DISENO DE SUBESTACIONES
JosP Raull Martin
Ingeniero Meciinico Electricista
Jefe del Departamento de Ingenieria Electrica
Facultad de Ingenieria, UNAM
Revision tecnica:
Enrique Orozco Lopez
lngeniero MecAnico Electricista
Universidad de Guadalajara
Profesor titular de la Academia de Potencia
Coordinador de Servicios a la Industria y Proyectos de
Investigation en 10s Laboratorios de Alta Tensi6n
ESIME,' IPN
Pmhlblda ta npmducot6n taw o p u c l a I 6 esU obra
poc cu&quier medlo, @ina u t ~ ~ i z d 6ercritq
n
dsl editor.
lmpreaa en, W l c o
Printed In Mexico
Esta o h se termlnb de
lmprlm
! r en'Mqoqde1982
en RO(Iramas WUCP~IVOS,
S.A. de C.V
Wz. Chsbacano 65.A
&I*slurtar
.
:T
Releg. CuWht4moc
088JD M&lco? D.F.
CONTENIDO
Prblogo
Introducci6n y diagramas unifilarcs
C8pltulo 1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
Subeataci6n elCarica
Ometalidades
Localizaci6n
Capacidad
Tensibn
1.5.1 Tensloner norrnalizadas
1.6 Nomenclatura y simbologia
1.7 Diagrama unifilar
1.7.1 Tipos de diagramas y su evaluaci6n
1.7.1.1 Diegrama con un solo juego de
bmns
1.7.1 .la Diagrama con un
juego de barras
principal*, y uno de
barras de
transfermcia
1.7.1.2
Diagrama con un juego de
barras principales y uno de
barras auxiliares
1.7.1.3 Diagrama con doble juego de
barras o barra partida
1.7.1.4 Diagrama con triple juego de
barras
1.7.1.5 Diagrama con doble juego de
barras colectoras principaies y
uno de barras colectoras
auxiliares
1.7.1.6 Diagrama con arregto en anillo
sencillo
1.7.1.7 Diagrama con arreglo de
interruptor y medio
1.7.1.8 Diagrama con arreglo de doble
interruptor
1.8 Consideraciones econ6micas
Cnpllulo 2
Generalidades. Normas. Especificaciones. Equipo
principal de subestaciones electricas
2.1 Nivel de M e n t o
2.2 Cwrdinaci6n de aislamicnto
2.3 Tensi6n nominal
2.4 Nivd bhico de impulso
2.4.1 Nivel de aislamiento externo e interno de
10s aparatos
2.4.2 NiveI de aislamiento para soporte de
barras
2.5 Determinaci6n de distancias dielktricas en
subestaciones
2.5.1 Distancia dielktrica enlre fases
2.6 Descargas parciales
2.6.1 Descargas internas
2.6.2 Descargas superficiales
2.6.3 Descargas externas
2.7 Comentes en una subestaci6n
2.7.1 Corriente nominal
2.7.2 Corriente de cortocircuito
2.7.2.1 Capacidades de cortocircuito
2.8 Normas
CONTENID0
2.9
2.10
Especificaciones
Descripci6n del equipo de una subestaci6n
2.10.1 Transformadores de potencia
2.10.1.1 Parte activa
2.10.1.2 Parte pasiva
2.10.1.3 Accesorios
2.10.1.4 Conexiones en 10s
transformadores
2.10.1.5 Pruebas
( ~ 0 )7.q.~
y 2.10.2 Bancos de tierra
2.10.3 Transformadores de insttumentos
2.10.3.1 Transformadores de
corriente
2.10.3.1.1 Parhetros de
10s
transformadores
de corriente
2.10.3.2 Transformadores de
potencial
2.10.3.2.1 Parhetros de
10s
transformadores
Epotencial
2.10.4 Dispositivos de potencial
2.10.5 Capacitores
2.10.5.1 Pruebas de campo
2.10.5.2 Bancos de capacitores
2.10.6 Pararrayos
2 . 1 0 . 6 . M e r n o s de arqueo
2.10.6.2 Pararrayos autovalvulares
2.10.6.2.1 Funcionamiento
del pararrayos
2.10.6.3 Pararrayos de bxidos
metdicos
2.10.6.4 Consideraciones generales
sobre pararrayos
2.10.7 Interruptores
2.10.7.1 Parte activa
2.10.7.2 Parte pasiva
2.10.7.3 Accesorios
2.10.7.4 Parhmetros de 10s
interruptores
2.10.7.5 Tipos de interruptores
rii
2.10.7.6
Mttoda, para incrrmmtar la
resistencia dei ara,
h'I6mcn~
produd08 par
cl a e m y dispam de 10s
intfmnp40~~~
2.10.7.8 TIWS
de fallas en
interruptores
2.10.7.9 Reci~rrea u t d t i c 0 Y f d h
en una red
2.10.8 Cuehillas
2.10.8.1 ComponeMes
2.10.9 Fwibles
2.10.9.1 Tipos dc fusibles
2.10.9.2 Tenniw&5a M i en
relau6n con los f u s i k
210.10 Remores
2.10.11 BP(aias
2.10.1 1.1 Bateria de tipo icido
2.10.1 1.2 Batafa de tipo alcalino
2.10.12 Catgadores de batala
2.10.13 Subeotacioaes M gar
2.t0.13.1 Cornparati611 en
dimensiones
2. t0.13.2 Cornparad611 econ6mica
&re subestaciones
conmcionala y en gas
2.10.13.3 Ventsjss de las
subeslaeiones en gas
2.10.13.4 Cmnponcntes dcuna
subestaci6n en gas
2.10.13.5 Obsmaciones
2.10.13.6 Pruebas
2.10.7.7
Capilulo 3
Diseilo de barras colectoras
3.1 Introducci6n
3.2 Barras
3.2.1 Tipos de bartas
3.2.1.1 Cables
3.2.1.2 Tubos
3.2.1.3 Barras de solcra
3.2.2 Materiala
3.2.2.1 Cobre
3.2.2.2 AluminiO
3.2.3 Caracteristicas
3.2.3.1 Capacidad de conducci6n de
corrimtc relativa
3.3 Accesorios de las barras colectoras
3.3.1 Ttpos
3.3.2 Matenales
3.3.3 Caracterlstkas
3.3.3.1 Ttpos de conectora soldados
3.4 Aisladores para las barras colaoras
3.4.1 Tipos de aisladores
3.4.1.1 Aisladores dgidos
3.4.1.2 Cadenas de aisladora
3.4.1.3 Aislahres u p a i d e s
3.4.2 Material3.4.3 Caracteristicas
3.5 Consideraciones de Ias cargas en el discno
de barras
3.5.1 Cargas estkticas
3.5.1.1 Peso dd conductor
3.5.2 Cargas didmicas
3.5.2.1 Expansicma t e m h
3.5.2.2 Esfuerzas mecaniws
3.5.2.3 Esfuems dectromagnCtieo~
3.6 Factores secundarios en el dilto de las barras
colectoras
3.6.1 Efcao corona
3.6.2 Radiointcrferencia
3.6.2.1 Mhodo c k i c o de eslculo
3.6.2.2 MCtodo de dcub por
computadora
3.6.3 Efecto superficial
3.6.4 Efecto de proximidad
3.6.5 Ernisividad t h c a
3.6.6 Vibraci6n
3.6.7 Corrosi6n
3.6.7.1 Corrosi6n atmosfkrica
3.6.7.2 Corrosi6n galvanica
3.7
Metodos de dlculo
3.7.1 Clfico
3.7.1.1 Cargas verticalcs en las barras
tubularcs
CONTENIDO
3.7.1.2
Cargas horizontales en las
barras tubulares
3.7.2 Mecanizaci6n del cAlculo por
computadora
3.8 Resultados del ciUculo
3.8.1 Barras de 85 kV
3.8.1.1 Consideraciones
3.8.1.2 Resultados
3.8.1.3 Selecci6n del material y
distancias
3.8.2 Barras de 230 kV
3.8.2.1 Consideraciones
3.8.2.2 Resultados
3.8.2.3 Selecci6n del material y
distancias
3.8.3 Barras de 400 kV
3.8.3.1 Consideraciones
3.8.3.2 Resultados
3.8.3.3 Selecci6n del material y
distancias
3.9 Conclusiones
Disefio de redes de tierra
4.1
Introducci6n
4. I . 1 Necesidad de la red de tierra
4.1.2 Limites de corriente tolerables por el
cuerpo humano
4.1.3 Disposiciones bisicas de las redes de
tierra
4.2 Ekmentos de la red de tierra
4.2.1 Conductores
4.2.2 Electrodos
4.2.3 Electrodos para pararrayos
4.2.4 Conectores y accesorios
4.3 Factores considerados en el disefio
4.3.1 Caracteristicas del terreno
4.3.2 Corrientes mAximas de cortocircuito a
tierra
4.3.2.1 Tipos de fallas a tierra
4.3.2.2 Componente simktrica de la
corriente a tierra en el instante
de la iniciaci6n de la falla
4.3.3 Factores de conecci6n considerados
en el cslculo de las corrientes de corto
circuit0
4.3.3.1 Factor de decrement0 D
4.3.3.2 Factor de seguridad por
crecimiento de la subestaci6n
4.3.4 Efecto de la resistencia de la red de
tierra
4.3.5 Efecto de 10s hilos de guarda
4.4 Metodos de cdlculo
4.4.1 ClAsico
4.4.1 .I
'sefio preliminar
4.4.1.2 C culo del calibre del
conductor de la red
4.4.1.3 Cglculo de 10s potenciales de
paso, de contact0 y de malla de
la red de tierra
4.4.1.4 Cslculo de la longitud total del
conductor
4.4.1.5 Cdlculo de la elevaci6n maxima
del potential de la red y cslculo
de 10s potenciales de paso en la
superficie de la malla
4.4.1.6 lnvestigaci6n de 10s potenciales
de transferencia
4.4.1.7 Revisi6n del disefio
4.4.2 Mecanizaci6n por computadora
4.4.2.1 Nomenclatura
4.4.2.2 Procedimiento de cslculo del
programa
4.5 Ejemplos de cslculo de la red de tierra
4.5.1 Cslculo clhico
4.5.2 CAlculo con computadora
4.6 Conclusiones
4
Capitulo 5
Proyecto ffsico de la subestaci6n
5.1 Generalidades
5.2 Anteproyecto
5.3 Proyecto
5.3.1 Arreglo fisico
5.3.2 Niveles de tensi6n
5.4
5.5
5.6
5.7
5.8
5.9
5.9.1
5.9.2
5.9.3
5.10
5.11
5.12
5.13
5.14
5.3.3 Car~aetisticacgmerdcs de la
subestacidn
5.3.4 Diagrams unifdw
Protccdbn contra sobtctenrionea
5.4.1 Dercargas atmosfdricns
5.4.2 Maniobrac de interruptores
5.4.3 Protecci6n contra sobrctrnsiones
5.4.3.1 Pararrayos
5.4.3.1.1 Locclljzaci6n del
paranayos
5.4.3.2 BlindPje
5.4.3.2.1 Metodo
eleclrogcomCvico
5.4.3.2.2 Mttodo de Bewlq
5.4.3.2.3 Mttodo dc bayonetas
Distanciat de d h d o
5.5.1 Altura de 10s squtpos sobre el nivel del
sue10 (h)
5.5.2 Altura de las bartas colectoras sobre el
sue10 (2O nivcl)
5.5.3 Altura de rematc de lac lineas de
transmisidn en la subestclddn
5.5.4 Distancias de seguridad
5.5.4.1 Zona de circulaci6n del
personal
5.5.4.2 Zona de circulaci6n de vehiculos
5.5.4.3 Zonac de trabajo
Faam de 10s bancos de transformadores
Proyeao de planta y devaciones
Tableros
Cables de control
Probkmas de tipo electromagnttico y
dectrostdtico en cables de control
Transitorios por maniobras con
interruptores de 10s bancos de
capaeitores
Metodos para limitar transitorios
Rutas de cables de control
Protecci6n a 10s cables contra rocdores
Cables de control en instaladones
especiales
Lista de cables
Tipos de contaminaci6n en subestaciones
5 . G ayr-n
~d proyecto ds una s u b e a t
5.16 D&tribuci&t dq 1k cmtos dc una
subcsta@&
6..!
6.2
6.3
ha@-:
W a m a unifilar
Part- Q ym ristema aluyiliar
6.3. \ T~ansfnrmadar=
6.3.2 T w o s
6.3.2.1 Tabkro priocipal
6.3.2.2 Tablcro secund+
6.3.3
6.3.4
6.3.5
6.4
Batqias
Carmkxes
P ~ I @
Qc un(x@a
Alebrado
6.4.1
6.4.2
6.4.3
6.4.4
6.4.5
su~t+ones
I h m k d n horizontal
Ilum+&n vertical
Fkcionk del alumbrado
Control dg'&vbrado
T i dealumbradp
6.4.5.1 N w P ~ ?8 ~
Tra
6.4.5.2 Alynbrado de bardas
6.4.5.3 ~lurnbradodel cdificio de
tablero
6.5 Sitema contra hwldb
6.5.1 S&t-dcprotccci611
6.5.1.1 Separac@~entre los bancos de
tranqformadores
6.5.1.2 Muros no combustibles
6.5.1.3 Fosas
6.5.1.4 P vo quirnico
6.5.1.5 S ema a base de haldn
6.5.1.6, Sistcmas con .base de di6xido
& carbon0
6.5.1.7 Siatema P base de q u a
:. ,' p"l\ibiizadai
6.5.1.8 Proyecto de qn sistema de m a
! .~.piulwxizada,
con tanque
hidcodumitico
.
