEC 60874 Connectors for opticalfibres and cables
lEC 61073 Mechanical splices and fusion splice protectors for optical fibres and cables
IEC 61131 Programmable controllers
IEC 61204 Low-voltage power supplies. d.c. output
IEC 61850 Communication networks and systems in substations
ISOIIEC Joint Technical Committee I:
interconnection
"Information technology" Open system
ISOIIEC 8802 Information technology - Telecommunications and information exchange
between systems -local area networks
IEEE Std C37.1/EEE Standard Definition. Specification and Analysis ofSystems
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444 • CAl'tnJLo 10
IEEE TR1550 (UCA 2.0) EPRIlUCA Utility Communications Architecture version 2.0.
Adicionalmente se utilizan las recomendaciones de P~Yectos de normalizacion de
sistemas de automatizacion de subestaciones, especificamen aquellos proyectos liderados
por EPRI, el Comite tecnico TC 57 (Power system control an associated communications)
de lEe en sus Grupos de Trabajo WG 10, II, 12 (Communicatt ns standards for substations).
10.14.2 Protocolos IEC 60870
Los protocolos de comunicaci6n son las reglas que gObi~an la comunicacion entre los
diferentes componentes dentro de un sistema de computadores istribuidos.
Actualrnente, IEC 60870 ha normalizado las siguientes fa 'lias de protocolos:
La serie 60870-5
La serle 60870-6
La aplieabilidad de eual familia utilizar depende del tipo de red de comunicacion
utilizada por el sistema de telecontrol y de los requerirnientos para disponibilidad,
confiabilidad, mantenibilidad, precision, integridad de los datos y tiempo de transmision,
La serie IEC 60870-5 se ha concebido para sistemas que requieren cortos tiempos de
rcaccion en canales de cornunicacion con reducido ancho de banda, de fuertes condiciones
ambientales de interferencia electromagnetica y restringido a configuraciones multiple punto ­
punto, multi punto - estrella, multi punto - linea cornpartida y multi punto - anillo.
EI empleo de la arquitectura Enhanced Performance Architecture -EPA- que eomprende
tres niveles del modelo ISO OSI, flsico, enlace y aplicacion,
La serle IEC 60870-6 se refiere a los protocolos de telecontrol compatibles con la ISO y
la lTU-T y especifican una serie de Telecontrol Application Service Elements -TASE.n-, el
cual reune un conjunto de perfiles funcionales necesarios para telecontrol, automatizaci6n y
administracion de sistemas de potencia.
A pesar de ser ampliamente utilizados, en un futuro la tendencia para los nuevos sistemas
de control SAS estara basada bajo la infraestructura de comunicaciones de la IEC 61850,
descrita a continuacion.
10.14.3 Proyecto UCA de la EPRI y la nonnalizaclon IEC 61850
Durante muchos anos se ha buscado definir una infraestructura de comunicaciones para
sistemas SAS que permita una integracion transparente de los lED's con los dispositivos de
nivel superior, una infraestructura que sea independiente del suministrador y que permita que
dispositivos de multiples fabrlcantes puedan trabajar juntos.
Los primeros esfuerzos se dieron a comienzos de la decada de 1990, cuando el EPRI
(Electric Power Research Institutey 1anz6 un concepto conocido como arquitectura de
comunicaeiones para compaiUas de servicios publicos 0 UCA (Utility Comunications
Architecture), cuyo fin era identificar una serle de protocolos de comunicaciones existentes
que pudieran ser facilmente mezclados e igualados para las comunicaciones entre centros de
control y entre subestaciones y centros de control. Este proyecto culmino en la especificacion
del protocolo ICCP, para el intercambio de informacion en tiempo real entre bases de datos,
protocolo que luego fue adoptado por la IEC como IEC 60870-6-TASE.2 (Numeral 10.14.2).
...;:
SISTEMAS DECONTROL
a 445
En 1994, EPRI e IEEE comenzaron a trabajar en la siguiente fase de UCA, Hamada
UCA 2.0, cuyo prop6sito era definir un protocolo para la comunicacion entre los diferentes
dispositivos lED's conectados a la red de estaci6n. Parale1amente, en 1996, el Comite Tecnico
57 de la IEC comenz6 a trabajar en la normalizaci6n lEC 61850, cuyo prop6sito era el mismo
en el que ya trabajaba UCA 2.0.
Es asf como en 1997 los dos grupos de trabajo se ponen de acuerdo para tra~untos
en la definici6n de una nonnalizaci6n internacional que pudiera combinar el trabajo de ambos.
Los resultados de esta armonizaci6n son UCA 2.0, publicado en 1999 por la IEEE en el
documento tecnico TRI550 [IEEE TRI550 (1999)], y la normalizaci6n IEC 61850
"Comunication networks and systems in substation" [IEC 61850 (2003)].
A la fecha de elaboraci6n del presente texto, la nonnalizaci6n IEC 61850 no ha sido
publicada en su totalidad. Se espera que para el futuro se imponga la infraestructura de
comunicaciones de los sistemas SAS basada en esta nonnalizaci6n. Sin embargo, deberan
pasar varios anos antes de que los precios de estos sistemas bajen y que los diferentes
fabricantes produzcan, normalicen y efecnien pruebas exhaustivas de funcionamiento de todas
sus lED's en combinacion con lED's de otros fabricantes.
Aunque presentan diferencias en terminologla, la IEC 61850 contiene casi toda la
especificacion UCA 2.0 e incorpora funciones adicionales, como se indica mas adelante.
La Figura 10.13 ilustra como fue incorporada la cspecificaci6n UCA 2.0 en la
normalizacion IEC 61850.
La arquitectura tipica de un sistema de automatizacion de subestacion SAS bajo la
norrnalizacion IEC 61850 corresponde a la misma presentada en la Figura 10.7, con las
siguientes caracterfsticas:
La solucion para los perfiles de las comunicaciones en subestaciones se basa en norm as
existentes, las cuales incluyen especificaciones de elaboracion de mensajes
(Manufacturing Messaging Specification - MMS), como cl servicio de mensajes en la
aplicaci6n de niveles, y Ethernet como vinculo de datos y niveles fisicos dado su dominio
del mercado, abundancia y bajo costo de los dispositivos 0 hardware de comunicacion,
MMS es una norma ISO 9506 (2003) usada para la definicion del lenguaje, servicios y
semantica en IEC 61850, pretendiendo eliminar al maximo la necesidad de utilizar
gateways y alcanzar la maxima interconectividad con los lEO's al mfnimo costo.
Introduccion de la red de proceso [IEC 61850-9-1 (2003)], la cual es una alternativa que
reemplaza por una red de comunicaciones el cableado convencional entre equipos de
patio y los lED's de campo (Figura 10.7).
La red de proceso involucra equipos de maniobra manejados a traves de lED's en sus
gabinetes de mando y el uso de transformadores de instrumentacion inteligentes, tales
como transformadores de corriente y tension electronicos [lbero y Nogueiras (2000)]. no
convencionales (Numeral 8.8, Capitulo 8) 0 bobinas de Rogowski [Kojovic, Bishop y
Skendzic (2003)], que esten en capacidad de transmitir los datos sobre la red de proceso,
para uso de los lED's de control, proteccion y rnedida.
Comunicaciones cliente - servidor y punto a punto (peer-to-peer) a traves del
intercambio de mensajes GOOSE (Generic Object Orientated System-wide Events) entre
lEO's, que permite reemplazar la logica cableada para coordinacion entre estos
dispositivos (posiciones de equipos, alarmas, disparos y basta funciones de protecci6n
·"
446 • CAPfTuLo 10
como arranques de recierre, bloqueos, arranques falla interrupter, etc.) por
comunicaciones a traves de la red de estaci6n y la red de proceso (esta ultima en el caso
de una arquiteetura basada en lEC 61850-9). Una vezdetectado un evento, los lED's
envian una multiple transrnision para notificar del evento a los lED's que tienen
,(egistrados para recibir la informacion.
Introducci6n de modelos de objetos (UCA) 0 nodos 16gicos (lEC) que definen fonnatos
de datos comunes, identificadores y controles para lED's. Como cada fabricante de lED's
tiene su propio programa de configuracion, para la comunicacion a traves del protocolo
lEC 61850, cada lED debe poseer una archivo descriptive en fonnato XML (Extensive
Markup Language) el cual poscc muchas de las mismas caractcristicas del formate
HTML de paginas web, pero con el importante distintivo de que no solo presenta los
. datos almacenados en el lED, sino que tambien provee instrucciones de como los datos
den~deben ser interpretados.
--_ ­
GOMSFE
Modelos de objelos genericos para
subestaciones y equipos de aJimentaci6n
....
and teeder ..uipmenI
[ ( - Nodo I09::'palible y
objetos de datos
Modelos de dispositivos
e--IogI<oI ....._ - _
o..tco_
I
Oeflniciones de clases
comunes
-
I
I
I
Conwnan ... duMa and allributel
1,'----'
Interfaz de servicios de
comunicaciones abstraClas
8IIIndarddata ~ . . . <D'IIII'IOn
( Parte
7-4
J
[ Parte
7-3
J
( Parte
7-2
J
( Parte
8-1
J
I
Clases de datos comunes y
atribulos
l.-,....­
cc.wnon ca. ~1Ione
llpOS de detos es,,"dar y
componentes comunes
r-
AbIIr8CI cammunlcatIon W'Wiee intlItf.:.
(ACSII
e-_-­ n
Modelo de servicio de
aplicacione5 comunes
(CASM)
UCA 2.0
C-
-"
Oirecclonamiento para MMS
" ' - ......5
e-_
Niveles bajos
I
818SO-x-y
Figura 10.13 -lncorporacl6n de UCA 2.0 en la IEC 61850
La nonnalizaci6n lEC 61850 incorpora principalmente las siguientes funciones
adicionales a la especificacion UCA 2.0:
Mensajes GOOSE expandidos
Oiferente modelo de control
SISTEMAS OfCDtlTROL
<l
447
Introduccion de Ia red de proeeso
Definicion de la prueba de eonformidad
Definicion de requerimientos generales de los dispositivos
Definicion de requerimientos de comunicaciones
Lenguaje de ingenieria basado en XML.
Es importante anotar que, aunque el proposito principal de la normalizacion IEC 6) 850 es
la comunicacion al interior de la subestacion, tarnbicn es aplicable a otros niveles de
comunicaci6n tales como:
Intercambio de informacion entre subestaciones
Intercambio de informacion entre subestaciones y centros de control
Intercarnbio de informacion entre plantas de generacion y centros de control
Intercarnbio de informaci6n entre equipos distribuidos de automatizacion
Intercarnbio de informacion para medida,
10.14.4 CIGRE
En la norrnalizacion de los sistemas de comurucacion para sistemas de potcncia.
extractada del comite 35 de la CIGRE. sobresalen los requcrimientos SCADA rradicionnlcs.
Basicamente, los requerimientos para el despacho y control remote de carga estableccn
. tradicionalrnente los siguientes aspectos:
Teleindicaci6n
Telemedida y teleconteo
Telecornandos
Comandos de preajuste
0
set point
Sincronizacion de sefiales.
Los requerimientos de comunicaci6n para sistemas SCADA son expresados en tcrminos
de la confiabilidad y el retardo en la transmision de informacion.
Para asegurar los requerirnientos de confiabilidad de la comunicacion se cmplcan
medidas como: codigos redundantes de transmision, sistemas de deteccion de errores de alto
dcsernpefio y retransrnision automatica sobre la detcccion de un error de informacion.
Los retardos de transmisi6n dependen de la irnportancia de la informacion para
telecontrol, estos retardos de transmision para un cambio de un estado son especificados
generalrnente entre 1 s y 5 s, dependiendo de la aplicacion,
La seguridad del telecontrol es determinada por los protocol os utilizados para dctectar
crrores y asegurar la integridad de los datos. Los protocolos para telecontrol son usual mente
protocolos de bajo nivel que utili zan formatos de trama especificos para transferencia de
datos.
EI usn de computadores para la supervision y control de las redes de potencia ha dado un
gran incremento de las necesidades y requerimientos de las redes de cornunicacioncs debido al
-
,
-=-'-=-'"j -.---,,-~';;;~fl
;;-~ ",~,!-.
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448 • CAPITulO 10
incremento en las necesidades de transferencia de infonnaci6n como archives de datos y bases
de datos, programas y datos de prueba.
La naturaleza de las redes de telecomunicaci6n utilizadas para telecontrol tambien esta
cambiando, debido a que se requiere una mayor transferencia de datos para la comunicaci6n
con las UTR.
En general, es necesario, para los sistemas de telecontrol, que las redes sean compatibles
con el modelo ISO OSI, para as! suministrar una transferencia de datos transparente, confiable
y cficiente para estas aplicaciones.
':","if"::-_;A,.'~
Capitulo 111
SISTEMAS DE PROTECCION
!l"
11.1 INTRODUCCI6N
En este Capitulo se presenta una guia para la aplicaci6n de sistemas de prote~i
subestaciones de alta y exira alta tensi6n. Todo el analisis sera rcalizado bajo puntos de vista
tecnicos y a la vez mencionando aspectos ccon6micos que actualmente deben considerarse
en mercados abiertos a la Iibre competencia.
Los esquemas de protecci6n pueden variar de sistema a sistema, de acuerdo con los
niveles de tensi6n, importancia de la instalacion y practicas de Ja ernpresa de transmision.
Los esquemas y criterios de aplicaci6n que se exponen son recomendaciones basadas en
publicaciones intemacionales de la ClORE (1987 Y 1999) Y en la experiencia obtenidu a
traves de la especificaci6n, compra, puesta en servicio y estudios de operaci6n en sistemas
'de 230 kV Y500 kV.
Los sistemas de protecci6n se clasifican de acuerdo con el equipo principal que
protegen: transformadores de potencia, reactorcs, condensadorcs, barrajes y lincas.
Por tratarse de aplicaciones practicas, no se describini en detulle el funcionamicnto y
estructura interna de los reles de protecci6n [Ramirez (1987), Westinghouse (1976) Y GEe
(1987»).
11.2 DEFINICIONES
Confiabilidad: probabilidad de no tener disparo incorrecto.
Fiabilidad: probabilidad de no tener omisi6n de disparo.
Seguridad: probabilidad de no tener una operaci6n indcseada. La seguridad tiende a ser
afin con la estabilidad y la selectividad pero compromete la fiabilidad.
11.3 CONCEPTOS GENERALES
11.3.1 Funci6n principal
EI objetivo de un sistema de proteccion, consiste en reducir la influencia de una falla en
el sistema, hasta tal punto que no se afecte su funcionamiento 0 se produzcan daiios
relativarnente imponantes en el, ni tampoco ponga en peligro seres humanos 0 animales.
._----_._-~-----
-------
•
450 • CAPfnJLO 11
Esto 5610 se puede conseguir cubriendo de una manera ininterrumpida los sistemas de
potencia mediante el uso de esquemas de protecci6n y reles que hayan sido disefiados con la
atenci6n requerida, de tal forma que se remueva del servicio algun elemento del sistema
cuando sufre un cortocircuito 0 cuando empieza a operar de manera anormal. Las
protecciones trabajan en asocio con los interruptores los cuales desconectan el equipo luego
de la "orden" del rele. Por esto, frecuentemente se involucra el interruptor como parte del
sistema de protecciones.
Otra funcion importante de los sistemas de proteccion consiste en proveer la mayor
informacion posible sobre el evento: fecha y hora (frecuentemente con precision de ± I ms),
localizacion, tipo de falla, variables involucradas y su magnitud, y tiempos de operacion de
los mismos reles y de los interruptores. Su importancia radica en aportar los datos para
estimar las causas, si existi6 la falla 0 se trata de un disparo erroneo, si es temporal 0
definitiva ysi se reconecta 0 no el equipo desconectado antes de hacer mas pruebas.