6.6 Aire acondicimneda
4
,
X~V
CONTENIW
Capitolo 7
Protecci611, relevadores y diagramas
7.1 Generalidades
7.2 Diagrama esquematico de protection
7.3 Partes de una proteccibn
7.3.1 Relevadores
7.3.1.1 Atracci6n electromagnCtica
7.3.1.2 Inducci6n ehxtromagnetica
7.3.1.3 Estado &lido
7.3.2 Contactos
7.3.3 Tiempos de operaci6n de relevadores
7.4 Relevadores m;Ls usados en subestaciones
7.4.1 Relevadores de sobrecorriente
7.4.2 Relevadores diferenciales
7.4.3 Relevadores de diitancia
7.4.4 Relevador direecional
7.4.5 Relevador de hilopiloto
7.5 Nomenclatura
7.6 Sistemas de protecci6n
7.6.1 Protecci6n primaria
7.6.2 Protecci6n secundaria o de respaldo
7.6.3 Protecci6n de respaldo remota
7.6.4 Protecci6n de respaldo local de
interruptor
7.7 Caracteristicas de una protecci6n
7.8 Diagramas principales de protecci6n
7.8.1 Proteecibn de sobrecorriente
7.8.2 Protecci6n diferencial
7.8.3 Protecci6n de hilopiloto
7.8.4 Frotecci6n de onda portadora
7.9 Principales protecciones en subestaciones
7.9.1 Lineas o cables de alimentaci6n
7.9.1.1 Sobrecorriente
7.9.1.2 Distancia
7.9.1.3 Hilopiloto
7.9.1.4 Onda portadora
7.9.2 Bancos de transformadpres
7.9.3 Barras colectoras,~buses
7.9.4 Protecci6n de respaldo local contra falla
de interruptor
7.9.5 Alimentadores de distribuci6n
7.9.6 Bancos de capacitores
Z i O . 2 ~ 7.9.7 Bancos de tierra
(a
CONTENIW
7.9.7.1 Conexi6n zig-zag
7.9.7.2 Conexibn estrella delta
7.10 Comparacibn entre 10s relevadores
convencionales y 10s e k ~ t r 6 n i c 0 ~
7.11 Interferencias electromagneticas en 10s
relevadores estdticos
Cnpitulo 8
8. I Generalidades
8.2 Magnitudes elkctricas
8.3 Aparatos de medicibn
8.3.1 Ampkrmetros
8.3.2 V6ltmetros
8.3.3 Frecuencimetros
8.3.4 Medidores de factor de potencia
8.3.5 Wdttmetros
8.3.6 Vdrmetros
8.3.7 Watthorimetros
8.3.8 Varhorimetros
8.4 Montaje de 10s aparatos de medici6n
8.5 Sistemas de medicibn
8.5.1 Sistema de medicibn local
8.5.2 Sistema de medici6n remoto
8.5.3 Sistema mixto
8.6 Zonas de medici6n en las subestaciones
8.6.1 Bancos de transfonnadores
8.6.2 Lineas y cables
8.6.3 Barras colectoras
8.6.4 Alimentadores de distribuci6n
8.6.5 Bancos de capacitores
8.7 Transformadores de medicibn
8.7.1 Transformadores de corriente
8.7.2 Transformadores de potencial
Capitulo 9
Control
9.1 Generalidades
9.2 Tipos de control
9.2.1 Control local
9.2.2 Control remoto
9.3 Diagramas
9.4 Dispositivos y elementos usados en control
XV
9,4,1
9.4.2
9.4.3
9.4.4
9.4.5
9.4.6
9.4.7
9.4.8
9.4.9
Elemcator Zjccutores
Dispositivos dc wntrol autodtiw
Dispositivos Be &tm
Dispositivos de proteccibn
Rinpositivos de medioidn
Aparatos re&tradorea
pispositives & mando y seflalizaci6n
C@blerde m u 0 1
Tablcros
8.5 Tipas y ~ a c t e r k t i q &
s 10s elementos decontrol
9.5.1 Tipos do control
9.5.2 Tipos de salopcs de tablef~s
9-5.3 Tipos de tableros de control y mcdici6n
P.5.4 T i p s de tabkos de protecci6n
9.5.5 Tipos de s e f l ~ ~ c i 6 n
8.5.6 8 l q u w s
9.5.7 qu{omatismos
9.1.8 Sistema de corrient~directa
9.6 Desaipci6n de 10s diapositivos de control
9.6.1 Dispositivos dc mando
9.6.1.1 Sistepa de mando con 1bpara.s
roja y vesde
9.6.1.2 S i t p a de mando con [Amparas
narmolmente qpaeadas
9.6.2 Cabaal de marsdo
9.6.3 lnterblaqucos a t r e intcrruptores y sus
cuchiuas
9.7 Sistemas au&m&icasde control
9.7.1 Recicrre autodtico en alimentadores
Awfi
9.7.2 T r a ~ ~ ~automatics
f e r ~ cte
alimentador~sde un banco de
transformadores a otro
9.7.3 Disparo pos baja frecuencia de 10s
interruptores de alimentadores de
distribuci6n
9.7.4 Sincronizsci6n
9.7.5 Regulaci6n de tensi6n
9.7.6 Transferencia autom8t'~cade
transformadores de potencia1
9.7.7 Recierres en l h m de aIta tensi6n
9.7.8 Operaci6n automhtica de 10s bancos de
capacitores
9.8 Dispositivos de alarma
9.8.1 Alarmas de protecciones
9.8.2 Alarmas por ma1 funcionamiento de 10s
equipos
9.8.3 Alarmas pot ma1 funcionamiento de 10s
circuitos de control y de s e ~ c i o s
auxiliares
9.9 Aparatos registradores
9.9.1 Registrador de eventos
9.9.2 Osciloperturb6grafo (OPG)
9.10 Nomenclatura para 10s circuitos de corriente
directa
9.1 1 Sistemas de control remoto
9.1 1.I Descripci6n de 10s sistemas automkticos
de telecontrol Y telemando
9.11.2 Dispositivos de telemando
9.11.3 Dispositivos automaticos de control
9.11.3.1 Bloquws
9.11.3.2 Recierres
9.1 1.3.3 Baja frecuencia
9.11.3.4 Sincronizaci6n
9.1 1.3.5 Regulaci6n
9.11.3.6 Alarmas
9.11.3.6.1 Alarmas del
equipo en
general
9.11.3.6.2 Alarmas de
10s circuitos
de control o
dispositivos
auxiliares
9.11.3.6.3 Alarmas de 1%
protecciones
automhticas
.9.11.3.7 Clasificaci6n de alarmas
9.11.3.7.1 Alarmas de
ernergencia
9.11.3.7.2 Alarmas de
alerta
Capitulo 10
Tableros, localizaci6n de aparatos y alambrados
10.1 Generalidades
10.2 Tipos de tableros
10.2.1 Tableros de un solo frente
10.2.2 Tableros de doble frente o dtiplex
10.2.3 Tableros separados para mando y
protmi6n
10.2.4 Tableros tipo mosaico
10.3 Agmpamiento de circuitos por tablero
10.4 Perforaciones para 10s aparatos de 10s tableros
10.5 Descripci6n de 10s tableros
10.5.1 Tableros para servicio de estaci6n
10.5.1 .I Tablero intemperie
10.5.1.2 Tablero interior
10.5.2 Singularidades de 10s tableros
10.5.2.1 Detalles generales para
tableros de servicio de
estaci6n
10.5.2.2 Detalles en tableros de
control
10.5.2.3 Detalles en tableros de
protecci6n
Chpilulo 11
Pruebas y puesta en servicio
11.1 Generalidades
11.2 Tipos de pruebas
11.2.1 Pruebas a los equipos de alta tensi6n
11.2.1.1 Resistencia de aislamiento
11.2.1.2 Factor de potencia de 10s
aislamientos
1 1.2.1.3 Rigidez dielkctrica del aceite
1 1.2.1.4 Relaci6n de transformaci6n
11.2.1.5 Reistencia de contact0
11.2.1.6 Tiempo de operaci6n de un
interruptor
11.2.1.7 Continuidad
11.2.1.8 Polaridad
11.2.1.9 Pmeba de tensi6n minima
de operaci6n
11.2.2 Pruebas en 10s circuitos de protecci6n,
medicidn, control y alarmas
11.2.2.1 Tableros de protmi6n y
control
11.2.2.2
11.2.2.3
11.2.2.4
11.2.2.5
Cable de control
Control y alarmas
Protecciones
Verificaci6n del programa de
telecontrol y p ~ e b a s
11.2.3 P ~ e b a Sa1 equipo con tensi6n nominal
11.2.4 Faseo
11.2.5 Toma de carga
11.3 Memoria del proyecto
Bibliografia
El prop6sito de este libro es concentrar en un solo volumen 10s datos necesarios en
el diseiio de subestaciones electricas, con objeto de auxiliar a 10s ingenieros y tkcnicos especializados.
El gran desarrollo industrial de las liltimas dkcadas ha originado un crecimiento
paralelo en 10s sistemas de energia electrica; por lo tanto, urge preparar nuevos profesionistas y actualizar a 10s ya existentes.
Como es poco lo que hay escrito sobre diieao de subestaciones, se considera que
este libro cumple con el propdsito, ya que recoge ideas de otros autores y las condensa. Ademhs &ade las experiencias del autor durante su trayectoria profesional por
las Areas de construcci6n, diseiio y selecci6n de equipo para subestaciones elkctricas.
Muchos de 10s puntos aqui tratados, se encuentran dispersos en la literatura tkcnica de la especialidad, y la blisqueda de datos para el trabajo de diseiio de subestaciones presenta dificultades, especialmente grandes para 10s que no tienen la experiencia adecuada.
Se ha procurado ser concisos en el desarrollo de 10s diferentes capitulos sin perder claridad en la exposici6n de 10s temas, partiendo de conceptos bhsicos ya desarrollados.
Otra meta de este libro es la de servir como libro de consulta para 10s estudiantes de las Areas de potencia, distribuci6n y protecci6n; para facultades y escuelas de
ingenieria electrica, sobre todo en lo referente a lo expuesto en 10s capitulos 2, 4,
7 y 8.
xxii
PR6LOGO
Los eapitulos 1, 3.4; 5, 6, 7 y 9 son importante. para 10s ingenieros de diseflo
de subestaciones y sirven para desarrollar desde una subestaci6n de tip0 industrial
de mediana tensidn, hasta las de alta tensi6n de las compailias suministradoras de
energia.
Finalmente, como aclaraci6n. conviene indicar que el capitulo 2 describe 10s diferentes equipos de una subestaci6n en su parte interna; en tanto que 10s capitulos
5 y 6 describen 10s mismos equipos pero formando parte del sistema.
INTRODUCCION Y
DIAGRAMAS UNIFILARES
Es un conjunto de dispositivos elkctricos, que forman pane de un sistema elktrico
de potencia: sus funciones principales son: transformar tensiones y derivar circuitos de potencia.
1.2 GENERALIDADES
Las subestaciones se pueden denominar, de acuerdo con el tipo de funcidn que desarrollan, en tres grupos:
a) Subestaciones variadoras de tensi6n.
b) Subestaciones de maniobra o seccionadoras de circuito.
c) Subestaciones mixtas (mezcla de las dos anterior=).
De acuerdo con la potencia y tensi6n que manejan las subestaciones, &stasse
pueden agrupar en:
a) Subestaciones de transmisidn. Arriba de 230 kV.
b) Subestaciones de subtransmisi6n. Entre 230 y 115 kV.
c) Subestaciones de distribuci6n primaria. Entre 115 y 23 kV.
d) Subestaciones de distribuci6n secundaria. Abajo de 23 kV.
El punto de &da para la localizaci6n de una subestaci6n se deriva de un estudio de
planeaci6n. a partir del cual se localiza, con la mayor aproltimaci6n, el centro de carga
de la rcgi6n que se necesita alimentar.
Un mttodo que se puede utilizar para localizar una subestacidn, es el siguiente:
En un plano grande de una ciudad se traza, a cscala, una cuadricula que puede
ser de 0.5 x 0.5 km.En cada cuadro de medio kil6metro de lado, se obtiene estadisticamente la capacidad instalada, contando el nlimero de transfonnadores de
disuibuci6n rcpartidos en el Area y sumando la potencia en kVA de todos ellos.
Lo anterior se efectlia afio tras aAo y, en esta forma, se detecta la velocidad de
crc&nimto (en el hea mencionada) de la demanda elktrica, en kVA, para cinco
y para diu ailos. Obtenida la localizaci6n del centro de carga, conociendo la capacidad actual de la subestacibn y previendo las ampliaciones futuras, se determina la
superficie necesaria para la instalaci6n de la misma. A continuaci6n. se procede a
la localizaci6n de un terreno de Area igual o mayor a la requerida y lo mds pr6ximo
posible al centro de carga del Area.
Una vez localizado el terreno, y antes de comprarlo, se debe efectuar un estudio
para que no exista dificultad en la llegada de 10s circuitos de alimentaci6n a la subestaci6n. Las alimentaciones podrdn efectuarse por medio de Uneas de transmisi6n,
o bien, si no hay espacio disponible para su tendido, por medio de cables subterrdneos
de alta tensi6n.
Lmalizado el terreno necesario, se procede a la obtenci6n de 10s datos climato16gicos de la regi6n:
a) Temperaturas,'mAxima y minima
b) Velocidad maxima del viento
c) Altura sobre el nivel del mar
d) Nivel isoceriunico
e) Nivel sismico
/) Nivel pluviomCtrico
g) Grado de contaminaci6n
La capacidad de una subestaci6n se fija, considerando la demanda actual de la zona
en kVA, m8s el increment0 en el crecimiento, obtenido por extrapolaci611, durante
10s siguients diez a o s , previendo el espacio necesario para las futuras ampliaciones.
Dentro de la gama existente de tensiones normaliiadas, la tensi6n de una subestacibn se puede fijar en funci6n de 10s factores siguientes:
a) Si la subestaci6n es alimentada en forma radial, la tensi6n se puede fijar en
funci6n de la potencia de la misma.
b) Si la aliientaci6n proviene de un anillo, la tensi6n queda obligada por la
misma del anillo.
c) Si la alimentacidn se toma de una linea de transmisi6n cercana, la tensi6n
de la subestaci6n queda obligada por la tensi6n de la linea citada.
1.5.1 Tensiones nonnnlizadss
Las tensiones en un sistema de potenaa se normaliian, en primer termino, dependiendo de las normas que se utilizan en cada pais y, en segundo tCrmino, seglln las
normas internas de las empresas propietarias de 10s sistcmas elktricos.
Por ejemplo, en Mexico, en el sistema central, las tensiones normalizadas son
las siguientes:
Alta tensi6n 400, 230, 85 y 23 kV
Baja tensi6n 440, 220 y 127 Volt
1.6 NOMENCLATURA Y SIMBOLOG~A
La nomenclatura y simbologia delos diagramas y el e q u i p que se menciona en este
texto, estAn de acuerdo eon las normas mexicanas elaboradas por el CCONNIE
(Comite Consultivo Nacional de N o m ~ c i 6 de
n la Industria Elktrica), con las normas americanas ANSI y con las nonnas internacionales CEI (Comisi6n Electrotknica
International).
1.7 DIAGRAMA UNIFILAR
El diagrama unifilar de una subestacibn electrica es el resultado de conectar en forma simb6lica y a travk de un solo hilo todo el e q u i p mayor que forma parte de
la instalaci6n. considerando la secuencia de operaci6n de cada uno de 10s circuitos.
El diseilo de una instalaci6n eltctrica tiene su origen en el diagrama unifilar correspondiente, que resulta del estudio de las necesidades de carga de la zona en el presente y con proyeccibn a un futuro de mediano plazo.
1.7.1 Tipos de diagramas y su evnluaci6u
La elecci6n del diagrama unifilar de una subestacidn depende de las caracteristicas
especificas de cada sistema elktrico y de la funci6n que realiza dicha subestaci6n
en el sistema.
El diagrama de conexiones que se adopte, determina en gran pane el costo de
la instalaci6n. este depende de la cantidad de equipo considerado en el diagrama.
lo que a su v u repercute en la adquisici6n de mayor &rea de terreno y, finalmente,
en un costo total mayor.
Por otra parte, en la realizaci6n de un mismo diagrama de conexiones, se pueden adoptar diferentes disposiciones constructivas, que presentan variaciones de la
superficie ocupada, en funci6n del tipo de barras, del tipo de estructuras, de la mayor o menor sencillez de la instalaci6n, del aspect0 de la instalaci6n. etc., mismas
que tambiCn repercuten en el costo fmal de la subestaci6n.
Los criterios que se utilizan para selkcionar el diagrama unifilar mzts adecuado
y econ6mico de una instalaci6n. son 10s siguientes:
al Continuidad de senicio
b) Versatilidad de operaci6n
c) Facilidad de mante~mientode 10s equips
d) Cantidad y costo del e q u i p elktrico
Con base en lo anterior, a continuaci6n se describen 10s diagramas unifilares
mis u t i l i d o s en subestaciones. siguiendo un orden creciente de complejidad.
1.7.1.1 Diagrama con un solo juego de barrns (Fig. 1-1-1)
a) Es el diagrama m& sencillo. En condiciones normales de operaci6n. todas
las l i n w y bancos de transformadores e s t h conectados al 6nico juego de
barras.
bl Con este arre~lo.
- . en caso de owrar la orotecci6n diferencial de barras. b t a
desconecta todos 10s interruptores, quedando la subestacion completamente
desenergizada; si en la barra se instala el juego de cuchillas seccionadoras
(I), en caso de una falla en las barras mencionadas queda fuera toda la subestaci6n. Entonces se abren las cuchillas mencionadas, se deja fuera la parte
dailada y asi puede trabajar la mitad de la instalaci6n que no sufri6 daiios.
c ) El mante~mientode 10s interruptores se dificulta porque hay que dejar fuera parte de la subestaci6n.
d) Es el arreglo que utiliza menor cantidad de equipo y, por lo tanto, es el mis
econ6mico.
LNTRODUCCI~N
Y DIAGRAMAS UNIFILARES
5
j\ BARRAS PRlNClPALES
1. DIAGRAMA DE CONEXIONES CON UN
la. UN JUEGO M BARRAS PRlNClPALES
Y UN JUEGO OE TRANSFERENCIA
SOLO JUEGO DE BARRAS COLECTORAS
VARIANTE A
2 DIAGRAMA DE CONEXIONES CON UN JUEGO DE BARRAS COLECTORAS
PRlhlClPALES Y UN JUEGO DE BARRAS COLECTOWS AUXlLlARES
FIG. 1-1
1 7 1 1 n Diagrama con un juego de b m principales y uno de barras
de transferencin (Fig. 1-1-111)
Es una alternativa del caso anterior, en la cud las barras de transferencia se utilizan
para sustituir. a travQ del interruptor comodin, cualquier interruptor que necesite
mantenimiento. Supongamos que se desea reparar el interruptor del circuito 1, primero se abre el interruptor I , luego sus cuchillas A y B. Ahora se cierran las cuchillas
C del circuit0 1y las A y B del intermptor comodfn. Finalmente se cierra el interrup
tor E con lo cud queda en servicio el circuito 1, y el interruptor 1 queda desenergizado y listo para su reparaci6n.
1.7.1.2 Diagramn con uq juego de b ~ r r ~
principales
s
y uno de bnrras
auxlliares (Fig.1-1-2; vPriautes A y B)
a) En condiciones normales de operaci6n. todas las lineas y bancos de transfor-
madores se conectan a las barras principales. Con este diagrma se obtiene
buena continuidad de servicio.
b) Los arreglos con interruptor comodin logran mayor flexibilidad de operaci6n. aunque aumentan las maniobras en el equipo.
c) Este arreglo permite sustituir y dar mantenimiento a cualquier interruptor
por el wmcdin, sin alterar la operaci6n de la subestaci6n en lo referente a
desconectar lineas o bancos de transformadores.
d) Con respecto al caso anterior, la cantidad de equipo necesario es mayor, asi
como su costo.
L7.1.3
Dingrama eon doble juego de bnrras o bnrm partida (Fig. 1-2-1)
A a t e diagrama tambikn se le conoce con el nombre de barra partida y es de 10s
mAs utilizados.
El diagrama tiene como caracteristica que la mitad de las lineas y transformadores se conectan a un juego de barras y la otra mitad a otro juego.
a) Desde el punto de vista de continuidad, el arreglo no es bueno debido a que
por cads interruptor que necesite revisi6n se tiene que desconectar el transformador o Unea wrrespondiente.
b) La subestaci6n, en condiciones normales, se opera con el intermptor de m a rre y sus dos juegos de cuchiUas en posici6n de cerrado, de tal manera que,
en caso de una falla en uno de 10s juegos de barras, el otro sigue operando.
trabajando la subestaci6n a media capacidad, mientras se efectuan las maniobras necesarias para Librar las cuciiillas de tcdos 10s circuitos de las barras
daiiadas dejando la subestaci6n c o n e d a al juego de barras en buen estado,
mientr'as se reparan las barras afectadas.
L,y i-(
.I,
iAMA
1'
INTRODUCCI~NY DIAGRAMAS UNlFlLARES
1. DIAGRAMA DE CONEXIONES CON DOBLE JUEGO DE BARRAS COLECTORAS 0 BARRA
PARTIDA
PTW"'PT-
,A 4,
I I
P
"r"
"r"
R
E
2. DIAGRAMA DE CONEXIONES CON TRIPLE JUEGO DE BARRAS COLECTORAS
FIG. 1-2
Y
7
8
DlSENO DE SUBESTACIONES EL~CTRICAS
c) Para dar mantenimiento a cada intemptor, se necesita desconectar el circuito correspondiente, lo cual representa una desventaja para este diagrama.
d) Este arreglo es un 30% m& caro que el tratado en el caso de un juego de
barras, pero m8s barato que en el caso de interruptor y medio que se trata
mAs adelante.
1.7.1.4 Diagrama con triple juego de barras (Fig. 1-2-2)
Es un esquema no utilizado todavia en Mtxico, se utiliza en subestaciones en que
el cortocircuito es muy alto.
a) Desde el punto de vista de continuidad es igual al caso anterior.
b) La operaci6n con tres barras permite disminuir la magnitud de las corrientes
de cortocircuito en la subestaci6n sin tener que cambiar los'interruptores por
otros de mayor capacidad intemptiva. Por lo demh, respecto a la operaci6n, el comportamiento es semejante al caso anterior.
c) Para dar mantenimiento a cada interruptor, tambiCn se requiere desconectar
el circuito correspondiente.
d) La cantidad de interruptores es igual al caso anterior, pero respecto al mimero de cuchillas, la cantidad se increments un poco mils de un 50%.
1.7.1.5 Diagrama con doble juego de b a r n colectoras principnles y
uno de banns colectoras auxilinres (Fig. 1-3 diagrams 1)
a) Cada juego de barras tiene su protecci6n diferencial independiente para evitar, en caso de una falla en Cstas, la desconexi6n total de la subestaci6n.
b) Los juegos de barras principales permiten que la mitad de las lineas y transformadores se conecten a un juego y la otra mitad al otro.
Las barras auxiliares siwen para que el interruptor comodin pueda sustituir
la operacibn de cualquier intemptor de circuito.
c) Este arreglo permite dar mantenimiento a cualquier interruptor sustituybndolo por el interruptor comodin, sin alterar la operaci6n de la subestaci6n.
d) La cantidad de interruptores es igual m8s uno al caso de barra partida y las
cuchillas aumentan en un 50%.
1.7.1.6 Diagrama con arreglo en anillo sencillo (Fig. 1-3 diagrama 2)
Es un esquema que se puede presentar con cualquiera de las dos variantes A o B
yes muy flexible en su operaci6n; se utiliza mucho en la salida de 23 kV de las subestaciones de distribuci6n, utilizando anillo sencillo o doble. Tambign se utiliza en
subestaciones de 230 kV. V h e Figura 1-3 diagrama 2 variante A.
INTRODUCC16N Y DIAGRAMAS UNIFILARES
AMARRE
BARRAS PRINCIPALES Na 1
BARRAS PRlNClPALES No 2
EARRAS AUXlLlARES
COMOD~N
"f"
"I"
1 DlAGRUIA DE CONEXIONES CON WBLE JUEGO DE BARRAS COLECTOW
PRlNClPALES Y UNO DE BARFAS COLECTOW AUXlLlARES
2. DIAGRAMA M CONEXIONES CON ARREGLO EN ANlUO SENCILLO
. no. 1 4
9
10
DISEAO DE SUBESTACIONES ELECTRICAS
-
ESQUEMA DEL AFIRMLO FlSlCO
A
F
n
DUOPAMA DE CONEXIONES CON ARREGU) DE DOBLE ANlUO CON TUES TRANSFORMADORES
INTERRUP~ORESAEIERTOS EN WNDICIONES NORMALES DE OPERACdN
INTERRUPTORES CERRAWS EN WNDICIONES NORMALES DE O P E W l d N
flG. 1SVAFIIANTE C
a) Permite perfecta continuidad de servicio, aun en el caso de que salga de ser-
vicio cualquier transformador de linea.
b) Al salir de servicio cualquier circuito por motivo de una falla, se abren 10s
'
dos interruptores adyacentes, se cierran 10s interruptores de enlace y queda
restablecido el servicio instantdneamente.
Si falla un transformador o una linea, la carga se pasa al otro transformador
o linea, o se reparte entre 10s dos adyacentes.
En caso de haber mds de dos transformadores, se puede usar un arreglo con
doble anillo. Vkase Figura 1-3 variante C.
c) Si el mantenimiento se efectJa en uno de 10s interruptores normalmente cerrados, al dejarlo desenergizado, el alimentador respective se transfiere a1
circuito vecino, previo cierre automatico del interruptor de amarre.
dJ Prdcticamente requiere el mismo equipo que el primer caso de barra sencilla.
con la ventaja de que se ahorra la protecci6n de barras.
1.7.1.7 Diagrama con -lo
de intemptor y medio (Fig. 1 4 1 )
Tambikn este esquema se puede presentar con las variantes A o B. Este arreglo se
utiliza mucho en las dreas de alta tensibn de las subestaciones de gran potencia, sobre todo en aqukllas de interconexi6n, que forman parte de un sistema en anillo.
a) En ambas variantes hay perfecta continuidad de servicio.
b) En condiciones normales de operaci6n, todos 10s interruptores e s t h cerra-
dos, cada juego de barras tiene su propia protecci6n diferencial y, en caso
de falla en cualquier juego de barras, Csta desconecta todos 10s interruptores
que llevan energia a1 juego de barras afectado, sin dejar fuera de servicio
ninguna linea, ni transformador.
A cada secci6n del diagrama unifilar la llamamos m6dulo. En este caso,
cada m6dulo consta de tres interruptores, cada uno de 10s cuales tiene dos
juegos de transformadores de corriente, uno a cada lado y dos juegos de cuchillas, tambien uno a cada lado.
LOSinterruptores externos conectan a las barras, del lado de la linea en
un caso, y del lado del banco en el otro caso. Entre 10s dos interruptores
exteriores y el central se observa una conexi611 de linea o cable de un lado;
y del otro, una conexi611 a un transformador.
c) Se puede efectuar la reparaci6n de cualquier interruptor en el momento que
se necesite, sin afectar la continuidad de servicio.
Este caso, comparado con el de doble barra m& barra auxiliar, requiere
una cantidad ligeramente mayor de interruptores, aunque una cantidad bastante menor de cuchillas lo que al final de cuentas represents un costo total
menor.
1 DIAQRAMA DE CONEXIONES CON ARREGLO DE INTERRUPTOR Y MEDlO
2 DIAGRAMA DE CONEXIONES CON ARREGLO DE WBLE INTERRUPTOR
FIG. 1-4
m1 t43
QP
a
A
mA
4 1
ETAPAA
rn
rn
MIV\-
A
,0
4J j i ' j J !