11.3.2 Fallas
Un evento no planeado puede ocurrir en cualquier sistema de potencia. ES imposible
1
disefiar econ6micamente un sistema libre de fallas. Las principales causas de las fallas varian
de sistema a sistema y entre niveles de tension.
11.3.2.1
Fallas propias al sistema de potencia
qUf
Son fallas que involucran un equipo primario (transformador, linea, etc.) y
requieren
su desconexion, ya que tienen asociada una condicion anormal como una sobrecorriente,
sobre 0 baja tension 0 frecuencia.
Doble
A campo travteea
Figura 11.1- Fallas proplas al sistema de patencia
SISTEMAS DE PROTECaON •
45 1
Las mas comunes se suelen clasificar, como se rnuestra en la Figura 11.1, en:
a)
Fallas en paralelo
(Figura 11.2).
0
derivacion: corrninmente un cortocircuito a tierra
0
entre fuses
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(
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Figura 11.2 - Falla en derivaci6n
b)
FalJas en serie: apertura de la conexion, polo abierto de un interruptor
conductor de fase (Figura 11.3),
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0
ruptura de
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Figura 11.3 - Falla en serie
c)
Combinacion de fallas serie - paralelo. Si una falla tipo derivacion ocurre en difcrcmes
puntos de la red, la condicion cornbinada se llama falla a campo traviesa (cross COIIII/I)'
faulti. Si ocurren varios disparos 0 fallas y recierres secuenciales como consecuencia de
una causa inicial unica, se asocian designandolos como una sola perturbacion.
Algunas estadisticas intemacionales en paises con niveles ceniunicos moderados,
indican que para sistemas de potencia:
~~~lWf'l
::~.,.,~
452. CAPtnn.o 11
Mas del 75% de las fallas son en las lineas y cables
Menos del 15% ocurren en transfonnadores de potencia y reactores en derivaci6n
Las fallas en barras pueden aparecer hasta en un 7%
Mas de un 3% se puede asociar a condensadores serie 0 en derivacion,
Una distribucion tipica de fallas tipo derivaci6n en un sistema de alta tension puede ser
como siguc:
Fallas monofasicas, 72% generalmente causadas por rayos
Fallas bifasicas, 22% muy comunes en zonas contaminadas
Fallas trifasicas, 6% aparecen entre otras con el uso de equipos trifasicos.
En extra alta tension (EAT), especialmente en este ultimo sistema, las fail las trifasicas
practicarnente no existen.
11.3.2.2
Fallas ajenas al sistema de potencla
Son disparos no deseados y que ocurren en ausencia de una falla propia del sistema de
potencia, es decir, que antes del disparo no habra condiciones anorrnales de corriente,
tension, etc. Sus causas principales son fallas en el cableado 0 en los element0f secundarios
(reles, Indicadores, etc.), ajustes indebidos 0 errores humanos.
Se asocian mas fallas de estc tipo a los transforrnadores de potencia y a los reactores que
a las lfneas, debido a que las protecciones mecanicas operan algunas veces aun sin existir
falla real en el equipo.
11.3.2.3
Causas y responsabilidad ante las lallas
En los mercados abiertos de transmisi6n y generaci6n es cada vez mas preocupante la
rcsponsabilidad ante las fallas que aparecen en las instalaciones, sobre todo las que causan
interrupciones e indisponibilidades mayores de tres minutos y por esto resulta importante
establecer la raiz de una falla. Bajo el punto de vista de responsabilidad se pueden clasificar
asi:
Fallas 0 perturbaciones esperadas: las causadas por la naturaleza como las descargas
atmosfericas 0 ciertos tipos de anirnales en lineas de transmision; sobrecargas y
sobretensiones con magnitudes y duraciones no superiores a los valores asignados de los
equipos. Contra estas no seria rentable protegerse al 100% Yse.puede convivir con algiin
riesgo. Por ejemplo, se acostumbra diseiiar las lineas contra rayos con un pararnetro de 3
salidas por 100 km por aiio. No se esperan dailos en las instalaciones gracias a la
adecuada operacion de los sistemas de proteeci6n y control y a la adecuada seleccion de
los equipos.
Fallas impredecibles: aqui se pueden considerar los movimientos tehiricos de gran
magnitud que superan las directrices de los c6digos para diseilo sismo resistente; rayos
con magnitudes de corrientes superiores a 200 ItA en las vecindades de las ilnstalaciones;
vientos anorrna1es, avalanchas e inundaciones; exagerada contaminaci6n ambiental;
atentados, etc. Algunas de estas falIas pueden causar dailos irreparables en los equipos.
Normalmente sus consecuencias se dejan al amparo de las compafiias de seguros,
SISTEMAS DEPROTECaON f!
453
Fallas originadas por el disefio: equipos 0 instalaciones mal seleccionados, ausencia de
pararrayos 0 insuficientes sistemas de proteccion, de puesta a tierra 0 de
apantallarniento. EI propietario debe prevenirlas aplicando adecuadamente las norrnas
intemacionales y realizando interventorias de diseiio.
Fallas originadas en la fabricacion 0 transporte: par el uso de materiales de mala calidad,
o su mal manejo, ambientes inadecuados, insuficiencias en el control de calidad 0
defectos de diseiio. Norrnalmente se detectan con las pruebas tipo, de rutina y de puesta
en servicio. Generalmente eJ fabricante ofrece garantias desde I a 5 aiios segun
requerimientos del cIiente.
Fallas causadas por la construccion y el montaje: las mas comunes aparecen con el uso
inadecuado de herramientas, conectores, cables y con el maltrato a los equipos; sin
embargo, son Jas mas notorias y norrnalmente se detectan con las pruebas de puesta en
servicio y de post-energizacion. Se busca evitarlas con las interventorias de construccion
y montaje.
Fallas en la operacion 0 en el mantenirniento predictivo: ocurren aJ permitir sobrccargas
o sobretensiones excesivamente prolongadas 0 rcpctitivas: se minimiza su riesgo con un
sistema de protecciones debidamente seleccionado y ajustado: sin embargo, si las
exigencias son frecuentes, el envejecimiento de los equipos se acelera. Por esto son
imponantes los mantenimientos predictivos que permitan conocer la evolucion de los
equipos.
FaJlas en el mantenimiento preventive: ocasionadas durante la conservacion y
sostenimiento en instalaciones convencionales con altos grados de contaminacion
ambiental 0 en zonas con vegetacion.
Disparos indeseados causados por los errores humanos,
Para poder explicar una u otra causa se vuclve cuda vez mas importante rcalizar una
udecuada gestion de la informacion de todos los equipos desde su diseiio hasta su
mantcnimiento (hoja de vida).
Por 10 anterior, tiene especial relevancia el uso de sistemas de gestion de protecciones,
con funciones de consulta remota, registros de eventos (cuando se apagaron y reiniciaron los
reles, cuando se intervienen sus ajustes, etc.), registros de fallas (disparos y alarmas) y
osciloperturbograffa (ondas de corriente y tension durante eventos de falla, al rnenos con
ocho muestras par cicIo). Toda la gestion de la informacion se facilita cuando se
interconectan los reles en redes de comunicacion serial y se enlazan a un centro de gestion
remoto (Figura 11.4).
11.3.3 Sistemas absolutamente 0 relatlvamente selectlvos
Los sistemas de proteccion normal mente se dividen en dos grupos con respecto a su
funcion principal. Uno es Hamado protecci6n absolutamente selectiva (proteccion de
unidad) cuyo alcance de proteccion esta claramente limitado a un equipo; el otro es
conocido como protecci6n relativumente selectiva (proteccion escalonada) donde se
protegen dos 0 mas elementos. La diferencia entre estos dos principios es ilustrada en la
Figura 11.5.
f
I
454 • CApfnlLO 11
+Al
+A2
+A3'
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II
II
L _~e~~.-.J L __Ii~ea
Gabinele de
proteccion
Gabinele de
prolecci6n
L _~~a~ _-.J
Gabinete de
prolecci6n
L3
I,
I,
I
Cliesli6n local
.~
FIgura 11.4 - Red de gestl6n de protecclones
511
.r;..
(I~
Il--==.J
Cubre fallas
;nlemas
Cubre 'alias
intemaay
externas con
diferentes
Nocubre
faIJas
extemas
liempos
~
a) Absoluto
b) Relativo
Figura 11.5 - SIstemas absolutos y re/aUvos de proteccl6n
':,"~:H;.
SISTEMAS DE PROTECClON •
455
11.3.4 Requerimientos de protecci6n
11.3.4.1
Estabilidad del sistema de potencia y velocidad de aclaracl6n de fallas
Normalmente los sistemas estan diseiiados de tal forma que una 0 varias lineas de
transmisi6n puedan perderse sin que oeurra ningun apag6n importante, siempre y euando se
deseoneete el elemento fallado en un tiempo oportuno; de 10 contrario, el desbalanee de
energia se haee tan pronunciado en los generadores que se haee imposible reeuperar su
sineronismo, 10 que equivale a perdida de la estabilidad y, dependiendo del sistema, puede
eausar un apagon extensivo.
Por 10 tanto, las exigencias mayores en euanto a selectividad y rapidez de disparo se
refieren a fallas cereanas a los centros de generacion,
Los tiempos mlnirnos requeridos para la aclaraci6n de fallas por razones de estabilidad
pueden estar entre 120 ms y 400 ms. Tiempos iguales 0 rnenores de 100 ms se logran
facilrnente en alta y extra alta tension considerando: interruptores de 40 ms (2,5 ciclos),
protecciones de 40 ms y tiempos de envio y recibo de las seiiales de teleproteccion hasta de
20 ms.
La altemativa a los disparos rapidos por requerimientos de estabilidad es la de eonstruir
lineas de transmision adieionaJes. Esto es mucho mas costoso que tener un sistema de
proteccion complcto y adecuado, especial men te si existen restricciones de servidumbre (en
are as urbanas) 0 de irnpacto arnbiental para la construccion de nuevas lineas,
En el pasado, las protecciones mas veloces, con tiempos de operacion menores de
15 rns, comprometian su seleetividad y disparaban innecesariamente bajo ciertas fullas: con
los reles numericos la selectividad ha mejorado aunque no siempre los ticmpos estan por
debajo de 40 ms: sin embargo, en la gran rnayorfu de los casos no importa ya que siguen
cumpliendo con los requerimientos desde el punto de vista de estabilidad,
11.3.4.2
Seguridad, selectividad yestabilidad
Se entiende por seguridad de la protcccion la probabilidad de no tener un disparo
indeseado.
Un disparo indcscado puede oeurrir esponuinearnente, por ejemplo si un componcme del
sistema de proteccion Falla 0 existe un mal ajuste. Normalmente un buen sistema de
transmision debe ser capaz de soportar al menos un disparo indeseado.
Es aun mas severo un disparo indeseado en una linea adyacente a la linea fallada. Esta
condicion es denominada disparo no selective. Es muy importante que el sistema de
proteccion opere selectivarnente. Esto significa que solamente la parte fallada debe ser
desconectada y la parte sana debe permanecer en operacion,
EI concepto de estabilidad de los sistemas de proteccion, frecuentemente usado en
protecciones diferenciales, se aplica para indicar que la proteccion no debe disparar cuando
ocurre una falla externa, 0 sea fuera de su zona de proteccion.
11.3.4.3
Fiabilidad
Se entiende por fiabilidad de la proteccion la probabilidad de no tener una ornision de
disparo. La peor de las operaciones incorrectas es normal mente la falla u omision de
disparo durante un cortocircuito, 10 cual puede ser debido a una falla en el sistema de
'i~
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r-f;~-,¥~t
h.e
-v ­
~~.;.
456. CApfTuLO 11
protecci6n 0 del interrupter y usualmente lleva a problemas de estabilidad y apagones.
Seguramente el dana en los equipos sera de consideracion por 10 prolongado de la
permanencia de la falla, por 10 cual es normal que se tornen las medidas adecuadas para
evitarlo (Figura 11.6).
Alta flabilidad Y alta seguridad signilican alta confiabilidad
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:
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.
Incremento de fiabilidad
1
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-CpI
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I
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~
Incremento de seguridad
1
-0------­
,-'-,
I
-:,y-~.
Figura 11.6 - Re/aci6n entre opelilci6n incorrecta y confiabilidad
11.3.4.4
Confiabllidad
Se entiende por confiabilidad de la proteccion la probabilidad de que sea segura y
fiable; es decir, la probabilidad de no tener una operaci6n incorrecta, Generalmente hay un
compromiso entre la seguridad y la fiabilidad: el mimero de disparos indeseados se
incrementa con aumentos de fiabilidad y el mimero de omisiones de disparo se incrementa
cuando aumenta la seguridad (Figura 11..6).
Las operaciones incorrectas coml1nmente se pueden dividir en espontaneas (fallas de
hardware) 0 principales (fallas de software). La primera es producida normalrnente por dafio
en una componente, mientras que la segunda es producida por una falla de planeamiento,
disei'lo (selecci6n) 0 aplicaci6n (ajustes) y usualmente no se puede descubrir facilmente con
pruebas convencionales de mantenimiento. Aqui ayudan las pruebas basadas en
simulaciones digitales.
51snHAS DE PROTECCON.
11.3.4.5
457
Relaci6n entre el sistema de potencia y las protecciones
La filosofia utilizada para el despeje de fallas varia segun la forma en la cual el sistema
de potencia es planeado y disenado y segun el equipo de potencia. Los sistemas de potencia
pueden, desde el punto de vista de confiabilidad, ser c1asificados en redes con y sin
redundancia.
En una red redundante 0 enmallada, un solo enlace puede ser abierto durante condiciones
normales de operaci6n sin consecuencias para el usuario. Esto significa que durante
operaci6n normal, la seguridad es de menor interes en una red redundante. Una repentina
operaci6n incorrecta e instantanea por un disparo indeseado de la protecci6n no tiene
normalmente consecuencias severas.
Sin embargo, durante condiciones de falla en un sistema redundante, un disparo
indeseado de un enlace no fallado (no - selectividad) ocasionara la perdida de dos enlaces, eJ
no faJlado y el fallado, 10 que podra causar la falla del sistema. La probabilidad de disparos
incorrectos es mas alta durante condiciones de faJla del sistema que durante condiciones
normales. Por esta razon, la red debe tener un cierto grado de redundancia que permita la
perdida sirnultanea de dos enlaces. Este grado de redundancia en la mayoria de los casos no
es disponible durante condiciones de picos de carga, sino dnicemente con cargas medias 0
bajas.
En redes enmalladas la fiabilidad en la funcion de despeje de fallas debe, por 10 tanto,
ser alta y tener una prioridad mayor que la seguridad.
En una red radial, una omisi6n de disparo para despejar una falla no ocasionara
normalmente consecuencias desastrosas ni averias en la operacion total de la red, gracias a
las funciones de respaldo para despejar fallas y a que con la falla inicial ya de todas formas
se ha interrumpido la interconexion 0 enlace. Un disparo indeseado causara interrupcion al
usuario, tanto en operacion normal como en condiciones de falla del sistema. Un disparo
indeseado puede ocasionar perdidas de generaci6n, pero esto es de menor importancia para
la operacion de la red siempre y cuando se cuente con generaci6n de reserva.
Generalmente, las redes radiales no tienen redundancia 0 tienen una redundancia muy
baja para la perdida de Ifneas y transformadores y una redundancia alta por perdidas de
generacion. Por 10 tanto, para proteccion de !ineas y transformadores en redes radiales, la
seguridad no debe ser despreciada. La fiabilidad obviamente debe ser alta, pero no debe ser
favorecida a expensas de la seguridad. La fiabilidad y la seguridad deben ser balanceadas en
una red radial y en redes sin 0 con un bajo grado de redundancia.
En barrajes no redundantes, el disparo de una barra, bien sea indeseado 0 por una falla
en la barra, resuIta en una separaci6n de todos los enlaces conectados a la barra. Tal disparo
ocasionara un "hueco" en la red y un fuerte disturbio de operacion, Las fallas en barras
siempre pueden ser ac1aradas mediante funciones de respaldo. Aqui, la fiabilidad tiene
menor prioridad que la seguridad.