JWRASrnkV
\w
MFIJ\
NYV\,
i PBrnrnrnkV
\
*
"v',
Y
230123 kV
ETAPA C
( S I N A C ~ NFINAL)
W R U U M CONEXIONES EN A N U O EN LA S E C C I ~DE 230 kV PARA
SUBESTACY)EKS DE 2W23 kV.
250123 kV
FIG. 1-5
Como inciso aparte de este diagrama, en la Figura 1-5 se puede observar que el arreglo en anillo se puede wnvertir ficilmente en arreglo de interruptor y medio, de acuerdo con las tres etapas ilustradas en dicha figura.
1.7.1.8
Magrnma con arreglo de doble intermptor (Fig. 1-4-2)
I
3 otra forma de arreglo escasamente u t i l i d o por su alto costo, aunque tiene un
increment0 de confiabidad relativamente mayor que en 10s casos de anillo o interruptor y medio.
a) A wntinuaci6n se indican como ejemplo, dos casos de alta confiabilidad
que se han usado en Mtxico.
1 Plantas generadoras con unidades de 350 MW. Supongamos el uso del
diagrama de interruptor y medio de La Figura l 4 l A y considcremos que
el interruptor 2 esta en reparaci6n. Supongamos ahora la posibilidad de
que la linea C f d e ocasionando la apertura de 10s intemptores 1 y E.
En estc momento, un generador de 350 MW que alimentara el sistema
a trav& del transformador A, quedaria fuera del sistema desperdicihdose un gran volumen de energia.
Supongamos ahora que u t i l i i o s el diagrama de interruptor doble,
considerando las mismas condiciones, o sea, el interruptor 2 en reparaci6n y falla de la linea C. En este caso, la energia del generador A se puedc inyectar en el sistema a travts del cierre de 10s intemptores 1 y 7 que
alimentan la Unea D.
2 Subestaciones alimentadoras de mles automaticas de distribuci6n. En M&
xiw, e n d sistema central es norma que de cada transformador de 60 MVA,
se deriven seis alimentadores que alimentan una sola red automatics de
distribuci6n, con entradas en diferentes puntos de la red.
Supongamos el uso del diagrama de doble anillo de la Figura 1-3variante C como se observa en este arreglo, cada transformador abastece solamente a cuatro alimentadores. La imposibilidad de derivar seis
circuitos nos lleva la utilizaci6n del esquema de doble interruptor, como se muestra en la Figura 1-6. Aqui, se observa que para alimentar dos
redes automaticas en forma segura, basta con tres transformadores de 60
MVA.
b) y c) se considera semejante a1 caso del interruptor y medio.
d) Es el caso en que se requiere mayor n6mero de interruptores y cuchillas, por
lo que se considera el m h caro de 10s diagramas discutidos.
INTRODUCCI~NY DIAGRAMAS UNIPILARES
15
A RED AUTOMATICA-2
FIG. 1-6
1.8 CONSIDERACIONES ECON~MICAS
La evaluacibn de 10s diagramas anteriores nos lleva a e f w u a r una comparaci6n econ6mica, entre algunos de 10s m h utilizados, de acuerdo con la cantidad de equipo
y su costo relativo en por ciento.
En la Tabla 1-1 se analizan cuatro tipos de diagramas aplicados a una subestaci6n que, en esencia, consta de dos circuitos alimentadores de 230 kV y dos bancos
de transformadores de 230/85 kV.
No se incluye el costo de 10s transformadores de potencia debido a que Qte es
el mismo para todas Las alternativas.
Como se observa en la tabla, el costo del equipo para el arreglo de intermptor
y medio es inferior a1 costo del arreglo del de doble juego de barras principales y
un juego de barras auxiliares, aunque a primera vista parece scr lo contrario.
Adem&, hay que aRadir que el arreglo de interruptor y medio conviene mAs,
desde el punto de vista de la continuidad de servicio y que pennite la misma facilidad
en la revisi6n de 10s interruptores que el caso antes citado; entonces se justifica la
adopci6n del diagrama de interruptor y medio en el lado de 230 kV.
El costo del arreglo con doble juego de barras es, a su vez, m h econ6mico que
el de interruptor y medio. Sin embargo, para efectuar la revisi6n de cualquier interruptor es necesario desconectar la linea o el transformador correspondiente.
TABLA 1-1 Comparacidn entre cuatro diagramas dc concxiona para una sube~tacidndc 230 kV, con dos circuitos dc
230 kV y dos trnnsfonnadora de 230/85 kV
CANTIDAD DE EQUIPO NECESARIO DE 230 kV
-
a)
b)
C)
d)
INTERRUPTORES
CUCHILLAS
DESC.
UN SOLO JUEGO DE BARRAS
COLECTORAS
4
7
4
W B L E JUEGO DE BARRAS
COLECTOW
5
12
DOBLE JUEGO DE BARRAS
COLECTORAS PRlNClPALES Y
UN JUEGO DE BARRAS AUXS.
6
INTERRUPTOR Y MEDIO
6
EQUIPO:
INTERRUPTOR DE 230 kV
lUEGO DE 3 CUCHILUS DE 2.30 kV
JUEGO DE 3 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE DE 23P kV
JUEOO DE 3 TRANSFORMADORES DE POTENCIAL DE 230 kV
JUEGOS DE ' JUEGOS DE
T.C.
T.P.
COSTO DEL
EQUIP0
D~LARES
(USA)
COST0
rh
I
80 217.00
100
5
2
110 940.00
130
22
6
2
151 098.00
188
12
6
2
IZS 748.00
157
PREClO UNITARIO (prtcior. 1987)
1 12 OM.00
1 2 535.00
1 2 808.W
I 3 7.40.00
Finalmente, el costo del arreglo de un solo juego de barras es el m&s econ6mico.
pero no ofrece la confiabilidad necesaria para 10s casos de una subestacidn de transmisi6n o de interconexidn, ni ofrece flexibilidad desde 10s puntos de vista de operacidn, o de mantenimiento, del equipo instalado.
GENERALIDADES. NORMAS.
ESPECIFICACIONES. EQUIP0
PRINCIPAL DE
SUBESTACIONES
ELECTRICAS
2.1 NIVEL DE AISLAMIENTO
En una subestaci6n. una vez determinada la tensi6n nominal de operacibn, se fija
el nivel de aislamiento que, en forma indiiecta, fija la resistencia de aislamiento que
debe tener un equipo elbctrico, para soportar sobretensiones.
gstas pueden tener procedencias diferentes:
Externa, la debida a descargas atmosfkricas (rayos); es lade mayor importancia
cia en-las instalaciones eltcvicas con tcnsiones nominalcs superiores a300 kV.
Interna, 1a.debida a maniobras de interruptores. h t a es la de mayor importancia en las instalaciones electricas con tensiones nominals superiores a 330 kV.
El nivel de aislamiento de una subestaci6n se fija en funci6n de la tensi6n nominal de operaci6n. de las normas correspondimtes, y de 10s niveles de sobretensiones existentes en el sistema. Se conoce con el nombre de Nivel Bbico de lmpulso
(NBI) y sus unidades se dan en kilovolts.
2.2 COORDINACI~NDE AISLAMIENTO
Se denomina coordinaci6n de aislamiento de una instalaci6n elecirica, al ordena-
miento de 10s niveles de aislamiento de 10s diferentes equipos, de tal manera que al
presentarse una onda de sobretensi6n. b t a se descargue a travts del elemento adecuado, que Uamaremos explosor o pararrayos, sin producir arqueos ni dafios a 10s
equipos adyacentes.
La coordinaci6n de aislamiento compara las caracttristicas de opcraci6n de un
pararrayos, dadas par sus cuwas tensi6n-tiempo, wntra las caracterkticas de respuesta del aislamiento del equip por proteger, dadas tambien por sus propias curvas tensi6n-tirmpo. Dicho de otra forma, la coordinaci6n de aislamiento se refiere
a la correlacibn entre 10s esfuenos dielectricos aplicados y 10s esfuerzos dielectricos
resistentes.
En un sistema elCctrico es muy importante coordinar 10s aislamientos entre todo
el equip de la instalaci6n. Para ello, se pueden considerar tres niveles de aislamiento. wmo se obsewa en la Figura 2-1.
NlVEL3
1 ;I
; I
i
t4ADoR
*
PAR*RYRAYOS '7.c.
t
1
I
i
1
I
CUf3ilu
lNTERRuPToR
1
I
i
I
CABLE
FIG. 2-1
La figura muestra un diagrama unifdar. En su parte superior se encuentran 10s
tres nivelcs de sobretensi6n considerados en la coordinacidn de aislamiento, indicando el nivel que corresponde a cada aparato. V, es la tensi6n nominal del sistema.
Nivel 1, tambikn llamado nivel alto. Se utiliza en 10s aislamientos internos, no
autorrecuperables (sin contact0 con el aire), de aparatos como: transformadores, cables o intermptores.
Nivel 2, tambikn Uamado nivel medio o de seguridad. EstA constituido por el
nivel de aislamiento autorrecuperable de las partes vivas de 10s diferentes equipos,
que e s t b en wntacto con el aire. Este nivel se adecua de acuerdo con la altura sobre
el nivel &I mar de la iostalaci6n y se u t i l i en todos 10s aisladores de aparatos, buses y pasamuros de la subestaci6n que estan m contado con el aire.
Nivel3. tambita llamado nivel bajo ode protecci6n. Esti wnstituido por el nivel de tensi6n de operaci6n de 10s explosores de 10s pararrayos de proteeci6n.
Respecto a 10s intewalos entre 10s niveles de tensi6n. se considera que la diferencia entre 10s niveles medio y alto puede ser entre 0 y 25%. La diferencia entre
GENERALIDADES. NORMAS. FSPECIFICACIONFS. EQUIP0 PRINCIPAL. . .
21
10s Nveles medio y bajo (pararrayos) parece ser suficiente con un 15qo. Sin embargo, como 10s pararrayos pueden estar instalados a una distancia algo mayor que la
debida de 10s aparatos por proteger, las sobretensiones que llegan a estos aparatos
pueden ser ligeramente supcriores a las de operaci6n del pararrayos. Por lo tanto,
es conve~entetambikn, fijar una diferencia de 25% entre estos dos dltimos Nveles.
2.3 T E N S I ~ NNOMINAL
En la Tabla 2-1 sc indican 10s valores normalizados de las tensiones nominales entre
fases, adoptados por la Comisi6n Electrot6cnica Internacional (CEI).
TABLA 2-1 Valora nomales de tensiones cntre lases
FUENTE: P u b l i i f m 38 dc 1. CEI: "Tauionm n o d a de la CF.1".
4
.
.edidona 1%1. Tabla V. p. 12.
En la Tabla 2-2 aparecen 10s niveles de aislamiento adoptados por la CEI, correspondientes a 10s niveles normales de tensi6n para alturas sobre el nivel del mar iguales o menores de 1 000 metros, que es la altura normalizada.
A partir de estos niveles de aislamiento se deben adoptar las disposiciones necesarias, para evitar que se produzca efecto corona en las barras colectoras, en 10s conectores y en general en cualquier punto de la instalaci6n.
Por otra parte, la ekcci6n del Nvel de aislamiento adecuado detennina las caracteristice de aislamiento de 10s aparatos, las distancias entre las partes conductoras de fase diferente y entre fase y tierra; tiene ademis, una repercusi6n importante
en el costo de la subestaci6n.
22
DlSENO DE SUIiESTAClONES ELE~TRIcAS
TABLA 2-2 Nivela dc aislamiento
-
TENSION
MAXIMA
PARA EL
EQUlW
kV el.
NIVEL DE AISLAMIEMO AL
IMPULSO
Aislamiento Aishmimto
reducido
plmo
-
NIVEL DE AISLAMIENTO A
BAlA FRECUENCIA
Airlamiento Aislamienlo
rcducido
pleno
kV ef.
kV ef.
kV crcsla
kV nerfa
100
450
380
185
I50
123
550
450
230
I85
N
E
m PnbUuci6n 71 de la CEI: "Coordiluci6n dcl lir*micn!o"&. edici6n. 1967:
Tabh Ill. p. 24,
En la tabla se observa que la columna del nivel de aislamiento a1 impulso se divide en dos columnas, una para el aislamiento pleno y la otra para el aislamiento reducido. A medida que el valor de la tensi6n maxima crece, el numero de valores de
tensi6n del aislamiento reducido tambibn crece para un mismo valor de la tensi6n
msxima.
En la Tabla 2-3 aparecen 10s factores de correcci6n por altitud que se aplican
a todos 10s aislamientos externos, o sea en contact0 con ebaire, de 10s equipos de
dta tensi6n. Como se observa, para aisladores elktricos situados en altitudes superiores a la normalizada de 1 000 m, el NBI de 10s aislamientos externos se reduce
progresivamente a partir de 1 000 m.
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL.
..
'23
TABLA 2-3 Corraci6n del nivel de aislamiento extemo de 10s
aparatos para altitudes mayores a 1 000 m
Altitud
m
1000
1200
1 SOD
1800
2 100
2400
2 71m
3000
3MM
4200
4 500
2.4.1
Factor de mrrccci6n del
nivel de aislamiento 6'
1 .lm
0.98
0.99
0.92
0.89
0.86
0.83
0.80
0.75
0.70
0.67
Nivel de aislamiento externo e interno d e 10s aparatos
Ejemplo 1. Analicemos el caso de un sistema de 230 kV nominales, instalado a
2 300 metros de altura sobre el nivel del mar; seleccionemos un transformador para cuyas bobinas, de acuerdo con la Tabla 2-2, consideramos la tension mhima de
245 kV. A este valor corresponde un NBI, para 10s aislamientos externos (boquiUas)
de 1 050 kV a1 nivel del mar. De acuerdo con la Tabla 2-3, a la altura de 2 300
rn.s.n.cn. se tiene un factor de correccion por altitud de 0.87. Por lo tanto, el NBI
de 10s aislamientos externos, de 10s aparatos con NBI de 1 050 kV al nivel del mar,
que se instalan a 2 300 rn, se reduce a 913 kV, o sea 1 050 x 0.87 = 913 kV.
Segun la Tabla 2-2, para el valor de 1 050 kV, podemos elegir para las bobinas
del transformador cualquiera de 10s tres valores que aparecen en la columna de aislamiento reducido. Ahora bien, para tener una buena coordinacion de aislamiento entre las boquillas exteriores, cuyo NBI es de 913, y el embobinado interior, se debe
escoger el valor de 900 kV.
El ejemplo anterior sirve de generalization para todos 10s aparatos electricos
que tengan aislamientos internos, sumergidos en aceite, gas, etc., y que por no estar
en contacto con la atmosfera, su NBI es prhcticamente independiente de las condiciones atmosfericas y de la altura sobre el nivel del mar. En cambio, para todos 10s
aislamientos externos que se encuentran en contacto direct0 con la atmosfera y que
dependen de sus factores, se adopta un valor de NBI corregido por altitud, de manera que se puedan coordinar con 10s valores del NBI interno.
Ejemplo 2. Consideremos en este caso una instalacion de 400 kV nominales,
a una altitud de 2 300 m.s.n.m. De acuerdo con la Tabla 2-2 el NBI para 10s elementos internos, puede escogerse de 1 425 kV (a 1 000 m.s.n.m.) y para 10s elementos
externos es suficiente un NBI de 1 675 kV que traducido a la altura de 2 300
m.s.n.m., reduce su valor a 1 675 x 0.87 = 1 457 kV que proporciona una cwrdinaci6n wrrecta con 10s aislamientos internos, ya que en caso de una sobretensi6n
ligeramente mayor a 1 457 kV arquean'an las boquillas y no el embobinado de un
transformador, como debe de ser (adicionalmente el transformador quedaria protegido por su pararrayos).
2.4.2 Nivel d e aislamiento para soporte d e barras
Para soporte de las barras colectoras se utilizan dos tipos de aisladores:
a) Aisladores de tipo cadena fonnados por varios discos y que se u t i l i para
soportar buses de tipo flexible, en suspensi6n o en tensi6n.
b) Aisladores del tipo columna, fonnados por una o varias columnas rfgidas.
Se utilizan para soponar el peso de 10s buses de tipo rigido.
TABLA 24 Prbebas de aisladofes de pornlana o de vidrio en aondiciones
atmosfCricas normales
Humedad
-
-
I013 mbar
IS 8/m3
-
-
NOTA.
Un. man & 1 013 mbar q u i v a k a una prrri6n de 760 mm dc me&
r O'C.
PVENTE: P u b l i 274 & la CEI: "Pwcbu dc dsldorca dc -!ma
o & vidrb Midor a Ilr 11d e I d a l l o m i l u l ~ p r i a r I M O Y R i m c n c d l i 6 n .I m p . 16.
FACTOR OE CORRECCICIN DE LA DENSIMD DEL AIRE. 6:
Caree5bn con rspeclo a 25.C y 76 cm Hg (I 013 m h ) i p r i a i u m B t d w Unidw y Cuudl).
b = prui6n atmmfkica en m dc columns de mncuria
I = l n p m u r a lmbiime cn mador CclGus
dnar
En ambos casos 10s valores de las tensions de pmeba, tanto al impulso con onda
de 1.2 x 5 0 f i , como con tensions de baja frecuencia, en seco (de 15 a 100 Hz)
esthn referidos a las condiciones atmosfkricas indicadas en la Tabla 2-4.
Si estas condiciones son diferentes de las consideradas normales, 10s valores de
las tensiones de prueba indicadas deben correguse multiplicando cualquiera de estos
valores por el factor de correcci6n de la deasidad del aire, (8) delta, y el resultado
debe dividirse entre el factor de correcci6n por humedad (K,)cuyas cumas se incluyen en la Figura 2-2. La tensi6n de prueba a baja frecuencia y bajo condiciones
de lluvia se wrrige 6nicamente multiplicando la tensibn de pmeba a baja frecuencia
por el factor delta.
Ejemplo: El factor de densidad del aire a la altura de la ciudad de Mexico (2 300
m.s.n.m.). aue
. corresponde a una presi6n barometrica media de 58 cm de columna
de mercurio y una timperatura promedio de 25'C, s el siguiente:
La curva B x aplics r la$ pruchsr a lrsuencia industrial rn m.
h curva C rc aplicp s lsl pruehar.dc impulsor dc irnri6n de polaridad poritiva.
La curva D se rplica a lsr prucbas de irnpulsas de tmri4n dc polaridad ncgaliva.
FUENTE: Publicpci6n 171 de la CEI: Pruchas dc aismora de (arcelana o dc vidrio dcrtinadas a k linear aircar dr
anri6n nominal rupcrior a 1 MO V. Primera ddici6n. 1968, Fig. 2, p. 47.
FIG. 2-2 Factor de correcci6n por humedad (Kh)
243
DISEW DE SUBESTACIONES ELIkTRICAS
En las iwtalaciones de 230 kV a 2 300 m.s.n.m. para buses flexible se utiliran cadenas de aisladores de suspensi6n formadas por 16 discos de 10 pulgadas de
d i h e t r o por 5% de paso, con lo que se obtiene un NBI de 1 425 kV al nivel del
mar, mientras que a 2 300 m de altitud proporciona un valor de 1 425 x 0.763 =
1087 kV. Para la misnia tensi6n nominal de 230 kV con buses rigidos, se utilizan
columnas dc aisladores de una pieza para soportar 10s tubos de aluminio. Los aisladores e s t h fomados por siete columnas que proporcionan un NBI de 1 300 kV a1
nivel del mar, mientras que a 2 300 m.s.n.m., ofrecen un valor de 1 300 x 0.763
= 992 kV.
2.5 DETERMINACI~NDE DlSTANClAS D I E L ~ T R I C A SEN
SUBESTACIONES
En una subestaci6r1, para tener una coordinaci6n dc aislamiento adecuada, se deben
fijar las distancias a travk del aire, entre p a r t s vivas de fases diferentes, y entre
parte viva de fase y tierra.
Para cllo vamos a definir ciertos conceptos que utilizaremos, para comprender
el problema.
Tensi6n crltica de flama, (TCF). Se designa como tensi6n critica de flameo a
la tensi6n obtenida en forma experimental, que presenta una probabilidad de flameo
del 50%.
La relaci6n entre la TCF y el NBIpara una probabilidad de falla del lo%, estd
dada en f o m a experimental pot:
NBI = 0.961 TCF (Considerando una desviaci6n esthndar del fendmeno de 3%).
En las normas se calcula el valor de la tensi6n critica de flameo a partir del nivel
bhsico de impulso al nivel del mar, o sea
(TCO-,
=
NBI
0.%1
para ef caso de una tensi6n nominal de 230 kV, con un NBI = I 050,
(TCF),,
=
050 = 1092.6 kV al nivel del mar.
0.%1
Para disefio se utilia la (TCF)..,,
corregida por altitud y por humedad o sea
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL. . .
27
donde
= valor de la tensi6n critica de flarneo en condiciones normales
de temperatura, presi6n y humedad, o sea cuando 6 = 1 y
(TCFJ,,,,
Kh = l
6
= Factor de densidad del aire de acuerdo con la altitud y tempe-
ratura
K, = Factor de humedad atmosfkrica
y la distancia dielktrica entre electrodes es
La relaci6n entre la (TCF),,,,
tal, que para un impulso producido por un rayo, considerando un gradiente de
tensicin que varia entre 500 y 600.kV/m, se obtiene la siguiente expresi6n
donde
K = gradiente de tensi6n en kV/m
d = distancia de fase a tierra en m
Despejando d y utilizando el valor promedio de K, la expresi6n queda en la siguiente forma:
sustituyendo el valor de la expresi6n (I), la distancia en metros queda:
I
Confirmando lo expresado anteriormente, las distancias dielktricas tambikn se pueden corregir por altitud a partir de 1 000 m.s.n.m., de acuerdo con la expresi6n (3),
que considera un incremento en la diitancia dieltctrica por altura de 1.25% por cada
LOO metros de incremento en altitud. El tramo de cero a mil metros, se considera
dentro de la correcci6n.
donde:
d, = distancia dieltctrica a la altura de h m.s.n.m.
d,
,
= distancia dieltctrica a la altura de 1 000 m.s.n.m.
DEEMDE SUBESTACIONES EL&~RICAS
TABW 2-5
Dirr@ncia
Temidn I M ~ I I W I
&I rirtrnu
NBI
-
tv
tv
6
A I MOmrnm
US
SSO
I MO
142s
0.193
0.093
0.m
230
Ya
-
NBI
m L n 0 . 9 6 1 (WOmn
tv
tv
572.3
1 092.6
I 493.0
(
640.9
1232.5
1661.0
a
0
minima
dc fast
n tiurs
dtm = m
1.161
2.W
3.OM
La Tabla 2-5 mucstra 10s valores de la distancia minima de fase a tierra, para
d 5 1 000 m, para tres magnitudes de tensi6n nominal.
Como ejemplo, al aplicar la expresi6n (3) y vaciar 10s resultados en la Tabla 2-6 se muestran las distancias mfnimas de fase a tierra, a 2 300 m.s.n.m., para
10s mismos vdores de tensi6n nominal.
TABW 2-6
Tensidn nominal Dinancia minima dc Distancia mlnima de
lase a tierra (dl aa) law a tierra (d2,m)
dcl sistnna
kV
m
m
85
230
400
1.165
2.225
3.020
1.350
2.586
3.510
Tomando en cuenta que la configuraci6n real entre las partes vivas de una subestaci6n a diferente dc la configuraci6n placa-varilla utilizada para establecer 10s
valores minimos de no flameo de la Tabla 2-5, la CEI recomienda que la distancia
minima entre fase y tierra para tensiones menores de 245 kV,se obtiene aumentando
en 10% 10s valores minimos de no flameo, para la tensi6n de que se trate.
Si la tensi6n es superior a 380 kV, un aumento de 6% es suficiente.
Los datos obtenidos, de acuerdo con 10s criterios explicados, pueden o no sufrir
variaciones en sus magnitudes, dependiendo de las consideraciones que se hagan en
el desarrollo de la norma de que se trate. Por esto al partir de datos iguales, pero
u t i l i i d d normas diferentes, se puede llegar a soluciones ligeramente diferentes.
EpTa Tabla 2-7 se muestran, de acuerdo con la norma CEI, 10s valores de las
distancias minimas de no flameo para las tensiones maximas normalizadas.
Los valores de la tercera columna de la tabla se han determinado con electrodos
placa-varilla e indican las distancias a travks del aire, en centimetros, necesarias para
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL. .
.
29
TABLA 2-7 Distancias minimas de no flamm
Tcnsi6n mllrima
entre faser
3.6
7.2
I2
17.5
24
36
52
72.5
100
100-123
123-145
145-170
170
24s
245
245-300
420
Nivcl de
aislamiento
Distancia minima
a licrra a menos
de 1OOO m
cm
Distanch mlnima
a rima a
2300111
6
9
12
16
22
32
48
63
75
92
I15
I38
162
I a0
1%
230
305
7.0
10.5
14.0
18.6
25.6
37.2
55.8
73.3
87.2
107.0
133.7
160.5
188.4
209.3
227.9
267.4
354.6
45
60
75
95
125
170
250
325
380
450
550
650
750
825
900
I050
1 425
an
FUENTE: Publiuci6n 71A de In CEI: "Rccomndsciom pars In owrdinacib dd irlunimco" Primcn cdid6n.
1962 p. 28.
EiL
soportar sin flameo cinco impulsos de magnitud igual al nivel de aislamiento (NBI)
correspondiente. que aparece en fa segunda columna, o en caw de que se produzca
un unico arqueo, se aplicarhn de nuevo diez impulsos adicionales, sin que se produzca flameo.
Para las instalaciones situadas entre 1 000 y 2 300 m.s.n.m.. las distancias de
la tercera columna deben incrementarse en 1.25% por cada 100 m de increment0 en
altitud.
2.5.1
Distancin dielktrica entre fnses
La distancia minima entre fases puede determinarse teniendo en cuenta que la tensi6n mhima que puede aparecer entre fases,,es igual al nivel de aislamiento al i m - & )
pulso (NBI) m8s el valor de cresta de la onda de tensi6n a tierra, de frecuencia
fundamental, corresoondiente a las condiciones fundamentales de o~eraci6n.Esto
conduce a eleair una distancia minima entre fases, 15% mayor que la distancia minima a tierra, segun la recomendacibn de la CEI, en su publicaci6n 71-A, secci6n 6.4.
Como practica en el disello de subestaciones, las distancias entre 10s ejes de 10s
conductores de fases diferentes, y entre el eje de un conductor de fase y tierra, se
-
fijan aumentando a sus respectivas distancias minimas el d i b e t r o exterior de 10s
conductores, o bien, las dimensiones exteriores de las partes vivas de 10s aparatos
conectados.
Para buses flexibles, hay que tomar en cuenta 10s desplazarnientos debidos al
viento y a 10s sismos. Por ello, las distancias minimas de diseao se pueden expresar
como el producto de un factor que varia de 1.8 a 2.0,por la distancia minima de
fase a tierra dada de acuerdo con la altura sobre el nivel del mar del lugar de la instalaci6n.
El valor de 1.8 se aplica para claros, en buses, del orden de 40 m, mientras que
el valor de 2.0se aplica para claros mayores de 40 m, obtenikndose una serie de valores en la Tabla 2-8.