Los arreglos de doble interruptor 0 de interrupter y medio son redundantes por poseer
dos barrajes. EI beneficio de los barrajes redundantes depende enteramente de la fiabilidad
de despejar fallas en los barrajes; aqui, la fiabilidad debe ser alta. Por otro lado, si solo hay
un barraje redundante, disparos indeseados del barraje no fallado durante falla en el otro
barraje no son aceptables. Por 10 tanto, la fiabilidad y la seguridad deben ser altas y deben
ser aproximadamente iguales.
r­
------------------------
458. CAI'fTulo 11
Dcbido al costo, los sistemas de protecci6n eran mas sofisticados para sistemas de
transmisi6n que para sistemas de distribuci6n. Sin embargo, ahora el costa de los reles se ha
reducido considerablemente y es facit encontrar sistemas de 72,5 kY Y 123 kY con las
ventajas de los esquemas de alta y extra alta tensi6n.
11.3.4.6
Respaldo
La interrupcion selectiva de una falla en un sistema electrico origina la intervenci6n de
los siguientes aparatos:
Equipo para la medida de la magnitud (transformadores de corriente, transfoonadores de
tension con sus circuitos secundarios y elementos de proteccion, etc.).
Elementos que establecen y procesan las magnitudes medidas dando respuesta segun
valores predeterminados (reles, dispositivos de disparo, etc.).
Equipo de interrupcion (interruptores incluyendo su mecanismo de control, etc.).
Los auxiliares correspondientes (baterfa y sistemas de corriente continua. compresores
de aire, etc.).
Equipos de comunicaciones y de teleprotecci6n.
Si uno de los elementos de la cadena falla, el sistema de proteccion no trabaja y la falla
continua hasta presentarse la destrucci6n de la parte afectada. Para evitar esto, la mayoria de
las compaiiias utilizan el sistema de protecci6n de respaldo en el cual otro sistema de
proteccion y, si es del caso, otros interruptores, toman las funciones de despejar la falla. Por
10 tanto, debe haber sistemas de protecci6n e interruptores de respaldo. La cuesti6n del
asunto es definir que tan sofisticado debe ser el sistema de respaldo.
A los sistemas de respaldo se les asocia una temporizaci6n suficiente para que el sistema
principal opere, pero no siempre es asi; como se precisa mas adelante, por razones de
respaldo, muchas lineas de alta y extra alta tension tienen duplicados los sistemas de
proteccion, incluso operando al rnismo tiempo (protecci6n principal I y 2). en donde la
perdida de seguridad no es tan esencial par la existencia del recierre y las razones ya
expuestas. Sin embargo. puede no ser suficiente si el dana esta en elementos cornunes como
puede sec el mismo interrupter.
11.3.4.7
Respaldo remoto
En este esquema, los interruptores y las protecciones que se encuentran en las
subestaciones vecinas cumplen tambien funciones de respaldo. Un ejemplo tipico es el
respaldo remoto para la proteccion de barras, realizada por la segunda zona de las
protecciones de distancia de las !ineas en las estaciones vecinas.
11.3.4.8
Respaldo loeal
Cuando un sistema de potencia se extiende, se encuentra usualmente que el respaldo
remota no es satisfactorio debido a que resulta en tiempos de despeje de falla muy
prolongados, falta de selectividad en el disparo y dificultades en obtener ajustes 10
suficientemente sensibles para cubrir ciertas fallas en !ineas adyacentes.
Lo anterior origino la introduccion del respaldo local. En este esquema. los interruptores
y las protecciones de respaldo se encuentran en la misma subestaci6n. Los tipos son:
SrST£MAS DE PROT£CC6N•
a)
459
Respaldo local de circuito. Este esquema se caracteriza por usar un sistema de
proteccion en paralelo con el sistema de protecci6n principal y es llamado tarnbien
sistema redundante. EI grade de redundancia difiere de sistema a sistema dependiendo
de la filosofia utilizada para despejar la falla.
Inicialmente los sistemas de respaldo local fueron sistemas de protecci6n muy simples,
usualmente protecci6n de sobrecorriente (de fases y residual) con proJongados tiernpos
de operaci6n. En la actualidad se han desarrollado enormemente los sistemas de
respaldo local, hasta el punto de tener las mismas funciones y caracteristicas que el
sistema de protecci6n principal, lIam:indose a los dos sistemas, de protecci6n principal 1
y principal 2, especial mente en Iineas.
Dos protecciones principales identicas, 0 sea que tienen el rnisrno principio de
operacion, tendran menor fiabilidad y mayor seguridad que cuando tienen diferentes
principios de operaci6n ya que siendo diferentes los reles se complementan y se
disrninuira la posibilidad de una omisi6n de disparo perc se suma la probabilidad de
ambos principios de tener un disparo indeseado. En forma similar ocurre utilizando
esquernas pilotos 0 de teleprotecci6n iguales 0 diferentes para cada rele.
Un analisis similar se puede efectuar para incrementar 0 disrninuir el grade de
seguridad, colocando los contactos de disparo de los reles de los dos esquemas en
.
paralelo 0 en serie.
Utilizando tres reles conectados en dos de tres conexiones, tanto la fiabilidad como la
seguridad pueden alcanzarse simultaneamente. Tales esquemas son de hecho
considerados para Iineas de extrema irnportancia, por ejemplo, para interconexion entre
plantas de gran capacidad (varies miles de MW) que se conecian al sistema con muy
pocas linens de transmision. Sin embargo, tales esquemas dificilmente son justificablcs
econ6micamcnte.
Como se menciono, en redes enmaJladas la fiabilidad generalmente es mas favorecida
que la seguridad, por ejernplo un esquema de protecci6n con dos reles diferentes 0
complementarios con conexi6n en paralelo sera la mejor opei6n. El grade de seguridad
necesario tendra que ser obtenido mediante pruebas, autoverificacion 0 monitoreo.
Por otro lado, en las redes radiales la seguridad esta generalmente por encima de la
fiabilidad y, por 10 tanto, el esquema a seleccionar seria el de dos protecciones identicas,
una principal y otra de respaldo (temporizado) 0 dos reles con sus contactos en serie (no
muy frecuente), si la seguridad es un factor primordial.
Algunas protecciones de barras tienen dos reles conectados en serie para cumplir con
una alta seguridad. Para obtener tarnbien la alta fiabilidad requerida (en instalaciones de
barrajes redundantes) puede justificarse una conexi6n paralela de dos protecciones de
barras.
Equipo de alta tension, como interruptores y transforrnadores de instrurnentacion,
normalmente no se duplica debido a su alto costo; sin embargo, los interruptores son
provistos con doble bobina de disparo y Jos transformadores de instrumentaci6n con
micleos 0 devanados independientes.
Aunque normalmente no se emplean dos bancos de baterias, los sistemas de cable ado y
distribuci6n de corriente continua son independientes y por esto la proteccion principal
I se asocia solo a una bobina de disparo y a un circuito de alimentaci6n y la protecci6n
~;~lWl
460. CAPhul..o 11
principal 2 a la otra bobina y a otro circuito independiente. La forma general de
conexi6n de este esquema se ilustra en la Figura 11.7.
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adyacente
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I
I
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de corriente
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n • Trans'onnador
de tension
eo • Bobina de
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disparo
PP • ProlecciOn
principal
PR • Proleccion de
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FI
•
fa\t:ecci6n
interruptor
eel
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df.",nciaJ
debarras
125 Vee
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RF •
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coman!e
COAtinua
SA • Balerla
M
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AD •
El •
E2 •
RECa
REC2
"'-' r=n;;=J
I(
Figura 11.7 - Esquema general de protecclones
Meidida
ReI8 de disparo
EtlIpe 1
Etape2
R8I'liIicador
SISTEMAS D£ PROTECOON •
b)
461
Respaldo local por falla interruptor. Contra una falla de apertura del interruptor que
debi6 acIarar una fall a del sistema de potencia, se utiliza una proteccion de falla del
interruptor que asegura el disparo de los interroptores adyacentes necesarios para
despejar la falla. Algunas veces, segiin la configuraci6n de la subestacion, es necesario
enviar sefiales de disparo remoto a interruptores de subestaciones adyacentes para poder
lograr un despeje de falla completo.
Una descripcion mas detail ada de este tipo de protecci6n se incIuye en un numeral
posterior.
c)
Respaldo local de subestacion, En este esquema, el respaldo se encuentra en los otros
circuitos de la misma subestacion Y» por 10 tanto, no depende del mismo circuito fallado.
Un ejemplo es el rele de sobrecorriente de un alimentador de transformador, con los
reles de sobrecorriente de los circuitos radiales. Otro 10 conforma la zona de reversa (3 6
4) de los reles de distancia de las lineas, que normal mente se aplican como respaldo de
la protecci6n diferencial de barras.
11.3.4.9
Criterio de seleccl6n: falla n-t en sistemas de protecci6n
EI criterio "-I, similar al aplicado en planeamiento de sistemas de potencia, sirve para
dimcnsionar el sistema de protecciones de respaldo. Las consideraciones a seguir son las
siguientes:
Suponer que una linea
0
un transformador esta fuera de servicio.
Suponer que un cortocircuito aparece en el sistema de potencia: trifasico, bifasico
monofasico,
0
Suponer que se presenta una de las siguientes fall as asociadas al sistema secundario de
protecciones: perdida de scfial desde un transformador de tension 0 de corriente, falla en
el rele que debe ria disparar, falla en un circuito de corriente continua, apertura de un
circuito de disparo del interruptor 0 falla en este equipo para operar,
Vcrificar que la falla sera aclarada, sea que oeurra en cualquier parte: en una linea, en
barras 0 en uno de los lados de un transformador de potencia.
Verificar que sean acIaradas en un tiempo satisfactorio, de acuerdo con los
requerimientos de estabilidad y de soporte de los equipos.
Adicionar protecciones principales
aclaradas oportunamente.
0
de respaldo hasta que todas las fallas sean
Es importante, cuando se hace el analisis por primera vez, hacerlo solo con varios
estados de generacion, considerar si las protecciones en la salida de un transformador
requieren cambios de ajuste, si es necesario considerar fallas de alta impedancia 0 fallas
monofasicas en sistemas no aterrizados.
11.3.4.10 Posibilidad de mantenlmiento
Actualrnente es indispensable poder realizar pruebas a las proteeciones sin que sea
necesario sacar de servicio los equipos, Por esto, las protecciones se deben suministrar con
bloques de prueba que permitan aislar las seiiales de corriente y de tension y aislar los
disparos.
Escncialmente se debe con tar con sistemas de proteccion redundantes que permitan
sacar de servicio 1;1 proteccion sin dejar desprotegidos los equipos. Si las intervenciones son
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462 • CAPfT1JLO 11
por corte tiempo (horas) se acepta que la proteccion sea realizada por protecciones ~c
respaldo. Por ejemplo, para efectos de esta discusi6n, no son necesarias dos protecciones
diferenciales de transfonnador si existen protecciones de sobrecorriente en los devanados de
alta y baja tension, complementando las protecciones rnecanicas.
11.3.5 Protecciones Integradas
0 multifuncionales
Las protecciones integradas aparecen gracias al desarrollo de los microprocesadores.
Una sola protecci6n puede incluir much as funciones; incluso se pueden confundir las
funciones de proteccion principal y de respaldo, sin embargo no se puede abusar de la
integracion ya que se pierde la redundancia cuando la falla es del hardware 0 del software
del relc 0 de sus equipos asociados.
Por 10 tanto, la integracion de funciones es conveniente cuando entre elias se
complementan para evitar que una falla 0 anomalla no sea detectada. Por ejemplo, la funcion
de distancia se complementa con reles de sobrecorriente direccional de tierra (67N) para
cubrir tooos los tipos de fallas en lineas, incluyendo las fallas a tierra de alta impedancia y se
pueden integrar en un solo rele; se espera que las protecciones de respaldo con los
requerimientos ya mencionados se provean en, por 10 menos, un rele separado.
Por otra parte, la tecnologia actual permite integrar las funciones de proteccion con las
funciones de control: enclavamientos de bahia, nivel de adquisicion de senates y posicion de
equipos, etc., en donde se pueden tener unidades redundantes e identicas por salida, 10 cual
parece tener un atractivo economico, partiendo del hecho de que no hay compromiso en los
tiempos ni en el mlmero de contactos de operaci6n.
Un esquema corruinmente usado consiste en emplear una unidad de control con
funciones de protecciones de respaldo y un rele de protecci6n principal con funciones
rninimas de control, como por ejernplo, el comando de los interruptores. De esta manera se
crea un rnutuo respaldo entre los sistemas de control y proteccion.
Esta integracion exige una conveniente capacitacion y trabajo en equipo al interior de
una empresa de transrnision para evitar conflictos y perjuicios entre el personal de
protecciones y el de control. La frontera de responsabilidades se facilita cuando los relcs
cuentan con diferentes niveles de acceso y sus respectivas claves de seguridad.
11.3.6 Evaluaci6n econ6mica
Un conocimiento exacto de los riesgos de falla es la condicion previa para la concepcion
de un dispositivo de proteccion economicarnente rentable y tecnicamente optimo.
Conociendo las estadisticas de los dafios en los anos precedentes, es posible obtener las
indisponibilidades promedio por unidad de tiempo (ailo), las cuales permiten cifrar el riesgo
en unidades monetarias e implican:
Material defectuoso
Gastos de reparaci6n (trabajo)
Perdida de energia
Peligro para hombres y animales.
SISID1A5 DE PROTEccliN • 463
En la actualidad, las estadisticas facilitan el calculo de la probabilidad de las fall as para
cada parte de una instalaci6n electrica; por ejemplo, para redes alemanas a 220 kV se calcula
que el numero de fallas varia entre 0,2 y I salidas - afio por cada 100 km de linea, mientras
que en paises de America Latina puede ser 5 0 10 veces mayor y, en algunos casos
particulares, mucho mayor.
En el calculo del precio de un dispositivo de protecci6n, no s610 hay que tener en
cuenta el precio de compra del propio rele, tambien se debe tener en cuenta el precio
proporcional de todos los aparatos asociados al mismo (transformadores de
instrumentaci6n, bateria, etc.). La proporci6n depende de su utilizacion en la protecci6n
considerada y de los gastos de explotaci6n (mantenimiento, controles periodicos y
disparos indeseados eventuales provocados por la protecci6n y que dan lugar a falta de
energia).
Si se compara ahora el valor total del riesgo para una instalaci6n con la prima (costo
total del dispositivo de proteccion), hay que examinar de cerca el factor duraci6n de la falla,
es decir, el tiempo de disparo de la protecci6n. Es muy posible que una protecci6n mas
costosa pero con un tiempo de disparo mas corte, reduzca el riesgo de dafios en los equipos
del sistema de forma tal que resultefinalmente la soluci6n mas econ6miea.
Si no se quieren emprender investigaciones detalladas se puede asumir con un alto grado
de acierto que, debido al bajo costa de las protecciones rnodernas, no vale la pena corrcr
riesgos. Algunos fabricantes ofrecen mas funciones por un valor mayor mientras que otros
fabricantes incluyen por defecto en sus reles todas sus posibilidades. Se recomienda en todo
caso especificar desde el principio todas las earacteristicas deseadas ya que cualquier adici6n
posterior, abre la puerta a reclamaciones,
11.3.7 Especificacion
Comprar una proteccion implica, por 10 menos, especificarla indicando como minimo
las siguientes caracteristicas de acuerdo con las previsiones de la instalacion (los valores
entre parentesis son ejemplos):
Equipo destinado a proteger: linea, transfonnador, etc.
Caracteristicas de operacion (por sobrecorriente seleccionable, inversa, extrernadamente
inversa, etc.)
Otras funciones incluidas (diferencial, etc.)
Tension de alimentacion 125 Vee (tendencia americana) 0 110 Vec (tendencia europea)
Tipo: numerico
Corriente asignada de entrada: I 6 5 A
Tensi6n asignada de entrada (l15 V ± 10%)
Rango minimo de ajustes: segun cada funcion y la aplicaci6n
Numero de eontactos de disparo para minimo 10 A Y constante de tiempo de 5 ms
(pennite la operaci6n de bobinas de disparo de grandes interruptores) (6)
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..
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;=~:,:t¥f#; I
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464 • CAPfM.o 11
.Numero de contactos para senalizaci6n y control, programables (20)
Minimo nurnero de grupos de ajustes (3)
Puerto de acceso frontal (1)
Puertos de acceso posterior (2)
Protoeolo para integraci6n al sistema de control (IEC 60870-5·3)
Protocolo para el sistema de gesti6n (lEC 60870-5-1)
Registro de eventos, de fallas y osciloperturbografia (si reempLazan los registradores de
falla se deben indicar parametres minimos como frecuencia de muestreo, umbrales de
activaci6n, canales y tiempos de pre y postfalla)
.
Monitoreo continuo y contacto de senalizaci6n (sf)
Incluye todo los programas de supervisi6n y analisis de fallas (sf)
Incluye bloques de prueba (detal1ar el tipo deseado)
Montaje (tipo flush para rack de 19").
EL proveedor debe confinnae esta informacion y, por 10 rnenos, indicae marca, modelo,
referencia, pais de origen, y consumos en reposo y en operacion de la alimentacion y de los
circuitos de teosi6n y corriente.
11.3.8 Tendencias
11.3.8.1
Reles adaptativos
Son reles que de manera autornatica cambian sus ajustes, de acuerdo con La
configuraci6n del sistema. con el fin de obtener el mejor desempeno posible en caso de una
falla,
EI caso mas simple 10 confonnan los reles que poseen varios grupos de ajuste y en los
cuales se habilita uno de los grupos dependiendo de la posicion de uno 0 algunos contactos
de entrada que reproducen el estado de un equipo extemo.
Una aplicacion concreta puede ser el rele de recierre de un circuito que no permita el
intento de recicrre trifasico cuando el circuito paralelo este por fuera de servicio.
11.3.8.2
Reles basados en redes neuronales
Contrario a 10 que se piensa, los reles con algoritmos basados en redes neuronales
estan orlentados a simplificar el procesamiento. Mediante las ecuaciones generales de
aprendizaje se pretende entrenar al rele para que reconozca cuales son los disparos
exitosos y cuales no.
Los desarrollos no han alcanzado un nivel comercial en parte porque las soluciones
convencionales basadas en la soluci6n analitica de las fallas han reportado un nivel
satisfactorio en la mayoria de los casos.
SlmHAS DEPROTECCON. 465
11.4 PROTECCI6N DE TRANSFORMADORES
11.4.1 Consideraciones generales
Los transfonnadores se clasifican segun su ubicaci6n en el sistema de potencia, esto es:
transfonnadores de generadores (step-up), transformadores de distribuci6n y
transformadores de transrnision 0 del sistema, estos tiltimos para transfonnaciones entre
redes.
Pueden ser bancos rnonofasicos 0 unidades trifasicas, autotransformadores 0
transfonnadores de devanado completo y su diseiio en terminos generales puede ser tipo
shell (tendencia originada en Estados Unidos) 0 tipo core (tendencia europea), 10 cual afecta
la forma en la que se producen los esfuerzos dinamicos cuando ocurren los cortocircuitos;
tambien el tipo de rnicleo afecta el contenido de arm6nicos durante las energizaciones.
Sin embargo, en terminos practices y gracias a las protecciones numericas, poco afectan
estas variantes la selecci6n del sistema de protecciones y, con las posibilidades de ajuste,
facilmente se acoplan las funciones del rele al tipo de conexi6n (delta 0 V). EI mimero de
devanados generalmente si tiene incidencia en el costo.
EI esquema general de protecci6n se i1ustra en la Figura 11.8. Otro rele complementario
que se utiliza con frecuencia en transformadores importantes cubre la protecci6n diferencial
residual e incluso reles de impedancia.
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Flgurll 11.B- Esquemll de proteccl6n de transformlldor
I
1
_-1
466. tiPtnJl.O 11
11.4.2 Tipos de fallas
Las estadisticas de la IEEE desde 1975 hasta 1982. en un universe de 1127
transfonnadores, reflejan la siguiente distribucion de las fallas en los transformadores de
potencia aplicados en sistemas de transmisi6n:
Fallas en los devanados: 51 %
Fallas en el cambiador de tomas: 19%
Fallas en los bujes: 9%
Fallas en las cajas de conexidn: 6%
Fallas en el mlcleo: 2%
Fallas miscelaneas: 13%.
Una situacion particular es que las fallas entre espiras en los devanados producen una
corriente menor del 10% de la corriente nominal; la maxima corriente de Falla normalmente
se produce con la Falladel buje de alta tensi6n. Las tasas de fallas anuales oscilan entre el 1%
YeI40/0. presentandose un incremento entre mayores sean los niveles de tension.
Con mas detalle, el sistema de protecci6n debe cubrir las siguientes fallas:
Cortocircuitos internos a tierra entre fases
Cortocircuitos externos a tierra
0
entre fases
Fallas entre espiras
Limitar las corrientes de fallas pasantes, es decir, fallas en un nivel de tension
alimentadas desde la generacion del otro nivel de tension
Lirnitar la temperatura del aceite al maximo permitido
Limitar el punto mas caliente de los devanados al maximo pennitido
Prevenir ruptura del tanque del transfonnador durante fallas internas
Considerar las fallas del equipo de maniobra
Limitar la sobreexcitacion del rnicleo del transformador.
11.4.3 Esquema de protecci6n
La protecci6n mas comunmente utilizada para proteger transformadores de potencia es
la diferencial del tipo porcentual (87T). Sus caracteristicas son:
Su zona de protecci6n cubre hasta los transfonnadores de corriente (TC's) que la
alimentan
Protege contra cortocircuitos internos con medianas 0 altas corrientes
Protege contra cortocircuitos externos en su zona de proteccion
Disparo suficientemente rapido (menor de 3 ciclos) que minimiza los problemas de
estabilidad.
SISTEMAS DE PROlKociN. 467
Confiable; los disparos generalmente corresponden a fallas del propio transformador,
excepto cuando ha sido mal conectada 0 ajustada, 10 cual sucede con mucha frecuencia
durante su puesta en servicio.
Si es el unico rele, no se puede someter a mantenirniento con el transforrnador
energizado
Protege parcial mente contra la sobreexcitaci6n; 10 hace para valores muy elevados
No cubre contra daiios termicos por falIas pasantes, ni sirve de respaJdo
No detecta cortocircuitos intemos de baja corriente (cercanos al neutro)
No cubre fallas entre pequeiias porciones de espiras
No protege contra elevaciones de temperatura, ni ruptura del tanque ni falIas del
interruptor .
Como se observa, la protecci6n diferencial cumple una funci6n de protecci6n muy
conveniente pero se debe cornbinar con protecciones mecanicas y otras protecciones
electricas que norrnalmente son protecciones de sobrecorriente de alta tensi6n,
sobrecorriente de baja tension, e incluso en algunos paises, acostumbran usar protecciones de
distancia para proteccion de los transforrnadores.
.
Ya que ios reles diferenciales nurnericos proveen funciones de sobrecorriente de alta y
baja tension, existe un mejor cubrimiento; sin embargo, estas funciones complementarias se
deben dejar como respaldo de reles de sobrecorriente independientes con el fin de no reducir
la confiabilidad del sistema de protecciones electricas y perrnitir las pruebas de
mantenimiento de los reles,
Cuando los transforrnadores son energizados se produce la corriente de rnagnetizacion
inicial iinrush), la cual aparecera como una corriente diferencial en el rele haciendo que la
proteccion diferencial opere. La corriente de rnagnetizacion inicial esta compuesta por
muchas armonicas, siendo la segunda armonica la mas significativa, Es asi como la
protcccion diferencial se bloquea con presencia de la segunda arrnonica en el memento de la
energizacion y asi evita un disparo indeseado. Tambien se usan filtros de la c.omponente
continua.
Igualmente, cuando el rnicleo esta sobreexcitado porque la tensi6n del sistema es alta y
su frecuencia baja (V/Hz), aparece una corriente diferencial con un gran contenido del
quinto armonico, Para evitar disparos innecesarios en niveles tolerables, la proteccion se
debe bloquear en presencia de esta componente.
Cuando se tienen transfonnadores con los devanados en una conexion estrella-delta es
necesario compensar en la proteccion diferencial el desfase que este tipo de conexi6n
introduce. Tarnbien por la conexion de transforrnadores de corriente de diferente relacion
entre devanados que no se compensan suficientemente por la relaci6n del transforrnador de
potencia. La componente de secuencia cero tarnbien debe ser eliminada para evitar la
operacion instantanea del rele por fallas monofasicas extemas.
Esto 10 pueden efectuar actualmente las protecciones nurnericas sin necesidad de
transforrnadores auxiliares de corriente, tal como se hacia anteriorrnente.
Como se menciono, la protecci6n diferencial se complementa con reles de
sobrecorriente tanto de fase como residuales (51/51 N) Y del tipo tiempo inverso (el rele de
fase se considera mas una proteccion de respaldo contra fallas extemas del transforrnador).
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Adicionalmente se tienen las protecciones propias del transformador. como la termica (49)
para sobrecargas. la Buchholz (63B. opera atrapando el gas que resulta de alguna anomalia)
y de presi6D(63P. valvula de alivio de presion) para Callas intemas, el nivel de aceite (71)
para deteetar perdidas de aceite, etc.
Cuando se tienen autotransformadores con el terciario no cargable no es necesario
involucrarlo en la protecei6n diferencial, esta puede ser del tipo alia impedancia conectada
en tranSformadores de corriente con la misma relaci6n; ubicados en los terminales de los
devanados serie y comun y en el terminal del neutro (antes del punto de formacion de la
estrella), El terciario se protege aterrizando una punta de la delta y colocando un rele de
sobrecorriente en la conexion a tierra. tal como se ilustra en la Figura 11.9a. Cuando el
terciario es cargable. es necesario incluirlo en la zona de proteccion de la diferemcial y por 10
tanto se deben utilizar reles diferenciales del tipo poreentual, involucrando los
transformadon:s de corriente de dicho devanado, como cualquier transfonnador de tees
devanados; 1a Figura 11.9b ilustea un esquema tipico para esta conexion diferencial
[Westinghouse (1976)].
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SISTEMAS DEPROTK06N .469
Barraje de conformaci6n de la delta
en banco de autotransformadores
monofisicos
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Protecci6ndiferencial
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Nota: Como alternativa se puede conectar et transtcrmaoor zigzag en el barraje de distribuci6n de la luenle en delta.
Figura 11.9b - Protecci6n de terciario de autotransformador y transformador zigzag
Los reles diferenciales mencionados anterionnente confonnan 10 que se llama la
proteccion diferencial corta, la cual usualmente esta conectada a los transfonnadores de
corriente tipo buje de los transformadores 0 autotransformruores. En algunas practicas se
instala otro rele diferencial, lIamado proteccion diferencial larga, que cubre las conexiones
entre los transfonnadores de corriente de los dos patios de conexion, tal como se ilustra en la
Figura 11.I0a. Como alternativa a esta proteccion, se pueden tener dos protecciones
diferenciales de alta impedancia entre los transformadores de corriente de los bujes del
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Figura 11.10b - Protecclon difereneial corta porcentual mas dos dlfereneia/es de altalmpedaneia
Tal como se observa en las figuras de proteccion de transformadores, todas las 6rdenes
de disparo de los diferentes reles de proteccion van a los Interruptores a traves de un rele de
disparo y bloqueo (86). Este rele, como su nombre 10 indica, dispara los interruptores
bloqueandolos, evitando que sean cerrados nuevamente hasta que no haya una reposici6n
intencional.
En algunas ocasiones, e1 interruptor del lado de alta tension es eliminado por razones de
economfa y el despeje de la falla 10 efecnia el interruptor de la subestaci6n adyacente. En
este caso, la protecci6n del transformador debe enviar una seiial de teledisparo 0 disparo
transferido a la subestaci6n remota via un sistema de telecomunicaci6n. En caso de una falla
StmMAS DEPROTKCI6N.
471
interna en el transformador, se enviara (adicionalmente a la seiial de disparo) una seiial de
bloqueo que impida el cierre del interrupter, tal como se ilustra en la Figura 11.11.
Si6lemade
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Figura 11.11 - Sistema de proteccl6n de transformador economlzando el
Inte"uptor dellado de alta tensl6n
Los fabricantes presentan en sus catalogos recomendaciones de ajuste. Los principales
criterios son:
Rele diferencial (87T): nonnalmente los reles diferenciales porcentuales tienen una
pendiente ajustable entre el 20% y el 50%. Para la selecci6n de la pendiente es necesario
tener en cuenta el rango de variaci6n del cambiador de lomas, siendo necesario, en la
mayoria de los casos, ajustar la pendiente por encima del 30%.
Rele de sobrecorriente de tiempo inverso (51): el ajuste de corriente de los reles de
sobrecorriente nonnalmente es entre el 130% y el 150O/C de la corriente asignada, La
curva de tiempo en ellado de la fuente (desde donde se energiza el transfonnador) debe
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472 II CAmuulll
coordinarse con la corriente de magnetizaci6n inicial del transfonnador (inrush) y con
los reles del lado de baja tensi6n. Tambien se encuentran en el mercado reles de
sobrecorriente con restricci6n de segunda ann6nica que no requieren coordinaci6n con
la corriente de magnetizaci6n inicial. En el lado de baja tension 0 de la carga, la curva
del rele se debe coordinar con los reles de la carga,
Rele de corriente residual (51N): ya que todos los transfonnadores de potencia son
cargados balanceadamente, el rele de corriente residual se puede ajustar entre el 20% y
el 40% de la corriente asignada. En el lado de alta tensi6n la curva de tiempo puede ser
la minima cuando existe independencia entre las secuencias cero del lado de alta y baja
(ejemplo conexi6n estrella, delta), mientras que en el lado de baja tension se debe
coordinar con los reles residuales de la carga.
Rele instantaneo de sobrecorriente (50): muchas empresas no los habilitan por la
cantidad de falsos disparos que han producido. Si se ajustan, se haec con los roles
instantaneos de sobrecorriente localizados en el lado fuerte y se deben ajustar 25%
por encima del valor pico de la corriente maxima lnstantanea de falla que circula a
traves del transfonnador, es decir, por una falla en bujes del lado opuesto. Este
ajuste debe estar por encima de la corriente de magnetizaci6n inicial del
transformador.
Los transformadores con conexion zigzag utilizados para la puesta a tierra de los
sistemas flotantes tienen un sistema de proteccion similar al i1ustrado en la Figura 11.9b.
Cuando estos transfonnadores se conectan dentro de la zona de proteccion del rele
diferencial del transformador de potcncia, se deben tener ciertas prccauciones [Ramirez
(1987»).
11.5 PROTECCION DE REACTORES DE DER1VACION
Los reactores en derivaci6n son utilizados para regular ria tension de una red. Se
concctan normalmente en las lineas de alta tension de tal forma que compensen la
generaci6n de reactivos. Los secos son limitados a niveles de media tension, mientras que los
de alta y extra alta tension son en aceite y pueden ser de dos tipos: sin nucleo 0 con nucleo
discontinuo 0 gaps.
En muchos casas, los reactores no tienen interruptores; por 10 tanto, el sistema de
protecci6n debe, en caso de una falla en el reactor, enviar una sefial de disparo directo 0
teledisparo a los extremes de la linea, tal como se ilustra en la Figura 11.12.