TABLA 2-S
Distancia entre lases y a tierra a 2 300 m.r.n.m. para buses flexibla
Tensi60 ndminal
dcl sistema
3lL
kV
NBI
kV
85
230
400
550
l 050
1425
Dismeias minimas
Fax a licrra Entre faxs Factor
m
m
1.350
2.586
3.510
2.43
4.66
7.02
1.8
1.8
2.0
Redondear a
m
2.5
5.0
7.0
Para niveles de tensi6n nominal supenores a 230 kV, las sobretensiones originaw
r rnaniobras de interruptores son mils criticas que las de 10s impulsos debidos
a rayos y, en consecuencia, las distancias minima.. entre fases y de fase a tierra deben
fijarse de acuerdo con este tip0 de sobretensiones.
Por otro lado, la diitancia entre fases a uno de 10s factores que inciden en la
magnitud del gradiente de potential en la superficie de 10s conductores, el cud debe
limitarse a valores inferiores al gradiente critico, a partir de cuyo valor se inicia el
efccto corona.
2.6
DESCARGAS PARCIALES
Se conoce como descarga parcial, una descarga elkctrica intermitente, de alta fre-
. cuencia, que se localiza en una porcibn de un sistema aislante, sometido a un gra-
uW"diente de tensibn, que resulta de una ionizacibn gaseosa transitoria que ocurre
cuando el gradiente de tensi6n excede de un valor, llamado gradiente critico.
Las descargas parciales se pueden clasificar en:
1. Internas
2. Superficiales
3. Externas
GENERALIDADES. N&MAS.
ESPEC~FICA~IO~UIP
PRINCIPAL.
O
..
31
2.6.1 Descargas internas
Son las que comunmente se conocen con el nombre genkrico de descargas parciales.
Este tipo de descarga se produce en pequeilas cavidades localizadas en el seno
de un aislamiento, generalmente dlido.
Un aislante se considera ideal, cuando en su parte interna es perfectamente homogkneo. En la realidad se presentan ligeras heterogeneidades que se originan durante su fabricacidn, como pueden ser burbujas que aparecen al extruir 10s
aislamientos del tipo de resina sintktica, o bien, en el encintado de las bobinas de
maquinas elktricas donde, en algun punto, la cinta no queda bien adherida, formando una cavidad.
Consideremos una muestra del aislamiento que rodea un conductor, sometido
a una tensibn V de tipo senoidal. El aislamiento contiene una cavidad llena de aire,
o de cualquier otro gas producido dentro del plktico, que podemos representar como un capacitor C, ( v h e Figura 2-3-1). La muestra del aislamiento, se puede representar por el circuit0 equivalente de la Figura 2-3-2.
2
Oisl&im que mntiens una
C i l t o equwalente
2
cavldad de capacitancia C
FIG. 2-3
En donde:
= la capacitancia que presenta el aislamiento, en su parte sana
b = la capacitancia del aislamiento sano que rodea la cavidad
c = la capacitancia de la cavidad
V, = la tensibn, a partir de la cud, el gas contenido en la cavidad C se ioniza
y provoca la descarga del capacitor C, representado como un explosor de
puntas.
a
Proceso fisico. Entre 10s puntos 1 y 2 de la muestra se aplica una tensibn V,
relativamente elevada, de frecuencia industrial. V b e la Figura 2-3. La ouda senoidal comienza en el punto u de la Figura 2-4, empieza a crecer simultaneamente con
la tension V,, que aparece entre 10s extremos de la cavidad C.
--
1
En qonde:
T a m h enlm a y 8
Tsnaih snln -, y 6
-- - Tmai6n enlrtl -, y 6 eh
uvldad
w
FIG. M F m a de onda de una descarga
Al alcanzar V, el punto B, el gas en la cavidad se ioniza, se hace conductor,
produciCndose una dscarga a travts de la misma y regresa a cero, o sea al punto
y de la curva. En a t e punto, la tensibn V sobre la onda sigue creciendo hacia su
valor m8ximo. Simultheamente a panir del punto y, el valor de Yoempieza a crecer de nuevo sin llegar al valor de descarga, pues antes de que esto ocurra V, empieza a decrecer, arrastrado por el descenso de la onda V. A continuacibn, la tensibn
V, crece en forma negativa hasta llegar al punto 6, donde se produce de nuevo la
descarga en la cavidad, y asi sucesivamente en cada uno de 10s semiciclos.
En resumen, 10s efectos principales del fenbmeno fisico en una descarga interna, son 10s siguientes:
1. Weeto eldctrico. Produce ionizacibn del gas en la cavidad, descarga
elktrica y datruccibn de las molkulas del aislamiento por bombardeo de
ioncs y electrones, causando finalmente la falla del aislamiento.
2. Wecto qulmico. Produce ozono (Of) que ataca quimicamente el aislamiento.
3. Wecto mecdnico. Produce ondas ultrasonoras, del orden de 40 kHz.
4. Efecto dptico. Produce emisibn luminosa (no siempre visible).
5. Weeto ttrmico. Hay desprendimiento de calor muy concentrado.
El examen de estos efectos permite:
a) Entender que las descargas parciales internas son dailinas, ya que se compo-
nen de bombardeo i6nico y ataques quirnico, mecanico y tkrmico que degradan el aislamiento.
b) Seleccionar diferentes metodos para detectar y medir las descargas, aprovechando cualquiera de las diferentes manifestaciones energeticas descritas.
Finalmente, se puede decir que el efecto de ionizacidn de un gas, dentro de una
cavidad en un aislante, no es m8s que una de las tantas manifestaciones del
fendmeno general de la descarga elktrica. Por esta razbn, el fenbmeno comunmente
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL.
..
33
llamado ionizaci6n, por deswnocimimto de 10s otros efcctos, dcbe scr llamado "Dtscargas parciales".
Este tipo de descarga se produce en la superficie de un dielktrico debido a que Cste
esti soportando altos gradientes de tensi6n en forma tangential. Comtinmente se conote con el nombre de falla por arrastre.
.?.
Son las que comunmente se conocen con el nombre de "efecto corona".
En si, el efecto corona es un caso pnrticular del fen6meno de descargas parciales. Este efecto se puede oir y ver como una crepitaci6n y luminosidad respectivamente que se producen sobre la superficie desnuda de un conductor, cuando el
gradiente de tensi6n en la superficie alcanza un valor que excede la rigidez dielktrica
del aire que le rodea.
El efecto corona, produce radiointerferencia en la gama de 5 a 10 MHz, con
las consiguientes erdidas de energia. El fen6meno de radiointerferencia se atenua
repidamente con la distancia, al grado de que a mi& de 50 m de la fuente, la atenuaci6n es lo suficientemente grande para que la seilal no afecte 10s radiorreceptores
y televisores de la zona.
El efecto corona se puede eliminar utilizando cualquiera de 10s mktodos que se
indican:
1. Que la tensi6n de fase a neutro sea menor que la tensi6n critica disruptiva,
de tal manera que la relaci6n de la tensi6n critica disruptiva (V,), en kV
eficaces a tierra, entre la tensib de operaci6n. en kV eficaces de fase al
neutro (V,), debe ser mayor que uno. Dicha relaci6n se llama coeficiente
de seguridad C.S., y se expraa en la siguiente forma:
Vo
C.S. = > I
v,
El efecto corona aparece a partir de que el C.S., se hace menor de la unidad.
2. Al aumentar el d i h e t r o del conductor.
3. A1 aumentar el numero de conductores por fase.
4. A1 aumentar la distancia entre fases.
Ejemplo I. Se supone queen una instalaci6n de 400 kV se puede usar indistintamente cable ACSR de 1 113 o de 1 272 M.C.M. La distancia entre centros de fases
debe ser de 8 m. Se utilizan dos conductores por fase. Si se quiere tener coeficiente
de seguridad del mismo orden, la separaci6n entre 10s conductores del primer calibre
debe ser de 45 cm, que produce un valor de C.S.= 1.10 y la separaci6n del segundo
calibre debe ser de 40 cm, que produce un coeficiente algo mayor, pero del mismo
orden, o sea C.S. = 1.19.
Ejemplo 2. En las barras colectoras de tub0 puede adoptarse una separacion
entre fases de 6.5 m, usando tub0 de aluminio de 50.8 mm (27de d i h e t r o con un
coeficiente de seguridad bastante alto, o sea igual a 1.31.
Adem& de evitar 10s altos gradientes de potencial en la superficie de 10s conductores, hay que evitar tambien que se produzca efecto corona en otros puntos de
la subestaci6n, como pueden ser las zapatas terminales de 10s aparatos o 10s conectores. Para ello, se requiere que estos dispositivos se disenen de tal manera que el gradimte de potencial en todos 10s puntos quede debidamente limitado. Por otro lado.
todos 10s conectores empleados en instalaciones de 230 kV en adelante deben disef l a w de tal forma que se eliminen aristas y puntos salientes.
2.7 CORRIENTES EN UNA SUBESTACI~N
Una instalaci6n elktrica debe estar disefiada para soportar el paso de dos tipos de
corriente:
1. Corriente nominal mixima.
2. Corriente de cortocircuito maxima.
2.7.1 Corriente llominal
La corriente nominal nos fija 10s esfuerzos tkrmicos que debe soportar una instalaci6n elktrica, en las condiciones de operaci6n m h desfavorables. Sirve para determinar la semi611 de las barras colectoras y las caracteristicas de conduccidn de
corriente de interruptores, cuchillas, transformadores de corriente, etc. En las subestaciones de t i p com~in,dependiendo del nivel de potencia que manejan, es normal
encontrar magnitudes de corrientes que pueden variar entre mil y cinco mil amperes.
2.7.2
Corriente de cortocircuito
La corriente de cortocircuito determina 10s esfuerzos electrodin.4micos miximos que
pueden soportar las barras colectoras y 10s tramos de conexi6n; yes tambikn un par h e t r o importante en el diseao de la red de tierra de la instalacibn.
La comente de cortocircuito, al circular por 10s devanados de cualquier transformador, produce un aumento brusco de temperatura, que degrada 10s aislamien-
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL. . .
35
tos y disminuye la vida Otil de kstos, de tal manera que una sobretensi6n posterior,
aunque sea pequeita, puede ser el origen de una falla seria en 10s embobinados e incluso de su destruccibn.
Como ambas corrientes aumentan a medida que crece el sistema eltctrico, conviene diseitar las instalaciones tomando en cuenta 10s valores de corriente que se alcanzarhn en la etapa final de desarrollo de la subestaci6n considerada.
Para reducir las corrientes de cortocircuito, se acostumbra conectar bobinas en
sene en las tres fases para reducir el cortocircuito trifhico, o bien, instalar una sola
en el neutro de 10s transformadores de potencia para reducir el cortocircuito monofhsico a tierra. Los valores de las reactancias de estas bobinas varian s e d n el sistema
de que se trate. Para una bobina en el neutro de un transformador trifhico, un valor
de 0.4 ohm puede ser el adecuado para reducir la corriente de cortocircuito, de tal
manera, que por un lado se pueda disminuir el costo de 10s interruptores y por el
otro, no se reduzca tanto el valor de dicha corriente como para que afecte la sensibilidad de las protecciones correspondientes.
Los sistemas de distribuci6n. por ejemplo en el caso de 23 kV, funcionan en
su mayor parte en forma radial: s61o en las zonas de alta densidad de carga se utiliza
el sistema de red automhtica.
2.7.2.1
Capacidades de cortocircuito
Se supone un sistema cuyas capacidades de cortocircuito previstas hasta el aito
2 000, son las siguientes, de acuerdo con la tension nominal de cada subsistema:
-
400 kV 20 000 MVA
230 kV - 15 000 MVA
85 kV - 3 800 MVA
Estos valores serhn 10s utilizados para el diseao de las subestaciones dentro del
sistema considerado.
Ejemplo I . Chlculo de un cortocircuito trifhsico. Se quiere calcular la magnitud de un cortocircuito trifhsico en un banco formado por tres transformadores monofhsicos, de 10 MVA cada uno. La capacidad del banco es de 30 MVA, su relaci6n
es de 85/23 kV, conexi611delta-estrella, con una impedancia de cada transformador
en p.u. (por unidad) de 0.084 y se utiliza una base de 30 MVA.
Empleando el equivalente de Thkvenin de secuencia positiva, para una falla trifhsica en 85 kV, s e g ~ nla Figura 2-5, se obtiene la impedancia de secuencia positiva
equivalente, del sistema; a partir de la expresion:
MVA,
zs= MVA,,
I
FlO. 2-5 Equlvalente de Thbenin de secuencia positiva
donde:
= valor p.u. (por unidad) de la reactancia del sistema.
MV&
MV&
= valor de la potencia base en MVA.
= valor de la potencia de cortocircuito con MVA.
El valor del cortocircuito trifasico en las barras de 23 kV del banco, se calcula
a partir del circuit0 de la Figura 2-5, considerando .?? = 1.
V?
MVA,, =
-
MVA,
-r
30
= 326.5 MVA
0.00789 + 0.084
Es prhctica comlin suponer que la impedancia del sistema X, es cero, por lo
que podemos considerar que la corriente de cortocircuito en el sistema de 85 kV es
infi~taA
. este criterio de cflculo se le conoce como el metodo del "bus infinito".
Considerando ahora el anflisis del problema anterior por el metodo del bus inf i ~ t o se
, obtiene el nuevo valor de M V A ,
MVA,, = 30 - 357 MVA
0.084
que nos muestra que la diferencia entre considerar el valor real del cortocircuito o
considerar el valor por el metodo del bus infinito, es pequeila y pricticarnente despreciable.
Ejemplo 2. CAlculo de cortocircuito monofisico a tierra. Se considera ahora
el rnismo banco del ejemplo 1, con sus mismas caracteristicas.
Debido a que en la practica las fallas monofkicas a tierra son m h frecuentes
que las trifhicas, en algunas ocasiones y para disminuir 10s esfuerzos dinhicos en
.
GENEWIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL. . .
37
10s transformadores se puede tratar de rducir la falla m o n o f b i a en 23 kV, utilizando un reactor conectado en el neutro del banco de transformadores monofhsiws.