EI sistema de protecci6n de reactores tiene similitud con el de los transformadores 0
autotransformadores, teniendo en cuenta las siguientes consideraciones: el rele diferencial
puede ser del tipo alta irnpedancia y los reles de sobrecorriente, para acomodarse a las
corrientes de magnetizaci6n inicial (inrush), conviene que sean de tiempo definido para los
tipos micleo (core) y del tipo tiempo inverso para el tipo acorazado (shell). EI rele de
sobrecorriente debe ajustarse a l.S veces la corriente asignada.
SISTEMAS DE PR=6N •
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Figura 11.12 - Sistema de protecci6n de reactores
11.6 PROTECCION DE BAN COS DE CONDENsADOREs
En sistemas de transmision se ernplean compensaciones sene 0 derivacion para reducir
el impacto de Iineas largas (alta reactancia inductiva), para sustentar los niveles de tension y
el suministro requerido de potencia reactiva. Su aplicacion en sistemas de transmision se ha
extendido a traves de los compensadores estaticos SVC.
La mayor debilidad de los condensadores se produce [rente a las sobretensiones; en el
caso de la compensaci6n sene, esta aparece con el evento de un cortocircuito en la linea.
Es importante resaltar que la proteccion de los bancos usados en compensacion serie se
realiza dando orden de cierre del interrupter de by-pass 0 paso directo (Figura 11.13).
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474 • CAPfTulO 11
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Figura 11.13 - ProteccI6n de bancos de condensadores en serle
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SJSnMAS DE PRQlE<06N • 475
11.6.1 Protecci6n Individual de condensadores
Un banco de condensadores esta confonnado por la union serie-paralelo de
contenedores estandar de cada fabricante que, nonnalmente, confonnan una H. Estes
contenedores a su vez contienen uniones serie-paralelo de pequenos condensadores.
La proteccion individual de los condensadores se puede hacer de dos maneras:
Fusibles internes en cada contenedor, protegiendo cada uno de los elementos
Fusibles externos protegiendo cada conte nedor 0 grupo de contenedores.
En el primer caso, la falla de un solo elemento no produce la salida de todo el
contenedor mientras que en el segundo si, pero este ultimo tiene la ventaja de que el
contenedor fallado se ve facilmente y protege conIra fallas en los bujes y conexiones del
contenedor.
11.6.2 Protecclen de desbalance
Se obtiene usando un transfonnador de corriente entre dos ramas identicas del banco; al
presentarse una falla en una de ellas la corriente de desbalance activa un rele. Con esta
proteccion se cubren:
Deteccion de quema de fusibles, intemos
0
externos
Deteccion de cortocircuitos entre los bujes de los contenedores
Deteccion de condensadores defectuosos
Por las configuraciones serie-paralelo, cuando se presenta un cortocircuito, se producen
sobretensiones en los condensadores sanos; con esta proteccion se evita que esta
situaci6n perdure.
Normalmente se suministran con un primer nivel temporizado para dar alanna, y un
segundo nivel para disparo, evitando que la sobretension sobre los condensadores sanos
supere el 10%. Sus ajustes deben considerar los umbrales naturales de desbalance para evitar
falsos disparos.
11.6.3 Protecci6n contra sobretensiones
Se emplean pararrayos de ZnO y algunos fabricantes utilizan explosores (gaps). aunque
se lirnita su usa por las implicaciones de mantenirniento y velocidad,
Por la energla requerida, en los bancos de compensacion serie se requieren bancos de
varistores y se acostumbra protegerlos con protecciones especiales que poseen un modelo
terrnico-que permanentemente calcula la energia que disipa y que absorbe el banco de
varistores. En muchas configuraciones se emplean explosores que se activan
electronicarnente sirviendo como proteccion de respaldo al banco de varistores.
11.6.4 Otras protecciones de fa cornpensaclen serie
Contra sobrecargas se emplean reles de sobrecorriente de tiempo inverse ajustados
tambien a niveles de alarma y disparo. En algunas aplicaciones se requiere una proteccion de
resonancia subsincrona (SSR), la cual opera al presentarse una oscilacion de frecuencia por
debajo de la frecuencia sincr6nica de 60 Hz.
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476.~11
En los bancos de compensacion serie se emplean protecciones contra fallas del
aislamiento de la plataforma, proteccion par perdida de alimentacion en la plataforma, falla
del interrupter de by-pass y discrepancia de palos.
11.6.5 Proteccl6n de bancos de condensadores en derlvaclon
EI esquema de proteccion de condensadores en derivacion depende en buena parte de la
forma de conexi6n del banco, la cual puede ser en estrella 0 doble estrella con neutro
flotante, en cstrella 0 doble estrella con neutro a tierra 0 en delta. Estos bancos generalmente
estan equipados con una bobina en serie para limitar la corriente de energizacion, aunque
dicha funcion puede tambien ser realizada par el Equipo de Mando Sincronizado (EMS),
pudiendose en estos casos prescindir de la bobina [IEEE Std C37.99 (1990)].
11.6.5.1
Proteccl6n de desbalance del banco de condensadores
La protecci6n de desbalance en los bancos de condensadores es de gran importancia ya
que detecta las asimetrias que se presentan en estos, originadas principalrnente por la quema
de fusibles de los condensadores 0 par cortocircuitos con elementos tales como los
bastidores de sopote del banco. Como se menciono anteriormente, el metodo de deteccion de
los desbalances depende principalmente del esquema de conexion y configuracion del banco.
Algunos de los esquemas de conexi6n mas utilizados son:
Conexi6n en doble estreUa con neutro Ootante: en este esquema el banco esta
compuesto par dos estrellas cuyos neutros se conectan entre si, En la eonexion de los
neutros se coloca un transformador de corriente y, mediante un rele en el secundario de
este, se deteeta cualquier corriente que circule par dicha conexion, la cual es originada
par el desbalance que se produzca en cualquiera de los componentes del banco. En
general, dichos reles poseen dos etapas de operacion; una primera etapa para alarma y
una segunda para disparo (Figura 11.l4).
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Figura 11.14 - Proteccl6n de bancos de condensadores en doble eslrella con neutro f10tante
CODcxi6n en estreUa simple COD aeutro Ootante: para este tipa de arreglo el
desbalance en alguna de las ramas del banco se puede detectar par la aparici6n de una
SISTEMAS DE PROTECOON •
477
diferencia de tensi6n entre el neutro de la estrella y la tierra, para 10 cual se coloca un
transformador de tension entre estos dos puntos. Un rele de tensi6n conectado en su
secundario detectara los posibles desbalances en alguna de las ramas. Para garantizar
una correcta operacion, el rele debe insensibilizarse contra desbalances originados por
diferencias de tensi6n entre las fases del barraje al que se encuentre conectado el banco
de condensadores y s610 debe actuar ante desbalances por fallas en el banco
(Figura 11.15).
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FIgura 11.15- Protecci6n de bancos de condensadores en estrel/a simple con neutro flotante
Conexien en estrella simple can neutro a tierra: los desbalances producidos en los
baneos que poseen este tipo de conexi6n se pueden detectar por la medici6n de Ia
corriente que fluya en la conexion a tierra (Figura II .16).
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Figura 11.16 - Protecci6n de bancos dfl condensadores en estre/la con neutro aterrlzado
SISTEMAS DEPROTEccl6N
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Figura 11.18 - Protecci6n contra sobrecarga y cortocircuito de bancos de condensadores
11.7 PROTECCI6N DE BARRAS
Las fallas en barras son usualmente causadas por flameos en el equipo de alta tension y por
desprendirniento de cables en la subestacion. Algunas veces las faIIas son causadas cuando cl
equipo de puesta a tierra es maniobrado sobre las barras energizadas (error humano).
Si no hay proteccion de barras, una falla en barras sera despejada por la proteccion de
las lineas en las subestaciones adyacentes en segunda zona (0,5 s) y la proteccion jie respaldo
de los transfonnadores en la misma subestacion requiere mas 0 menos el mismo tiempo para
despejar la corriente de falla circulando por los transforrnadores.
En un sistema de transmision, este tiempo de interrupcion no es satisfactorio. Si se
utiliza proteccion de barras, no solamente se reducira el tiempo de interrupcion, sino que
adicionalmente se mejorara el entendimiento de 10 que sucede en el sistema, acelerando la
toma de decisiones por parte del operador de red.
Hoy en dia, casi todos los sistemas de proteccion de barras se basan en eI principio de
cantidades diferenciales. Durante operaci6n norrnalla suma de todas las corrientes entrando
a la barra es cero, mientras que en condiciones de falla en barras hay una corriente
diferencial. EI esquema de proteccion diferencial puede ser de dos tipos, alta impedancia 0
baja impedancia. En el esquema de alta impedancia el rele diferencial es un rele de tension,
mientras que en el esquema de baja impedancia es un rele de corriente. Otros esquemas,
como el de comparacion direccional de corrientes, tarnbien se encuentran en el mercado. Sc
deben tener precauciones para evitar disparos indeseados. La protecci6n debe ser estable
para fallas fuera del area protegida, EI desernpefio de los transforrnadores de corriente es
basico para el buen funcionamiento de la proteccion.
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480. CAPfnJLo 11
Cuando ocurre una falla en barras, una gran cantidad de interruptores debe ser disparada
para poder aislar del sistema la barra fallada, 10 cual crea una situacion muy peligrosa para la
red. Por esta razon, es irnportante tener una configuracion de subestacion tal que solo se pierda
una parte durante una falIa en barras. En las Figuras 11.19 a 11.22 se ilustran algunos esquemas
fijos de configuracion de subestaciones con sus respectivos sistemas de proteccion de barras,
con esquemas que permiten separar la barra fallada y la barra sana.
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Barra 2
Figura 11.22 - Protecci6n de barras • doble interruptor
En el campo de acoplamiento de subestaciones de doble barra es necesario reservar dos
micleos del transfonnador de corriente para la protecci6n de los barrajes. En el campo de
Iransferencia de una subeslaci6n de barra principal y de transferencia no es necesario prever
transformador de corriente,
Las subestaciones en anillo no tienen protecci6n de barras por no tener barrajes
colectores. Los elementos del anillo se protegen con el sistema de proteccion de los circuitos,
tal como se ilustra en la Figura 11.23.
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Figura 11.23 - Protecci6n del anillo
Si la subcstacion tiene la posibilidad de conmutar un circuito de una barra a otra
(configuracion de doble barra), existe la necesidad de conmutar los seeundarios de los
transforrnadores de corriente de la proteccion de barras. Esta conmulaciOn es usual mente
efectuada autornaticarnente con la posicion de los seccionadores de barra y debe disefiarse
cuidadosarnente, sin ninguna interrupcion en eI circuito. Para evitar una operacion indeseada,
se acostumbraba instalar una proteccion diferencial que cubra toda la subestacion (zona de
verificacion) y, por 10 tanto, no tendra conmutacion de secundarios de ldIIsformadores de
corriente. Para que se produzca un disparo es necesario que ambas proteccieses diferenciales
operen, Habra dos contactos en serie en el circuito de disparo, resultando en una seguridad
adicional de la proteccion de barras. EI principio se ilustra en la Figura 11.24. Para este tipo
de configuraciones, doble barra, el tipo de proteccion recomendada es la de baja impedancia
(tambien la tiro cornparacion direccional de corriente, pero es mas eostosa y menos
utilizada) ya que. por poder admitir transformadores auxiliares de corriente, la conmutacion
se puede efectuar despues de estes, protegiendo as! los transformadores de corriente
principales.
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484 • CApfTulO 11
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Barra 2
11
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12
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X
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52
X
I
51.I
Barra 1
g
x
~~
87 B1
DiSparo 11
87B
CH
87 B2
Nolas:
(II
(21
(3)
Esquama modiflCado de la Figura 11.19
X =contacto auxiliar
CH = veriflcaci6n
Figura 11.24 - Zona de verificac/on
La proteccion de barras mas sencilla es la del tipo alta impedancia, pero tambien es la
que requiere de un diseiio mas cuidadoso, ya que exige transformadores de corriente con la
misma relaci6n y las mismas caracteristicas de magnetizaci6n; ademas, no admite
transformadores auxiliares de corriente.
Las protecciones numericas se pueden dividir en dos tipos: centralizada y distribuida,
siendo esta ultima la de mayor auge. La protecci6n numerica distribuida consiste en tener en
el gabinete de protecci6n de cada bahfa 0 salida de la subestaci6n una unidad de adquisici6n
SIST!MAS De PROTECCl6N •
485
de corrientes y posici6n de seccionadores, la cual se comunica serialmente (a traves de fibra
optica general mente) con una unidad central que tiene previarnente programada la
configuraci6n de la subestaci6n y toma las decisiones de disparar las salidas indispensables
para aclarar las fallas. Los disparos tambien se transmiten serialmente a las unidades de
adquisicion. La ventaja es que reduce considerablemente el cableado, las 16gicas externas y
el tamafio de la proteccion diferencial. Ademas, algunas incorporan protecci6n contra falla
del intenuptor.
Las protecciones diferenciales de barra detectan cuando un circuito de corriente es
abierto, diferenciando este evento de una falla real, dando alanna en lugar de disparo.
Existen algunos puntos de falla en barras, especial mente entre los interruptores y los
transfonnadores de corriente, en donde la totalidad de la corriente de falla no puede ser
despejada por el sistema de protecci6n de barras. EI circuito pennanece alimentando la falla
despues de la operaci6n del sistema de protecci6n de barras. Para despejar este tipo de fallas
es necesario utilizar teledisparo hacia la subestaci6n vecina, el cual es iniciado por la
protecci6n de falla local del interrupter (Figura 11.25).
Subesleci6n
remota
11
L2
Oisparo Iransterido
T
Barra'
J
i---~r
J
4­
,
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I
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Figura 11.25 - Disparo transfer/do por falla entre e/ transformador de corriente yellnlerruplor
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486 • CAl'frut.o 11
11.8 PROTECCI6N DE LiNEAS
Los sistemas de protecci6n de lfneas pueden ser de diferentes tipos. Los mas comunes
son proteccion de distancia, comparaci6n de fases, protecci6n diferencial longitudinal y
protecci6n por comparacion direccional.
La protecci6n de distancia es del tipo protecci6n relativamente selectiva y las otras tres
son protecciones absolutainente selectivas que requieren, para ejecutar una funcion principal,
un sistema de telecomunicaciones entre los terminales de la linea. A continuaci6n se
describen brevemente estes tipos de protecci6n.
11.8.1 Proteccien de distancia (21)
La primera proteccion de linea utilizada en las Iineas de transmisi6n trabajaba con el
principio de sobrecorriente. Cuando los sistemas se extendieron y se convirtieron en
enmallados, esta proteccion fue insuficiente para ser la proteccion principal de la linea. Fue
casi imposible alcanzar un ajuste selectivo sin retardar notoriamente la proteccion,
Adicionalmente, algunas corrientes de falla son inferiores a la corriente maxima de carga, 10
cual hacia muy dificil utilizar protecciones de sobrecorriente.
Fue necesario entonces encontrar un principio de protecci6n que fuera independiente de
la magnitud y las variaciones de las corrientes de cortocircuito, con la impedancia de fuente
(1a cual varia de tiempo en tiempo con los cam bios del sistema). Esta proteccion fue la
protecci6n de distancia ya que la impedancia de la linea era independiente de las variaciones
de la impedancia de la fuente. Cabe anotar que la proteccion de sobrecorriente todavla es
utilizada como protecci6n principal de circuitos de media y baja tension y como proteccion
de respaldo en los sistemas de alta tension.
Nonnalmente la proteccion de distancia rnide la impedancia de carga de la linea, la cual
puede ser expresada como U/IL ZL' es decir,la relacion entre latension y la corriente vistas
por el rellS en su sitio de instalacion, Si hay una falla, la medida de la impedancia sera menor
que la impedancia de carga y la proteccion operara,
=
Es comun estudiar el alcance de la protecci6n de distancla en un plano R-X. En este
diagrama, la protecci6n de la linea, la caracterfstica de operaci6n de la proteccion y la
impedancia de carga pueden ser ilustradas. Un diagrama R-X tipico para una proteccion de
distancia se ilustra en la Figura 11.26.
La protecci6n de distancia es una proteccion relativamente selectiva, 10 cual significa
que la selectividad se alcanza sin una comparaci6n del extremo remoto y asl, no requiere
ningdn sistema de telecomunicaci6n para su funci6n bdsica. Es por ello que el ajuste de
impedancia y tiempo son muy importantes. Una proteccion de distancia tiene varias zonas,
minimo tres y cornunmente cinco. La primera zona es instantanea y las otras son retardadas 0
temporizadas (Figura 11.26).
SISTl:MAS DE PRcmca6N.
487
Zona de arranque
Zona 2
A
B
I
I
Zona 1
,--­
____ J
Zona A
I
Zona A
Zona 1
I
I
I
~
-
Zona 2
-
Zona 3
Transporta de polancia
Zona de arranque
Nola : Ia zona 3 lamblen eubre la zona 2 y la zona 1
18zona 2 tambisncubre Ia zona 1
x
Protecci6nen 81eK'lremo A
1. Zona 1
2. Zona 2
6
3. Zona reversa
4. Zona A (zone aceler.da)
5. Zona 3
6. Zona de arranqve
7. Linea p,olegida (A - B)
8. Z l.'" U L~ L= Impedaneia de earga
8
I(
ZL
,;$t'fC:::=::::::;:/e
La proleeei6n de diSlaneia
opera,,! Ii Ia impedaneia
madida aSI8 dent,o de los
I
/
..
A
3
circulos
Figura 11.26 - Alcance de la proteccl6n de dlstancla
Es irnportante que la primera zona no sobrealcance; por 10tanto, se ajusta entre el 80% y
el 90% de la longitud de la linea. EI margen de seguridad es, pues, entre el 10% y el 20%.
Algunas veees es neeesario tener un margen mayor para tener en euenta el efeeto de la
dl
"
--'-',
488. CAPfruLD 11
impedancia mutua en lfneas paralelas, Este margen se requiere por las tolerancias de las
impedancias de linea, la imprecision de los transfocmadores de instrumentaei6n y sistemas
de proteeci6n.
sera
La principal funci6n de la segunda zona
la de eubrir el margen de seguridad de la
primera zona y normalmente se ajusta como minimo al 120% de la linea y eomo maximo
que no alcance el 80% de la linea adyacente mas corta (para que no traslape la zona 2 de
dicha linea adyacente), La zona 2 se retarda entre 0,3 s yO,S s.
Existen diferentes tendencias para el ajuste de la zona 3. Algunas cornpafiias ajustan la
zona 3 del 100% al 120% de la linea protegida
la linea adyacente mas larga, 10 cual
brinda respaldo remoto a las llneas adyacentes. Otras compafilas la ajustan entre el 200% y
250% de la linea protegida. EI tiempo se retarda entre 0,6 s y 1,0 s.
mas
Cuando la linea termina en un transfocmador, el alcance de la tercera zona se lirnita al
80% de la impedancia del transfocmador. En caso de que se quiera ajustar para sobre
alcanzar el transformador, el tiempo de retardo debe ser coordinado con el sistema de
protecci6n del otro lado del transforrnador.
EI alcance de las zonas se ve limitado por la impedancia de las fallas y la contribuci6n
de corriente de falla desde el extremo opuesto de la protecci6n. Particularmente el alcance de
las zonas 2 y 3 se ve afeetado por la inyeeci6n de corriente de falla por la subestacion del
extremo remoto [CIGRE (1999)]. Estos efectos deben ser tenidos en cuenta para el ajuste de
la proteccion de distancia.
Cuando una lfnea es energizada, la zona lnstantanea (zona l) normalmente cubre mas
del 100% de la linea por un corto tiempo, despues del cual, el alcance se reduce a entre el
80% y el 90% de la linea. Esta funei6n es Hamada funci6n de energizaci6n de linea.
En lfneas doble circuito 0 entre lfneas cercanas se presenta un fen6meno conocido como
el acople mutuo de secuencia cero el cual distorsiona la medida de los reles de distancia
durante la aparicion de una falla rnonofasica.
La corriente de falla que circula en este caso por una fase de uno de los circuitos induce
tension y corriente a traves del acople electromagnetico que existe con su circuito paralelo.
Solo el circuito de secuencia cero participa de manera importante porque las inducciones a
traves de los circuitos de secuencia positiva y negativa se suman y se anulan entre fases.
Existen diferentes configuraciones del acople dependiendo de la localizacion de la falla,
y si el ciccuito paralelo comienza y termina en la misma subestacion, 0 si tiene terrninales
diferentes. Incluso en el caso que este fuera de servicio puede tener efecto si ambos extrernos
del circuito paralelo se encuentran aterrizados: segun el caso, los efectos en la protecci6n de
distancia pueden resultar en un sobrealcance de las zonas I causando disparos indeseados 0
en un bajo alcance de las zonas 2, daiiando los esquemas de teleproteccion y respaldo
previsto.
Para superar esto, las protecciones de distancia estan provistas con ajustes diferentes
para el factor de compensacion para fall a a tierra (<leo), el cual se emplea para considerar la
impedancia de secuencia cero de la linea y, bajo condiciones normales (sin efectos de acople
mutuo), se calcula asi:
SISTEMAS Of PROTECCIclN •
ko =
Z OL -ZL
3Z
489
(11. 1)
L
Donde:
n
impedancia de secuencia cero de la linea, n
impedancia de la linea, n
"0:
factor de compensacion de falla a tierra,
ZOL:
ZL:
Este ajuste se conserva para las zonas de bajo alcance (tfpicamente la zona L) y, como
practice, solo se debe aterrizar la linea paralela en un extremo cuando se encuentre en
mantenimiento.
Para las zonas desobrealcance se ajusta asi:
ko =
ZOL -ZL
3Z L
ZOM
+-3ZL
(11.2)
Donde:
ZOM:
impedancia mutua de secuencia cero,
n.
para detalles y deduccion de las soluciones ver "Application guide on protection ofcomplex
transmission network configurations" [ClGRE (1991 )].
Existen muchas clases de protecciones de distancia. Antiguamente se distinguian entre
esquemas completos (ful! schemes) y esquemas conmutables (switched schemes). Un
esquema completo tiene una unidad de medida por cada fase y cada zona, mientras que el
esquema conmutable tiene una unidad cormin de medida para todas las fases y todas las
zonas. Esto quiere decir que el esquema conmutable debe tener elementos de arranque que
daran la informacion a la unidad de medida decidiendo cuales de las fases 0 zonas estan
involucradas y deben ser medidas. En la Figura 11.27 se muestran las principales'diferencias
entre estos dos esquemas.
Cuando se miden fallas fase-fase, solamente las impedancias de secuencia positiva y
negativa de la linea se tienen en consideraci6n. Cuando una falla a tierra es medida, se debe
considerar la impedancia de secuencia cero de la linea. En un esquema conmutable esto se
organiza normalmente en la rnisma logica de la conrnutacion de fases y zonas. En un
esquema completo, el cubrimiento de fallas entre fases 0 entre fase y tierra se efecnia con
elementos de medida independientes,
A las protecciones nurnericas de distancia por su forma constructiva no les aplica esta
separacion y se podria decir que sus rutinas de procesamiento son una mezcla entre
esquemas completos y esquemas conrnutados, en donde 10 importante se centra en la
confiabilidad y velocidad de la proteccion mas que en especificar sus caracteristicas de
operacion.
:;:;;;;~:J
"
·'·:,'Ii~-
",".,
~,.\1~"
490 •
CAPh'uLO
11
Falla,.. ·Ia..
Enlradaa de tanai6n y comente
l
I
ZOna I
Zona
M
I
2
ZOna 3
DiSparo
Falla a tierra
Esquema completo
con 18 unidades de
medida
Entrada de tensl6n y cementa
Zona 1
M
~j
Zona 2
Zona 3
Esquema conmutado
Arranque
~ Temporizador
T3
M
~~~
,
,IDieparo
Figura 11.27 - Ejemplo de protecd6n de dlstanc:la de esquema completo y esquema conmutado
Tal como se dijo anteriormente, la primera zona de un sistema de protecci6nde ...
distancia nonnalmente se ajusta para cubrir entre el 80% y el 90% de la seccion de lalfrie-r""#,
protegida. Si no se tienen las facilidades de la telecomunicaci6n, solo habra una operacion
sirnultanea de la proteccion de ambos extremes, para una falla que ocurra dentro del
segmento C-D de la linea de transmisi6n de la Figura 11.28. Las fallas fuera de esta area
-
-----------------------
SISTEMAS DE PRoTECCI6N • 491
seran despejadas s610 en forma secuencial. La protecci6n mas cercana a la faUa operara
con tiempo de zona I mientras que la protecci6n del extrema remoto operata can tiempo
de zona 2.
A
~
f
0
21
)1
z«
I
B
Zona 1
1
..."
Zona 2
Zona 2
:
Zona 1
C
Figura 11.28 - Ajuste normal del sistema de proteeel6n de distane/a de balo a/eanee
Cabe recordar que" para poder obtener un recierre exitoso, es necesario que los dos
extremos de la linea abran simultaneamente, 10 cual s610 se logra con fallas cubiertas por
zona I.
Existen muchos rnetodos para obtener un disparo mas rapldo por fallas en el extrema
remoto de la linea, eliminando el retardo de la zona 2. Todos ellos requieren un sistema de
telecomunicaciones entre los tenninales de la linea. Estos metodos se lIaman sistemas de
protecci6n tipo comando, los cuales se describen en un numeral posterior.
Cuando un sistema de teleprotecci6n es conectado a una protecci6n de distancia del tipo
nurnerico 0 de esquema completo, la zona 2 es utilizada como criterio para recibir la sefial.
Si por el contrario, un sistema conmutado es utilizado, se conmutara la zona I de un
esquema de bajo alcance a uno de sobrealcance. EI sobrealcance es lIamado zona A
(Figura 11.26). Estas mismas son utilizadas tambien para el envio de la sefial,
11.8.2 Sistema de protecci6n por comparaci6n de fase (78)
La protecci6n por comparaci6n de fase es un sistema de protecci6n absolutamente
selectivo. EI principio esta basado en la medida de la diferencia del angulo de fase de la
corriente entre los terminales de la linea protegida. Si el angulo es pequefio se trata de una
falla externa de corriente de carga y si el angulo es grande existe una falla intema.
Para poder hacer esta comparaci6n es necesario tener un sistema de telecomunicaciones
entre los terminales de la linea. Por 10 tanto, el sistema de protecci6n se apoya
completamente en las telecomunicaciones y no existe protecci6n si fallan las
comunicaciones. Por esta raz6n, un sistema relativarnente selectivo se agrega a esta
protecci6n como un respaldo. En un numeral posterior se amplfa ligeramente este sistema de
proteccion.
11.8.3 Sistema de proteccl6n diferenclallongltudinal (87L)
Las protecciones diferenciales son sistemas absolutamente selectivos. El principio
basico consiste en la medida de la magnitud y del Angulo de las corrientes que entran en el
area de protecci6n. Durante condiciones nonnales (sin falla) la suma es cero.
~.~
,I
492. CAPtnJLO 11
Este sistema de protecci6n requiere telecomunicaci6n entre los terminales de Hnea.
EI medio de transmision mas cormin para esta protecci6n es el hilo piloto, 10 que
significa que esta protecci6n es utilizada para lineas cortas.
Hoy en dia, la protecci6n diferencial longitudinal se ha utilizado para lineas largas
usando un sistema de telecomunicaciones por microondas 0 preferiblemente fibra 6ptica.
Esta protecci6n tambien requiere del sistema de telecomunicaciones para efectuar su
funci6n basica. Sin cornunicacion no hay protecci6n y, por 10 tanto, un sistema de proteccion
relativamente selectivo se utiliza como complemento. En un numeral posterior se amplia
ligeramente este sistema de protecci6n.
11.8.4 Sistema de protecci6n por comparaci6n direccional
Tambien esta protecci6n es del tipo absolutamente selectiva y requiere para efectuar su
funci6n basica un sistema de telecomunicaci6n entre los terminales de la linea.
Esta proteccion compara la direcci6n de la corriente de falla en ambos extremos de la
linea. Si la medida de la direccion indica que todas las corrientes circulan hacia la zona
protegida significa que se trata de una falla intema. Si una de las medidas indica una
corriente circulando hacia fuera de la zona protegida significa la existencia de una falla
extema.
Este principio es muy similar al de la proteccion de distancia con esquema de
sobrealcance permisivo y al de la protecci6n de la comparaci6n de corriente residual,
descrita posteriormente.
11.8.5 Sistemas de proteccl6n de Iineas ut\llzando telecomunicaciones
[CIGRE (1987)]
11.8.5.1
General
Por razones de estabilidad y selectividad es importante asegurar un disparo rapido y casi
sirnultaneo en ambos extrernos, con el fin de ac1arar una falla en cualquier punto de la linea
protegida. Se requiere igualmente un disparo sirnultaneo con el fin de reducir daiios en los
equipos de la subestaci6n, evitar daiios en los ejes de grandes unidades termicas y poder
utilizar los recierres de alta velocidad.
11.8.5.2 Sistemas de protecci6n
Los sistemas de protecci6n se pueden clasificar de acuerdo con el tipo de informacion
que se transrnitira. Estos pueden ser anal6gicos 0 sistemas de proteccion tipo comando.
En el sistema de protecci6n anal6gico la informacion es transmitida por el sistema de
telecomunicaciones en forma anal6gica 0 digital. EI dato anal6gico es procesado en cada
extremo de la linea y es comparado con valores locales con el fin de determinar si hay falla
intema 0 extema. La comparacion es llevada a cabo sobre los valores instantaneos de las
cantidades electricas de la linea. Un sistema de protecci6n anal6gico es una protecci6n
absolutamente selectiva.
En el sistema de protecci6n tipo comando la informacion es un pulso que se trans mite a
traves del sistema de comunicaciones. Un sistema de protecci6n tipo comando se basa en un
sistema de protecci6n rclativamente selectivo. Existen dos metodos basic os que utilizan
SIS1BIAS DE
PROTKCI6N. 493
sefiales de mando en los sistemas de protecci6n: dar mando de disparo (perrnisivo 0 directo)
o dar mando de no disparo (bloqueo).
En los esquemas permisivos el mando es enviado desde un extreme par la protecci6n
que detecta la falla. En el extrerno receptor, el disparo depende tambien de la operaci6n de la
'",,","""<'
protecci6n en este extrema.
En los esquemas de bloqueo, la sehal de mando se envia al otro extrema en el caso de
una falla externa con el fin de bloquear el disparo en el extrema remote. La determinaci6n de
si es una falla intema 0 externa se hace mediante protecciones de comparaci6n de fase a de
distancia, la primera de las cuales se utiliza sola 0 en combinaci6n con una proteccion
adicional de baja irnpedancia.
EI principia de operaci6n de esta protecci6n se ilustra en la Figura 11.29.
Enlrando
.. Enlrando
•
A
B
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C
-Ci'C
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z<
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I
21
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I~
No hay Iransmisi6n de comando: no hay bloqueo: disparo
Enlrando
A
•
Saliendo
•
B
Hay Iransmisi6n de comando de bloqueo de B hacia A: '10 hay disparo
Figura 11.29 - Prlnclplo bls/co del esquema de bloqueo
baudo en la dlrecclon de la corr/en'e
En un esquema de bloqueo, cuando se utiliza el PLC como sistema de
telccomunicaciones, la sefial es usualmente enviada sobre una linea sana. En un esquema
perrnisivo la sefial es usualmente enviada sobre la linea fall ada. Por esta raz6n, con el
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j"
•
494 • C»fTuLO 11
esquema de bloqueo se tiene mayor fiabilidad comparado con el esquema pennisivo, en 10
que a transmisi6n de sei'lal se refiere.