La magnitud del cortocircuito monofbico en 23 kV, considerando bus infinito
y con un reactor de 1.2 ohms conectado en el neutro se calcda de acucrdo con la
siguiente expresi6n:
-
3 MVA,
MVA, =
+ X 2 ~ + X~~ + 3xN
Xlr
donde:
xT = reactancia en p.u. del banco (1, 2 y 0 = secucncias positiva, negativa
y cero).
XN = Reactancia en p.u. del neutro.
E
el valor de 3 X N en p.u., con tiase en 30 MVA esth dado por la expresi6n:
3XN =
3x,
per0
x , = - (KO2
=-=
MVA,
232
30
17.6 ohms
por lo que
3XN =
17.6
= 0.204 p.u.
sustituyendo 10s valores anteriores en la primera expresi6n se obtiene:
MV&
=
3 x 30
= 197 MVA
3 x 0.084 + 0.204
magnitud que es del orden de la mitad del valor de 357 MVA que se obtuvo en el
problerna I.
2.8
NORMAS
Es un conjunto de publicaciones editadas por organismos especializados, que sirven
de base en el diseilo de instalaciones, equipos o partes dentro de clralquier area de
la ingenieria.
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL. . .
39
1. Formulacidn y aplicacidn de normas. Es lo que se llama propiamente normalizaci6n.
2. Controlde calidad. Tiene como objetivo verificar las caracteristicas fisicas
y la calidad de 10s productos, con base en el cumplimiento de las normas.
3. Metrologia. Es la ciencia de las mediciones y se refiere al conjunto de estudios, anaisis, pruebas, etc., que se efectlian a 10s equipos por comprobar.
4. Certificacidn. La certificaci6n se refiere a la sanci6n que una autoridad
tecnica hace, de acuerdo con la norma, de un producto.
Para sancionar un producto se puede certificar a nivel national, pero cuando
se requieren pruebas de alto nivel tknico, se requiere un laboratorio de alta tecnologia, cuyo fallo sea reconocido internacionalmente; como ejemplo se pueden citar 10s
laboratorios KEMA de Holanda.
2.9 ESPECIFICACIONES
Las especificaciones son un conjunto de reglas escritas, de fhcil comprensi611, con
una descripci6n clara y precisa de 10s requisitos tknicos de 10s materiales, equipos
o servicios, que un comprador elabora basado en una o varias normas, que son parte
integrante del contrato de compra venta con un fabricante, y que simen de base para
la fabricaci6n de un equipo determinado.
En las especificaciones se fijan 10s requisitos minimos de aceptaci6n en cuanto
a las caracteristicas elktricas, mednicas, quimicas, etc.. asi como las pruebas de
prototipo; de rutina y.especiales requeridas.
Adem& de la parte escrita, las especificaciones suelen ir acornpanadas de dibujos, normas, cathlogos, etcetera.
El desarrollo de unas especificaciones implica trabajo de investigaci6n y pruebas por parte de ingenieros capacitados, asi como retroalimentaci6n de informaci6n
por parte de las heas de construccibn, operaci6n y mantenimiento, para mejorar
10s diseilos nuevos de 10s aparatos de que se trate.
En este inciso se intenta describii, a grandes rasgos, las caracteristicas m& importantes del equipo principal que se instala en una subestaci6n y que, salvo algunos
elementos, se muestra en su totalidad en el diagrama unifilar de la subestaci6n de
que se trata.
Dicho equipo se va a reunir en dos grupos, el primero describe en orden de mayor a menos importancia, 10s aparatos del grupo de tensi6n y en el segundo, se describen 10s aparatos del grupo de corriente.
Un transformador es una miquina electromagnktica, cuya funcibn principal es cambiar la magnitud de las tensiones eltctricas.
Se puede considerar formado por tres partes principales:
Parte activa
Parte pasiva
Accesorios
Es formada por un conjunto de elementos separados dcl tanque principal y que
agrupa 10s sigukntes elementos:
1. Ndclw. &te constituye el circuit0 magnbtico, que esta fabricado en l h i ns de acero al Eilicio, con un espcsor de 0.28 mm.
La n o m a que utiliza el fabricante para el diseflo del n~icleo,no establece fonnas ni condiciones especiales para su fabricacibn. Se busca la estructura m8s adecuada a las necesidades y capacidades del diseflo. El nucleo puede
ir unido a la tapa y levantarse con eUa, o puede ir unido a La pared del tanque, lo cual produce mayor resistencia durante las maniobras mecanicas de
transporte.
2. Bobinas. h a s constituyen el circuit0 electrico. Se fabrican utilizando
alambre o solera de cobre o de aluminio. Los conductores se forran de material aislante, que puede tener diferentes caracteristicas, de acuerdo con la
tensi6n de sewicio de la bobina, la temperatura y el medio en que va a estar
sumergida.
Las nonnas tampoco establecen condiciones especificas, quedando en
mano de 10s disefladores el adoptar criterios que vayan de acuerdo con la
capacidad y la tensibn, y que incidan en la forma de las bobinas.
Los devanados ileben tener conductos de enfriamiento radiales y axiales que
permitan fluir el aceite y e l i i n a r el calor generado en su interior. Adem&, deben
tener apoyos y sujeciones suficientes para soportar 10s esfuerzos mecAnicos debidos
a su propio peso, y sobre todo 10s de tipo electromagnkticoque se producen durante
10s cortocircuitos.
Las bobinas, segtln la capacidad y tensi6n del transformador pueden ser de tipo
rectangular para pequeflas potencias, de tipo cilindrico para potencias medianas y
de tipo galleta para las potencias altas.
Bobina mtangular. Se instala sobre un nticleo de secci6n rectangular. Es la
bobina mhs barata. Se puede utilizar en transformadores trifkicos con potencias limitadas hasta 5 MVA y tensiones de hasta 69 kV.
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL. . .
41
Bobina cil(ndrica. Se forma con una serie de discos, con separaciones de cart6n aislante para permitir el flujo del aceite; 10s discos se instalan sobre un tub0 de
material aislantc. Cada disco consta de varias vueltas devanadas en spiral. Se utilizan en transformadores de potencias medianas, o sea de hasta 10 MVA y 15 kV.
Devanado continuo tipo disco. Es semejante a1 caso anterior. Se inicia a partir
de un disco que se devana en espiral desde el tub0 aislante hacia afuera. La vuelta
exterior del disco se conecta con la exterior del siguiente disco, yen este el devanado
espiral se desarrolla ahora desde afuera hacia adentro, continuando asi sucesivamente hasta terminar la bobina. Los discos se separan entre si por medio de espaciadores de cart611prensado.
Este tipo de embobinado se utiliza en transformadores con potencias de hasta
40 MVA y para tensiones entre 15 y 69 kV.
Bobina tip0 galleta. El primario y el secundario se devanan en forma de galletas rectangulares, colocando las bobinas primarias y secundarias en forma alternada.
Se u t i l i en transformadores de tipo acorazado, para altas potencias y altas
tensiones (230 o 400 kV).
En la constmd6n de las bobinas existen especificaciones particulares de cada
usuario que impoqen ciertos criterios, como pueden ser:
Forma de la s&ci6n del conductor en 10s devanados de alta y baja tensibn, tipo
de aislamiento para soportar altas temperaturas, aplicaci6n de compuestos aislantes
a las bobinas, etcetera.
3. Cambiador de derivaciones. Constituye el mecanismo que permite regular
la tensi6n de la energia que fluye de un transformador. Puede ser de operaci6n automitica o manual, puede instalarse en el lado de alta o de baja tensi6n dependiendo de la capacidad y tensi6n del aparato, aunque conviene
instalarlos en alta tensi6n. debido a que su costo disminuye en virtud de que
la intensidad de corriente es menor.
0. Bastidor. EstA formado por un conjunto de elementos estructurales que
rodean el nhcleo y las bobinas, y cuya funci6n es soportar 10s esfuerzos mecinicos y electromagneticos que se desarrollan durante la operaci6n del
transformador.
Consiste en el tanque donde se aloja la pane activa; se utiliza en 10s transformadores cuya parte activa va-sumergida en liquidos.
El tanque debe ser hermktico, soportar el vacio absoluto sin presentar deformaci6n permanente, proteger electrica y mecinicamente el transformador, ofrecer puntos de apoyo para el transporte y la carga del mismo, soportar 10s enfriadores.
bombas de aceite, ventiladores y 10s accesorios especiales.
La base del tanque debe ser lo suficientemente reforzada para foportar las maniobras de lcvantamiento durante la carga o descarga del mismo.
El tanque y 10s radiadores de un transformador deben tener un Area suficiente
para disipar las perdidas de energia desarrolladas dentro del transformador, sin que
su elevaci6n de temperatura pase de 55'C, o m k , dependiendo de la clase ttrmica
de aislamiento especificado.
A medida que la potencia de diseflo de un transformador se hace crecer, el tanque y 10s radiadores, por sl solos, no alcanzan a disipar el calor generado, por lo
que en diseRos de unidades de alta potencia se hace necesario adicionar enfriadores,
a travb de 10s cuales se hace circular aceite forzado por bombas, y se sopla aire sobre los enfriadores, por medio de ventiladores. A este t i p de eliminaci6n ttrmica
se le llama enfriamiento forzado.
El enfriamiento de 10s transformadores se clasifica en 10s siguientes grupos:
1. Clase OA. Enfriamiento por aire. Circulaci6n natural.
2. Clase OW. Enfriamiento por agua a travks de un serpentin. Circulaci6n natural.
3. Clase FOA. Enfriamiento por aceite y aire forzados.
2.10.1.3 Accesorios
Los accesorios de un transformador son un conjunto de partes y dispositivos que
auxilian en la operacibn y facilitan las labores de mantenimiento.
Entre estos elementos, algunos de 10s cuales se obsewan en la Figura 2-6, destacan 10s siguientes:
Tanque conservador. Es un tanque extra colocado sobre el tanque principal
del transformador, cuya funci6n es absorber la expansi6n del aceite debido a 10s
cambios de tempratura. provocados por 10s incrementos de carga. El tanque se
mantiene lleno de aceite aproximadamente hasta la mitad. En caso de una elevaci6n
de temperatura, el nivel de aceite se eleva comprimiendo el gas contenido en la mitad
superior si el tanque es sellado, o expulsando el gas hacia la atm6sfera si el tanque
tiene respiraci6n.
La tuberia entre 10s dos tanques debe permitir un flujo adecuado de aceite. En
eUa se instala el relevador de gas (Buchok) que sirve para detectar fallas internas
en el transformador.
En el consewador no debe permanecer el aceite en contacto con el aire. Por un
lado, porque al estar variando el nivel del aceite el aire que penetra tiene humedad
que se condensa en las paredes y escurre hacia adentro del transformador, y por otro
lado, porque el aceite en contacto con el aire se oxida y pierde tambien caracteristicas dieltctricas. Para evitar lo anterior, se utilizan diferentes mttodos de protecci6n;
uno es por medio de una IAmina de neopreno que se mueve simultheamente con
la variaci6n del nivel del aceite y evita el contacto aire-aceite, y otro es llenar la parte
superior del conservador con nitr6gen0 seco y sellar el tanque conservador.
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIPO PRINCIPAL. . .
43
TRANSFORMADORES DE POTENCIA
1 Boquillaa para &a lensi6n
2 Boquiuaa p m b@ len06n
3 Relsvsdw m.cdnim ds sobrepresi6n
4 Orairs con
p r a levantar is tapa
s Fieginrn
6 Caple mn U~&Ip w m ll-&
.I vwlo
7 Orem de gancho para iraje del mnbnto
U Man6melro-vaeuknnm
9 Indieador magnMlco de nivtll sin o mn
alanna
mls~t01
D
)B T ~
10 l n d u d o r d e n m p a U u r a d d & m n o u n
antsnos P Wmu
I 1 V h I a w p m para mnsrdn a nitro pauu
12 Man& para aprrui6n dn uciiad&~del
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FIG. 2-6 Affiesorios de un transformador
Boquillas. Son 10s aisladores terminales de las bobiias de a h a 3 baja tensi6n
que se utilizan para atravesar el tanque o la tapa del transformador.
Tablero. Es un gabinete dentro del cual se encuentriin 10s controles y protecciones de 10s motores de las bombas de aceite, de 10s ventiladores, de la calefacci6n
del tablero, del cambiador de derivaciones bajo carga, etc.
Vcilvukas. Es un conjunto de dispositivos que se u t i l i para el llenado, vaciado, mantenimiento y muestreo del aceite del transformador.
Conectores de lierra. Son unas piezas de cobre soldadas al tanque, donde se
conecta el transformador a la red de tierra.
Placa de caracterkticas. Esta placa se instala en un lugar visible del transformador y en ella se graban 10s datos mhs imponantes como son potencia, tensibn,
por ciento de impedancia, numero de serie, diagramas vectorial y de conexiones,
ntimero de fases, frecuencia, elevaci6n de temperatura, altura de operaci6n sobre
el nivel del mar, tipo de enfriamiento, por ciento de variaci6n de tensi6n en 10s diferentes pasos del cambiador de derivaciones, peso y aiio de fabricaci6n.
2.10.1.4 Conexiones en 10s transformadores
Para seleccionar un transformador es necesario conocer las ventajas y desventajas
de cada una de las conexiones mhs utilizadas. Dichas conexiones son:
Esfrella~strella. Sus caracteristicas principales son:
.
a) Aislamiento minimo.
b) Cantidad de cobre.minimo.
c) Circuito econ6mico para baja carga y alto voltaje.
d) Los dos neutros son accesibles.
e) Alta capacitancia entre espiras, que reduce 10s esfuerzos dielkctricos durante
10s transitorios debidos a tensibn.
j) Neutros inestables, si no se conectan a tierra.