La combinacion de los esquemas pennisivo y de bloqueo, conocida como "esquema de
desbloqueo", en la cualla falla del canal de telecomunicaciones se entiende como un mando
recibido durante un tiempo limite, ha side tambien utilizada en sistemas tipo comando.
En el esquema de disparo transferido, tambien perteneciente a la familia de los sistemas
de proteccion tipo comando, no se requiere la operacion de la protcccion del extreme
receptor para que ocurra el disparo.
11.8.5.3
Sistemas de telecomunlcaclones
Los sistemas de telecomunicaciones utilizados pueden ser hilo piloto, portadora por
linea de potencia PLC, microondas 0 fibra 6ptica.
La fibra 6ptica va en aumento por el empleo de OPGW (Optical Ground Wire, fibra
6ptica concentrica en el cable de guarda) para muchos usos y servicios, por 10 que la
utilizaci6n para protecci6n tiene un costo marginal.
Generalmente, la sei'lal de telecomunicaci6n no dispara el interruptor sin el criterio de la
protecci6n del extremo receptor. EI esquema de disparo transferido es la excepcion,
Consecuentemente, las seiiales falsas que son enviadas durante condiciones norrnales no
tendran ninguna influencia en la seguridad del sistema. Sin embargo, si una seiial falsa es
enviada durante una falla en el sistema, la cual ha side detectada por la proteccion, se tendra
una operacion indeseada del sistema de proteeci6n. Como el enlace PLC es susceptible a
fallas que ocurren en el sistema, es muy importante tomar precauciones contra las seiiales
falsas con el fin de evitar disparos indeseados cuando se utiliza este sistema de
telecomunicaciones.
Es importante tambien tener en consideraci6n la fiabilidad de enviar una seilal a traves
de una falla, cuando se tiene el caso de una falla trifdsica cercana a la subestaci6n.
11.8.5.4
Sistemas de proteccl6n tipo comando (sistemas de proteccl6n de dlstancia
utilizando telecomunicaclones)
Los sistemas de proteccion de distancia utilizando telecomunicaciones pueden
c1asificarse dentro de las siguientes categorfas:
Sistema de proteccion de distancia de bajo alcance perrnisivo
Sistema de proteccion de distancia de bajo alcance con disparo transferido
Sistema de protecci6n de distancia con bajo alcance acelerado
Sistema de proteccion de distancia con sobrealcance perrnisivo
Sistema de protecci6n de distancia con bloqueo del sobrealcance
Sistema de protecci6n de distancia con desbloqueo del sobrealcance
Sistema de proteccion por comparacion direccional
Transferencia directa de disparo.
En estos esquemas, norrnalmente las funciones basicas de la protecci6n de distancia
perrnanecen como respaldo de la zona que utiliza telecomunicaciones. En otras palabras, si
hay una falla en el sistema de comunicaciones, la protecci6n de distancia operara en su
funci6n basica (protecci6n de zonas escalonadas).
--
----------
SISTEMAS Of PRon;ca6N.495
11.8.5.4.1 Sistema de proteccion de distancia de bajo alcance permisivo
En la Figura 11.30, para una falIa cerca del extremo A, la proteccion en A opera y dispara el
interruptor local. Sirnultaneamente se envia una senal de disparo al otro extremo.
Zona 2
A
B
Zona 1
Zona 2
J
Zona 1
Recepci6n
EmisiOn
Zona 1
or-;;;l
Rele pennisivo
en el extrema B
I A
Se/'lal recibicla desde
:
~
&
_
O.sparo
Interruptor en B
Figura 11.30 - Sistema de proteccl6n de dlstanela de baJo aleanee permlslvo
En el extreme receptor el disparo se hace dependiente de la proteccion que detecta la
falla, la cual puede ser de diferentes tipos. Los tipos mas comunes son:
Arrancadores de la proteccion de distancia (zona 3)
Rele de baja impedancia direccional
0
no direccional
Rele de baja tension
Rele de sobrecorriente.
EI tiempo de disparo es mucho mas rapido comparado con el tiempo normal de retardo
de la zona 2. Para una falla en el extremo remoto de la linea, el tiempo de despeje de la falla
sera 15 ms - 40 ms mayor que el tiempo para una falla localizada cerea de la proteccion, esto
debido al tiempo de la transmision del comando.
En algunos casos, si no se recibe el comando dentro de cierto tiempo despues de que
arranca el rete, se bloquea la teleproteccion.
EI sistema de telecomunicacion mas utilizado en este esquema de proteccion es el PLC.
Para hacer el sistema altamente fiable,la sefial debe ser capaz de pasar el punto de falla.
Con el fin de tener una buena. seguridad en el sistema, el extremo receptor debe ser
insensible a sefiales falsas provenientes de lineas adyacentes por operacion de interruptores 0
seccionadores.
Se puede presentar el caso de un disparo no selectivo debido a seftales falsas, En lineas
de transrnision de doble circuito facilmente se puede transmitir sefial de ruido desde la linea
l~
--,-:---------------­
-li
496. CAPfTuLD 11
fallada hasta la linea sana debido al acople mutuo entre los dos circuitos. Se debe tener
entonces precauci6n contra los disparos no selectivos.
Con enlaces por microondas las interferencias son menos significativas y la seguridad ya
no serfa un problema.
11.8.5.4.2 Sistema de protecci6n de distancia de bajo alcance con disparo transferido
Este esquema es una variaci6n del sistema de protecci6n de distancia de bajo alcance
permisivo, EI ajuste de la zona I es igual al descrito en el item anterior. La diferencia basica
radica en que en el extreme receptor el telecomando recibido del extreme opuesto se utiliza
para disparar directamente el interrupter local sin ningun criterio adicional. Este esquema
tarnbien se conoce como sistema de protecci6n de distancia de bajo alcance no-permisivo.
En la Figura 11.31 se ilustra un esquema tipico de este sistema.
Zona 2
A
B
Zona 1
r>.
Zona 1
Zona 2
Emisi6n
Zona 1
Disparo
directo
Sellal reciblda desde A
Figura 11.31- Sistema de proteccl6n de dlstancla de bajo alcance con
transferencla dlrecta de dlsparo
Debido a que la sefial recibida dispara sin ningun control 0 criterio permisivo adicional,
se haee muy importante la confiabilidad de la transmisi6n de la serial con el' fin de evitar los
disparos indeseados, atin en presencia de ruidoso La probabilidad de operaciones indeseadas
puede aumentar considerablemente.
La fiabilidad es importante cuando se utiliza el PLC debido a que la senal se transrnite
durante fallas internes, que es cuando la interferencia es miis severa. La seguridad en cI
sistema de cornunicacion debe ser mayor que para el esquema de bajo alcance permisiyo.
Para este prop6sito se puede utilizar cualquier tipo de enlace de comunicaci6n.
Generalmente, se utilizan hilo piloto para lfneas cortas de baja y media tension y PLC para
circuitos mas largos. La aplicaci6n de la fibra 6ptica aumenta en forma significativa.
Se debe tener especial cuidado con las interferencias cuando se utiliza el esquema de
disparo transferido por PLC. Usualmente se utilizan sistemas del tipo FSK (modulaci6n por
desplazamiento de frecuencias). Con un sistema de microondas la interferencia es menos
significativa y representa una mayor seguridad. Algunas veces se utilizan tres canales sobre
la base de un criterio dos-de-tres para permitir el disparo,
SI5nMAS DEPROTEcc6N. 497
11.8.5.4.3 Sistema de protecci6n de distancia de bajo alcance acelerado
Este esquema es similar al esquema de bajo alcance permisivo descrito en el
Numeral 11.8.5.4.1. La diferencia radica en que la sei'ial recibida se utiliza para aumentar la
sensitividad de la zona 1 de la protecci6n de distancia conmutando el alcance de la zona 1
para que cubra mas del 100% de la Hnea protegida, nonnalmente al 130%. Esta zona se
conoce como la zona de aceleraci6n - zona A. de un sistema de protecci6n conmutado.
En la proteccion de distancia con esquema completo la recepci6n del telecomando se
utiliza para eliminar el tiempo de retardo de la zona 2. El hecho de que en el extrema
receptor tanto la direcci6n como la distancia sean medidas independientemente y utilizadas
como criterio pennisivo, implica que este esquema sea mas seguro que el sistema de
protecci6n de distancia de bajo alcance permisivo. En la Figura 11.32 se ilustra el esquema
16gico de un sistema de protecci6n acelerado.
En un esquema completo
Is senaJrecibida anular'
el tiempo de retardo de
Is zona 2
Emisi6n
Zona 1
Hecepci6n
Zona 2
A
Zona 1
Medida
de zona 2
Zona 2
A
Zona 2
21
I~
B
Zona 1
Zona A
I
Emisi6n
Zona 1
~
En un esquema conmutado
Ie sellal recibida conmutara
la medida de zona 1 a zona A
Figura 11.32 - Sistema de proteccl6n de dlstanc/a ace/erada
~~;:Z;.ij
;~:\..;~1
498. CAPtrulO 11
EI esquema de aceleracion en el cual sc conmuta el ajuste de la zona basica para
extender el alcance no es mas nipido en operaci6n que los otros esquemas de bajo alcance
permisivo, ya que se requiere de cierto tiempo para que la unidad de medida de direccion
haga una nueva medida y opere luego de que la zona I se ha extendido a zona A. Aunque
este esquema no es mas rdpido que los anteriores es mucho mas seguro utilizarlo para evitar
operaciones no selectivas y disparos indeseados (aumenta la seguridad).
EI sistema de teleproteccion debe ser considerado segun su habilidad para pasar la sefial
de un extreme a otto a pesar de la atenuaci6n adicional introducida en la transrnision por el
paso de la falla y segun la seguridad de que no transmita sefiales espurias durante fallas
externas. En este esquema son menos los requerimientos de seguridad que de fiabilidad.
11.8.5.4.4 Sistema de protecci6n de sobrealcance permisivo
Este es otro metodo en el que se envia sefial de disparo, durante condiciones de fallas
internas, al extreme remoto con el fin de obtener un disparo rapido con protecci6n de
distancia para todos los puntos posibles de una falla intema. El a1cance de la zona A
generalmente se ajusta entre 120% y 150% de la impedancia de la linea protegida. En este
esquema la zona A no es s610 un criterio para la sefial recibida, sino que tambien tiene una
labor de envio. Por este motive, la zona A de un esquema conmutado debe ser proporcionada
con una unidad de medida independiente de la protecci6n de distancia ordinaria.
En el caso de un esquema completo, la unidad de medida de la zona 2 puede ser
utilizada para este proposito. En una proteccion numerica la zona es seleccionable entre las
zonas de sobrealcance.
La zona A no puede ser permitida para disparar directamente a una alta velocidad. El
disparo en ambos extremes depende de la operaci6n de las dos zonas A y de la recepcion de
un mando de disparo (permisivo) del extreme remoto de la linea. En otras palabras, el
disparo en ambos extremes depende de la operaci6n de ambas zonas A.
En la Figura 11.33 se ilustra un metodo tipico de la aplicacion del esquema de
sobrealcance permisivo.
Es muy comun utilizar este esquema para proteger lineas cortas, ya que se cubren mejor
las falIas resistivas que con el esquema de bajo alcance permisivo. 1.0 anterior se puede
observar en la Figura 11.34.
Los riesgos de disparos no selectivos cuando se utiliza PLC estan limitados por el ruido
producido por una falla 0 por la operacion del equipo de patio justamente detras de los
extremes de la linea protegida.
Durante.condiciones de fallas extemas el receptor puede operar debido al ruido excesivo
inmediatamenee fuera de la zona protegida, 10 cual ocasiona disparos indeseados si no se
tienen las precauciones suficientes.
SISTEMAS DEPROTECCl6N •
A
499
B
Zona A
/'"
Zona A
•
Emisi6n
•
Recepci6n
Zona A
"_"s' --'''ida desde A
Esquema conmUlado
Zona A
Disoaro (A)
,,_,,_. ---""da desde B
Esquema conmutado
En el esquema completo normalmente Is zona A senl reempl8Zada por la zona 2
Figura 11.33 - Sistema de proteeel6n de dlstanela de sobrealeanee permlslvo
2\
B
',-,~~:
~jL;-J
~
----,
/'"
M
Q~
'---'"
x
1
x
Sol:lrealcance
1
Bajo atcancR
I
I
B
(1l2'_b,_
A
I~\
- - - : RI:I
R
\\
"<;
I
-L.
.............
-,
A
Figura 11.34 - Sobrealeanee permlslvo en lineas eortas
~;. it
'I
SOO.~l1
La elecci6n y la aplicaci6n de la proteeci6n de distancia para los esquemas de
sobrealcance permisivo son ventajosas perc requieren mucho cuidado. Se deben tener en
cuenta arreglos especiales para los casas de terminal debil 0 weak-infeed en el extrerno
rernoto de la linea (como el eco). El cambio de direcci6n 0 inversi6n de la corriente de falla
durante un despeje parcial de una faUa externa, lineas con un extrerno abierto, etc.. y se
deben tener tambien arreglos especiales para despejar fallas con cualquier condici6n.
11 .1l.5.4.5 Sistema de protecci6n de distancia con bloqueo del sobrealcancc
La zona A de la protecci6n de distancia se ajusta con sobrealcance para que cubra mas
del 100%de la linea protegida, La zona A sin seiial recibida disparara el interruptor.
En el esquema de bloqueo existe en cada uno de los extrernos de la linea un elemento
indepcndiente que mira en reversa y que enviara un telemando al extreme remoto para
bloquear la serial de disparo en el caso de una falla externa a la linea protegida.
La zona A debe contar con un pequefio retardo teniendo en cuenta el tiempo de la
teleprotecci6n para que el telemando pueda bloquear exitosarnente en el caso de una falla
externa, En una protecci6n de distancia con esquema completo la zona 2 reemplaza la
zona A.
Este retardo debe ser mantenido al mlnirno, implicando un canal rapido y una alta
velocidad de transmisi6n. Los requerimientos generales de la teleprotecci6n son que sea
rapida y confiable.
A
B
I
Zona A
Zona
reversa
Zona A
-Recepci6n
Emisi6n
Reversa
7"naA
c:::..a.AAI tia hloqueo
recibida
I
ZOnaA
Retardo
:
~I
~/
Disparo
.
Figura 11.35 - Sistema de proteccl6n de dlstancla con bloqueo del sobRUllcance • arreglo tiplco
con elementos de Imp«lancla mirando hacla atta. 0 ·'mpedanc'a dlrecclona/·
SISTl:HAS DE PROTEcc6N • 501
Con el fin de asegurar un bloqueo correcto por fallas externas, es necesario que el
elemento de reversa tenga un aleanee mayor que el alcance de la zona A. En las
Figuras 11.35 y 11.36 se i1ustran ejemplos tfpicos de esquemas de bloqueo.
~-----------------~~~~~~~~~~~------------------~
~1
A
B
[J
A =-------.::.:::::::..:..:..-------tZona A
I ­
Y-\J
Zona A
L
I - - - - -
~
~
-- -- --- - - --
~';;_dad de arranque en B
Zona A
u. de arranque A
Zona A
disparo an B
Disparo en A
Bloqueo desde B
a) Falla interna
~
~~d~d!~ ~r~n~u~ ~n!,
A
+1
I
~~
~~~
~~
B
,
Zona A
\J
Zona A
1:
21
,
~-----------------~,;;-~~;;~~~~-----------Zona A
I I
------1
La sellal recibida
en B bloqusa
el disparo en B
"a -rranque A
b) Falla externa
Figura 11.36 - Arreglo tiplco del sistema de proteccl6n de distanc/a can bloqueo del sobrea/cance
sin elemento de madida mirando hacia at"is
l>
---ij
.. :":
,~'
~,~
502 • CAPf'ruLO 11
En algunos casos, el elemento de reversa puede ser reemplazado por una 16gica con la
zona A y con una unidad de arranque. Si el rele no ve la falla en la zona A pero sl la ve con
la unidad de arranque, quiere decir que la falla esta bacia atras y se envia una orden de
bloqueo. EI alcance de la unidad de arranque bacia atnis debe ser mayor que el sobrealcance
de la zona A en el extremo remoto de la linea.
En sistemas de bloqueo no se requiere transmisi6n de mando durante fall as intemas. Por
tanto, las fallas intemas que pudieran retardar 0 interrumpir el telemando no son un
problema. Por tal motive, no es necesario tener en cuenta durante la definicion de los
requerimientos del enlace de PLC la atenuaci6n normal adicional introducida por el paso por
una falla.
La utilizacion de teleprotecci6n con bloqueo elimina los problemas de disparos
indeseados debidos a interferencias, a no ser que estas causen la suspension de un mando
vcrdadero. Una interferencia durante una falla intema que pueda causar un retardo del
disparo es aceptable siempre y cuando esto no exceda 10 ms,
~
En el caso de fallas en el sistema de teleprotecci6n, debido a la posibilidad de una
operacion no-selectiva, se debe incluir la posibilidad de que se cambie el alcance de la zona
A a un ajuste normal del 80% al 90% de la linea protegida. Para 10 anterior es necesario un
monitoreo continuo de sefiales en ambos sentidos 0 pro veer los canales en una forma de
auto-verificacion automatica. Sin embargo, pueden ocurrir disparos indeseados para fallas
extemas que estan dentro de la zona A en el caso de que falle el sistema de
telecomunicaciones y no se reciba la seftal de bloqueo. Al ser mas inseguros, no se prefieren
en sistemas donde una apertura pueda representar perdidas cuantiosas.
11.8.5.4.6 Sistemas de proteccion con desbloqueo de sobrealcance
Este sistema de proteccion es una cornbinacion de los sistemas de sobrealcance
permisivo y bloqueo del sobrealcance descritos en los numerates anteriores. La zona A en un
esquema conmutado 0 la zona 2 en un esquema completo, es ajustada con sobrealcance y
mientras no detecte falla transmite seiial de guarda.
.
En el caso de una falla interna, la zona A 0 la zona 2, envia una seiial de desbloqueo al
extremo remoto de la linea y la seiial de guarda desaparece. La recepcion de este telemando
desbloquea ia zona de sobrealcance presentandose el disparo.
Si al mismo tiempo la sefial de guarda desaparece y no se recibe seiial de desbloqueo en
el extrcmo remoto, durante cierto periodo de tiempo (100 ms - 200 ms) la zona de
sobrealcance se desbloquea (sin recibit seftal) quedando habilitado para dar disparo al
interruptor en caso de que yea una falla. De aqui, que la perdida del mando "desbloqueo" no
necesariamente resulta en falla del disparo como ocurre en el sistema de sobrealcance
permisivo.
Este esquema opera asi como sobrealcance permisivo durante la operacion normal de la
teleprotecci6n, pero con falla en el canal de comunicaciones actua durante un periodo corto
con esquema de bloqueo (el periodo de ventana).
La Figura 11.37 ilustra un esquema tipico de un sistema de proteccion con desbloqueo
de sobrealcance.
-----------------------------
SlSll:MAS Of PROTECCl6N.
503
B
Zona"
Zona"
Zona"
del relG"
Senal de desblOqueo
(lalla en zona
Al..
_
~~~~~~~~I;;g~;a------
Emisi6n
Recepci6n
&
r
ona A
.del relll B
'~----1
(sin lalla)
;01
~B
DesbloQueo
Zona"
del releA
RecepciOn
1-------11 &
f----f
;01
Zona"
del rell! B
- - S~~I~!.d.!s~I~~e~ - - - ­
__S~~I ~eJl~a~!.
_
G
Emisi6n
Desbloqueo
Notas:
(') La zona A esta nOrmalmenle bloqueada; la recepcl6n de una setial de desbloqueo, cuando Ia senal de guarda
ha desaparecido, desbloquearllia zona y disparara el interruptor.
12)
La senal de guarda se envla continuamente durante condiciones normales. Si no se recibe senal de
desbloqueo despues de que la senal de guarda ha desaparecido, la zona" sa bloquearll durante un periodo
T2 (venlana). TI·T2 normalmente se ajusra entre 100 ms y 200 ms. Un arreglo de venlana similar puede
ser ap6cado a olros esquemas.
n·
Figura 11.37 - Sistema de proteeel6n de dlstane/a can desbloqueo del sobrea/eanee
AI igual que en el caso de los sistemas de protecci6n de sobrealcance perrnisivo 0
bloqueo del sobrealcance, es tambien posible utilizar un "esquema de desbloqueo" junto con
un "sistema de proteccion de distancia acelerado". EI esquema ventana puede ser aplicado a
casi todos los esquemas de protecci6n de distancia que utilizan telecomunicaci6n.
En vista de que continuamente se esta enviando una senal de guarda, es fad I
implementar un circuito de monitoreo del canal sin aumentar la complejidad del sistema.
1~
·.".""~.
!I
•
504 •
CAPtnn.o 11
La perdida del canal, una vez detectada, puede ser utilizada para convertir el ajuste del
rele a una operaci6n nonnal de sobrealcance.
Los requerimientos de la sei'lal de canal son tarnbien menos severos que los del sistema
de sobrealcance perrnisivo. Los disparos indeseados pueden ocurrir solo si el canal falla
dcntro de 100 ms - 200 ms, despues de una falla extema a la Ifnea protegida pero dentro del
a1cance de la zona A.
Se requicrcn canales independientes y dcdicados entre cada tcnninal de la llnca. Sc
puede utilizar cualquier tipo de enlace de comunicacion siempre y cuando satisfaga los
requerimientos de velocidad y confiabilidad y el de tener que transmitir continuarnente una
seiial.
11.8.5.4.7 Sistema de proteccion por comparacion direccional
Basicamente este tipo de sistema de protecci6n es muy similar a los sistemas de
proteccion de distancia de sobrealcance pennisivo 0 con bloqueo, con la diferencia de que en
lugar de proteccion de distancia, se utilizan reles de potencia de magnitudes superimpuestos
o de sobrecorriente direccionales. Si se requiere que el rele direccional sea muy sensible. se
adiciona frecuentemente un rele de sobrecorriente 0 una unidad de impedancia como .criterio
pennisivo.
Los reles direccionales que detectan fallas entre fases se polarizan con tensiones de fase
en el punto del rele, Los reles direccionales que deteetan fallas a tierra se pueden polarizar
con la tension de secuencia cero 0 con alguna corriente de referencia, como por ejemplo, la
corriente de la conexi6n del neutro a tierra de un transfonnador de potencia local en el punto
del rele. La transmisi6n del comando de bloqueo es iniciada por un rele no direccional y es
interrumpida por el rele direccional.
Los valores de operaci6n de los reles de sobrecorriente de arranque para fallas entre
fases deben ser restringidos por la maxima carga, 10 cual puede causar problemas en los
casos en los que la minima corriente de falla es comparable 'con la maxima corriente de
carga. La alta sensibilidad de la protecci6n por comparacion direccional en fallas a tierra.
utilizando reles de sobrecorriente con conexi6n residual (67N), la hacen muy util para
complementar algunos esquemas de proteccion de distancia, en los cuales es necesario
detectar resistencias de falla a tierra 0 situaciones asirnetricas (Figura 11.38).
Similarmente, los esquemas de proteccion de sobrealcance permisivo descritos, en el
Numeral 11.8.5.4.4 se pueden utilizar junto con los reles direccionales. Se puede utilizar
cualquier enlace de comunicaci6n dentro de los llmites de su rango de aplicacion.
Son necesarios altos requerimientos de confiabilidad y de velocidad de transrnision.
En el caso de utilizar una protecci6n direccional rapida (2 ms - 8 ms), tal como la
proteccion direccional de ondas viajeras, se debe considerar la utilizacion de una
teleprotecci6n apropiada e igualmente rapida.
SIsTEMAS DE PROTfcc6H. 505
L1
L2
L3
H~~
JC
~L
lC
:~~
I
.
-c-
I
I~~
I
I
'j C .
JC
.
67N
I
1.j.>
i
----r
Con rel8s numericos la conexi6n en della abierta no se
requiere ya que se calcula inlemamenle como la suma
de las lensiones de lase
Figura 11.38 - Protecci6n direccional de sobrecorrlente sensible para fallas de alta resistencia
If .8.5.4.8 Transferencia directa de disparo
.. ~..~\linvY~~l\:5 )eu[\\<;je~"§, "!;\~lM·tsm~n1tigU'i\t~ilii~'hUptl>r: Ilfrlr6
u liiiea-como el
transforrnador deben ser protegidos conjuntarnente, 10 cual puede generar algunos
problemas. Las razones por las que no se puede proveer una adecuada protecci6n a un
transforrnador por la protecci6n de linea de extreme remoto son:
Una falla en el tanque del transforrnador puede ser detectada por un rele Buchholz con
s610 una corriente de falla despreciable.
_lt~Fw''':,,'
'",,<
-
506 • CAPtruLD 11
EI valor de la corriente de falla con una falla en el transfonnador puede ser limitado. Por
ejemplo, en el caso de una falla en un arrollamiento en delta. la corriente resultante en la
linea sera de un valor relativamente bajo debido a la impedancia del arrollamiento del
transfonnador; 10 anterior es valido tambien para el caso de una falla a tierra, cercana al
neutro de un arrollamiento en estrella. Una seiial adicional de bloqueo contra la
energizaci6n del transformador debe ser enviada al extreme remoto en el caso de una
falla en el transformador,
Es necesario distinguir entre una falla en el reactor de linea y una falla en la linea.
especialmente cuando se tiene implementado un circuito de recierre para la linea. En el
caso de una falla en el reactor no s610 es necesario disparar el interruptor del extrema
remoto sino que se debe tambien bloquear el recierre subsecuente.
Otra condici6n particular es cuando se tienen dos sistemas de potencia fuertes
independientes, interconectados entre si por medio de una linea de transmision, la cual puede
no ser efectiva cuando uno de los sistemas es fuertemente perturbado por una falla, Un
ejemplo seria la interconexi6n entre los sistemas de dos paises con el fin de intercambiar
energia. EI hecho de que la protecci6n de la linea de interconexi6n no detecte una falla en
uno de los sistemas podria traer efectos por una posible oscilacion de potencia subsecuente a
la falla. Como la falla podria estar muy distante a la linea de interconexion se requiere enviar
un comando de disparo desde una distancia relativamente grande (300 km - 500 krn) Y
posiblemente a traves de varias subestaciones intennedias.
Cuando se tienen centrales separadas de la subestacion de maniobra es necesario tener
teleprotecci6n para los comandos de disparo y de proteccion.
Corminmente usan transferencia directa de disparo los reles de falla interruptor (50BF)
y el diferencial de barras (878), aclarando mas rapidamente fallas entre los transfonnadores
de corriente y los interruptores.
En vista de que el telecomando en el extrema receptor puede iniciar por si mismo fa
maniobra sin ningun criterio permisivo local, se hace necesario aplicar los mismos
requerimientos descritos en el Numeral 11.8.5.4.2. De cualquier modo. en muchos de estos
casos, en que se utiliza PLC. la seiial es enviada a traves de lineas sanas.
11.8.5.5
Aspectos de confiabilidad en esquemas de protecci6n tipo comando
La confiabilidad de los esquemas de telcproteccion mencionados se puede resurnir asi:
Disparos pernisivos 0 de aceleraci6n de zona: son seguros, ya que para producirse un
disparo por una serial remota se tiene que tener una confirmacion local. La fiabilidad
dependera de la disponibilidad del canal de telecomunicaciones y de la confiabilidad
misma de los reles.
Disparos transferidos directos: son fiables. La seguridad dependera de la habilidad del
canal de telecomunicaciones, de diferenciar senates de disparo y ruidos 0 seiiales
espurias, en otras palabras, dependera de la calidad del equipo de comunicaciones.
Esquemas de bloqueo: son fiables. No son seguros ya que, al perderse el canal de
comunicaciones, ocurriran disparos indeseados durante fallas externas.
Esquemas de desbloqueo: son seguros ya que, al perderse el canal de comunicaciones, se
bloquea la proteccion, Son fiables al menos durante el tiempo de ventana.
'~ ~
SlmHAS DE PRO'TECXJON. 507
11.8.5.6
Sistemas de protecclon anal6gicos utilizando teleprotecclones
Los sistemas de protecci6n anal6gicos utiliz.ando teleprotecciones para la proteccion de
lineas corresponden a las protecciones de llnea absolutamente selectivas y dependientes del
canal de telecomunicaclon descritos en el .Nurneral 11.8; es decir, la protecci6n diferencial
longitudinal y la protecci6n de cornparacion de fase. A continuacion se amplian brevemente
estos conceptos.
11.8.5.6.1 Sistema de proteccion diferenciallongitudinal
La proteccion diferenciallongitudinal es nonnalmente utilizada para cables y lfneas, de
cualquier nivel de tensi6n y cualquier sistema de puesta a tierra 0 configuraci6n del neutro.
Esta protecci6n es aplicable en particular cuando:
El ajuste posible de la protecci6n de distancia no es adecuado para cubrir Iineas y cables
COrlOS.
Se requiere introducir un sistema de protecci6n redundante.
S610 se tienen disponibles transfonnadores de corriente y no de tension en cada extrema
de la linea.
B
A
"B
A
"
P1
51
P2
1
P1
P2
,52
52­
51
I
I
---. _ _
I
I
----J
~­
DL.,..~'c=O
I
IA
I
~-------------
'B
.
IB=lA
I
a) Falla externa
B
A
, 'FB
I 'FA
P1
P2
51.
,
!~
P1
P2
/1
52.
I
T51
I
'FA+ 'FB
r
D~:
L...--
--
IFA
'FA+'FB
~l
------J
IFB
..
b) Falla interna
Figur. 11.39 - Princlplos IMs/cos de I. protecc/6n d/ferenc/.I
j;1f
~
508. CAPfnJI.o 11
Las unidades de arranque se requieren en caso de que el sistema de telecomunicaci6n no
este eontinuamente disponible, 10 cual ocurre euando el sistema de telecomunicaciones es
nonnalmente conectado para otros propositos de comunicacion,
EI principio basico de funcionamiento se fundamenta en la comparacion de magnitud y
angulo de fase de la corriente (y por 10 tanto, tambien Hamada protecci6n por comparaci6n
de corriente), similar al principio de funcionamiento de un rele diferencial para maquinas. EI
esquema basico sc ilustra en la Figura 11.39. Para implementar este sistema cs ncccsario que
los transfonnadores de corriente sean similares en ambos extremes de la linea.
El dispositivo de protecci6n (D) (que realrnente es confonnado por dos reles, uno en
cada extremo, que se comunican entre sf) debe tener ciertos lfrnites de sensitividad para
poder compensar el efecto de no tener cantidades exactas en ambos extremos de la linea en
condiciones nonnales de operacion, producido por la corriente capacitiva en el cable 0 linea.
De acuerdo con el medio de transrnision este sistema de proteccion puede ser de varies
tipos, los cuales se describen a continuacion.
11.8.5.6.2 Proteccion diferenciallongitudinal utilizando hilo piloto
,,0.
Para esta proteccion, el medio de transmision para el intercambio de informacion entre
los dos extremos de la linea es una conexi6n galvanica (cable fisico), Hamada hilo piloto.
La comparaci6n de las cantidades secundarias que se efecnia en los extremes de la linea
puede ser en la forma de senates de corriente 0 tension. De acuerdo con esto, existen dos
metodos b