Estrella-estrella con terciario en delta. Sus caracteristicas son:
a) La delta del terciario proporciona un camino cerrado para la tercera armonica de la corriente magnetizante, lo cual elimina 10s voltajes de la tercera
arm6nica en 10s devanados principales.
b) El tnciario se puede utilizar para alimentar el servicio de estaci6n. aunque
no es muy recoinendable por las altas corrientes de corto circuit0 que se obtienen.
c) Aumenta el tamaiio y costo del transformador.
Delta-delra. Es una conexibn raramente usada. Se utiliza en tensiones bajas
y medias. Sus caracteristicas son:
a) En caso de que a un banco de transformadores se le daiie una fase, se puede
operar utilizando la conexi6n delta abierta o V.
b) Circuito econ6mico para alta carga y bajo voltaje.
C) Las dos deltas proporcionan un camino cerrado para la tercera arm6nica de
la corriente magnetizante, lo cual elimina 10s voltajes de tercera arm6nica.
d) No se pueden conectar a tierra 10s puntos neutros. Se necesita utilizar un
banco de tierra, lo cual encarece m& el banco.
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIW PRINCIPAL.
..
45
e) Se necesitan mayores cantidades de aislamiento y de wbre.
La conexi6n delta se usa con aislamiento total y rara vez se usa para tensiones superiores a 138 kV por el alto costo del aislamiento.
Delta-estreNa. Se acostumbra utilizar en transformadores elevadores de tension. Sus caracteristicas son:
a) Al aterrizarse el neutro del secundario se aislan las corrientes de tierra de secuencia cero.
b) Se eliminan 10s voltajes de tercera arm6nica. porque la corriente magnetizante de tercera arm6nica se queda circulando dentro de la delta del primario.
c) La conexi611estrella se usa con aislamiento graduado hasta el valor de la tensi6n del neutro.
Estrella-delfa. Se awstumbra utilizar en transformadores reductores de tension. Sus caracteristicas son:
a) No se puede conectar a tierra el lado secundario.
b) Se eliminan 10s voltajes de tercera arm6nica porque la corriente magnetizante de la tercera armonica se queda circulando dentro de la delta del secundario.
T-T. Es una conexion raramente usada. S61o se utiliza en w o s especiales en que
se alimenten cargas tri, bi y monofAsicas juntas, sus caracteristicas son:
a) Comportamiento semejante a la conexi6n estrellaestrella.
b ) Tiene ambos neutros disponibles.
c) Los voitajes y Ias corrientes de tercera arm6nica pueden ocasionar problemas.
d) Se necesitan dos transformadores monofAsicos para la conexibn.
e) La capacidad debe ser 15% mayor que la carga por alimentar.
Zig-zag. Se utiliza en transformadores de tierra conectados a bancos con
conexi6n delta, para tener en f o m a artificial una corriente de tierra que energice
las protecciones de tierra correspondientes.
Autotramformador. Se utilizan cuando la relaci6n de transformaci6n es menor de dos. Son m& baratos que 10s transformadores equivalentes. Sus caracteristicas son:
a) Menor tamaiio, peso y costo.
b) Como la impedancia entre primario y secundario es menor que en un transformador, se presenta una posibiidad mayor de fallas.
c) Debido a que s61o existe una bobina, el devanado de baja tensi6n tambikn
debe soportar las sobretensiones que recibe el devanado de atta tensi6n.
4 Las conexiones en el primario y el secundario deben ser siempre iguales o
sea estrella-estrella o delta-delta; estas hltimas no son usuales.
2.10.1.5
Pruebas
Las pruebas d i m a s que deben efectuarse a 10s transformadores antes de la salida
de la fibrica son:
1. Impeccidn del aparato. Se verifica el cumplimiento de las nonnas y las
especificaciones.
2. Aeeite aislante. Se debe verificar la rigidez dielktrica y ta acidez.
3. Raistencia de aislamiento. Se mide con un megger de 1 000 volts, durante un minuto, corrigiendo la lectura a 20°C. La medici6n se efectha
en tres pasos, primer0 se mide la resistencia de 10s devanados entre alta
y baja tensi6n. desputs se mide entre alta tensi6n y tierra y fmalmente entre baja tensi6n y tierra.
4. Inspeccidn del alambrado de control. Se comprueba la continuidad y la
operaci6n de 10s circuitos de control, protecci6n. medici6n. seilalizaci6n,
sistema de enfriamiento, cambiador de derivaciones y transformadores de
instrumentos.
5 . Relacidn de trmuformacidn. Esta prueba se efectua para determinar
que las bobinas han sido fabricadas, de acuerdo con el diseflo y con el numero de vueltas exacto.
6. Polaridad. Se requiere su comprobaci6n para efectuar la conexibn adecuada de 10s bancos de transfonnadores.
7 . Pofencialaplicado. Sirve para comprobar el aislamiento de 10s devanados con respecto a tierra. Consiste en juntar por un lado todas las terminales del devanado que se va a probar y, por otro lado, se conectan entre
si todas las terminales de 10s otros devanados y &stasa su vez se conectan
a tierra.
La prueba consiste en aplicar, entre el devanado que se prueba y 10s
otros devanados mhs tierra, durante un minuto, la tensibn de prueba a
la frecuencia nominal, sin que falle el aislamiento.
8. Potencial inducido. Sirve para comprobar el aislamiento entre espiras y
entre secciones de 10s devanados. Consiste en inducir entre las terminales
de un devanado, una tensi6n doble de la nominal durante un minuto, y
a una frecuencia doble de la nominal, para que no se sature el nlicleo.
Esta prueba somete a1 aislamiento a gradientes de tensi6n elevados.
Si se miden las descargas parciales durante esta prueba, se pueden detectar
10s puntos dkbiles en el aislamiento.
9. PPrdidos en el hierro y por ciento de la corriente de exctfacidn. Estos valores se indican en las especificaciones de acuerdo con sus valores mixi-
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL. . .
47
mos permitidos, que se llaman valores garantizados. Si las perdidas obtenidas son superiores a 10s valores garantizados se le cobra multa a1
fabricante, pot un monto que concuerda con las fbrmulas indicadas en las
normas correspondientes.
10. Pdrdidas de cargo y p o r ciento de im@dancia. Como en el caso anterior,
tambikn se fijan 10s valores garantizados y se cobran multas en caso de
pkrdidas superiores a las garantizadas.
11. Temperatura. Estas pruebas por ser caras, se efectuan a una unidad de
cada lote; se desarrollan conectando el cambiador de derivaciones en posici6n de perdidas m ~ m a ystrabajando el sistema de enfriamiento correspondiente a plena capacidad.
12. Impuko. Es una prueba de tipo optional; simula las wndiciones producidas por la descarga de un rayo y consiste en aplicar sucesivamente al
aislamiento de un transformador una onda de impulso completa a tensi6n
reducida, dos ondas de i m p b o r t a d a s en la cola y una onda de impulso
completa a tensi6n plena.
Dicha prueba siwe para mostrar las resistencias de un aislamiento a las
descargas atmosfkricas.
Las pruebas de impulso a que se someten 10s diferentes tipos de equipo elkctrico
se representan por ondas de sobretensi6n de caracteristicas diferentes, seglin se
muestra en la Figura 2-7.
FIG. 2-7 Tipos de onda de impulso
Los tipos de onda indicados presentan las siguientes caracteristicas:
Frente de onda. Este caso simula una descarga atmosfkrica directa a las boquillas de un transformador y que se contornea a tierra por el exterior. Es prhcticamente una rampa, con una velocidad de crecimiento del orden de 1 000 kilovolts por
microsegundo, que se corta antes de Uegar al valor de cresta. En el caso de utilizar
este tipo de onda, la polaridad siempre debe ser negativa.
Onda cortada. La onda cortada simula una descarga atmosfkrica de wdiana
magnitud, pero capaz de flamear por el exterior 10s aisladores prbximos al transformador, tambien puede simular el caso de una onda viajera que descarga a travks de
a l a n aislador de una linea, 3 km antes del transformador.
La onda tiene un valor de cresta aproximadamente 15% mayor que el de la onda completa y es cortada a 10s tres microsegundos de su inicio.
Para clases de aislarniento con valores superiores a 1 800 kV (EAT) el frente
de onda y la onda cortada tienen el mismo valor de cresta; sin embargo, la pendiente
del frente a diferente.
Onda completa. Es una onda que alcanza su valor mhimo en 1.2 microsegundos y decae a la mitad de ese valor en 50 microsegundos. En el caso de 10s transformadores en aceite se utiliza con polaridad negativa, mientras que en el caso de 10s
transformadores de tip0 seco se utiliza con polaridad positiva, con un valor de cresta
que depende del nivel de aislamiento del transformador de que se trate.
Onda completa a tensidn reducida. Es semejante al caso de onda completa, per~ con valor de cresta que varia entre el 50 y el 70% del valor de onda completa.
Ruido. Es una prueba de t i p opcional que muestra si el transformador
cumple con 10s niveles de ruido establecidos en las normas correspondientes.
14. Descargas parciaks. Es una pmeba opcional. pero en la actualidad, en
muchas especificaciones se estk solicitando como prueba de rutina, ya que
un transformador puede pasar todas las pruebas anteriores y sin embargo,
en caso de existir descargas parciales en su aislamiento, puede llegar a fallar en un period0 de tiempo relativamente corto.
15. Inspeccidn previa a1 embarque. Consiste en la comprobaci6n de la
presi6n del nitrbgeno, contenido de oxigeno, hermeticidad, megger de
embarque y humedad residual.
13:
Consiste en un transformador cuya funcibn principal es conectar a tierra el neutro
de un sinema y proporcionar un circuito de retorno a la corriente de cortocircuito de
fare a tierra.
Si en un sistema de potencia con neutro flotante, como es el caso de un circuito
alimentado dmde la delta de un transformador, ocurre un cortocircuito de fase a
tierra, no hay camino de regreso para la corriente de cortocircuito. El sistema podrk
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL. . .
49
seguir en operaci6n pero con las otras dos fases al elevar su tensi6n a un valor mayor
a 1.73 p.u. de \IS veces el valor de la tensi6n nominal entre fases; lo c u d ocasiona
una sobretensi6n permanente a la frecuencia del sistema que afecta tanto al transformador como al propio sistema. Para evitar lo anterior, se debe considerar un camino
extra para la corriente de regreso de tierra. Este camino se obtiene al conectar un
transformador especial llamado "banco de tierra".
Para este fin existen dos t i p s de bancos de tierra:
1. Transformador de tierra, con conexibn estrella y neutro a tierra en el lado
de alta tensi6n. y delta en baja tensi6n.
Puede ser un transformador de 3 fases, que para un sistema aislado de
tierra en 85 kV, puede tener una relaci6n de 85/23 kV, conexi6n estrelladelta, y cuyo devanado de 23 kV puede utilizarse para alimentar 10s servicios
de estaci6n de la instalaci6n.
La conexi6n en estrella debe tener su neutro con conexi611fuera del tanque, para conectarse s6lidamente a tierra.
2. Transformador con conexi611 tipo dg-zag. Es un transformador especialmente diseiiado para banco de tierra: su impedancia en secuencia positiva
es muy alta, mientras que su impedancia en secuencia cwo es baja: el neutro
que sale del tanque a travCs de una boquilla, se conecta dlidamente a tierra.
El neutro debe poder soportar, durante un minuto, una corriente de
1800 A.
En ambos casos, las terminales del lado de la estrella o de la conexi6n zig-zag
del banco de tierra de que se trate, se conectan a la red alimentada por la delta, mientras que el neutro se conecta a la red de tierra de la subestaci6n. instalandose en kste
un transformador de corriente que energiza las protecciones automhticas, cuando
se producen fallas a tierra en el sistema.
Son unos dispositivos electromagnCticos cuya funcidn principal es reducir a escala,
las magnitudes de tensi6n y corriente que se utilizan para la protecci6n y medici6n
de 10s diferentes circuitos de una subestacibn, o sistema elkctrico en general.
Los aparatos de medicion y protecci6n que se rnontan sobre 10s tableros de una
subestaci6n no esthn construidos para soportar ni grandes tensiones, ni grandes corrientes.
Con el objeto de disminuir el costo y 10s peligros de las altas tensiones dentro
de 10s tableros decontrol y protecci6n, se dispone de 10s aparatos llamados transformadores de corriente y potencial que representan, a escalas muy reducidas, las grandes magnitudes de corriente o de tensi6n respectivamente. Normalmente estos
transformadores se construyen con sus secundarios, para c'orrientes de 5 amperes o
tensiones de I20 volts.
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL. . .
49
seguir en operaci6n pero con las otras dos fases al elevar su tensi6n a un valor mayor
a 1.73 p.u. de \IS veces el valor de la tensi6n nominal entre fases; lo c u d ocasiona
una sobretensi6n permanente a la frecuencia del sistema que afecta tanto al transformador como al propio sistema. Para evitar lo anterior, se debe considerar un camino
extra para la corriente de regreso de tierra. Este camino se obtiene al conectar un
transformador especial llamado "banco de tierra".
Para este fin existen dos t i p s de bancos de tierra:
1. Transformador de tierra, con conexibn estrella y neutro a tierra en el lado
de alta tensi6n. y delta en baja tensi6n.
Puede ser un transformador de 3 fases, que para un sistema aislado de
tierra en 85 kV, puede tener una relaci6n de 85/23 kV, conexi6n estrelladelta, y cuyo devanado de 23 kV puede utilizarse para alimentar 10s servicios
de estaci6n de la instalaci6n.
La conexi6n en estrella debe tener su neutro con conexi611fuera del tanque, para conectarse s6lidamente a tierra.
2. Transformador con conexi611 tipo dg-zag. Es un transformador especialmente diseiiado para banco de tierra: su impedancia en secuencia positiva
es muy alta, mientras que su impedancia en secuencia cwo es baja: el neutro
que sale del tanque a travCs de una boquilla, se conecta dlidamente a tierra.
El neutro debe poder soportar, durante un minuto, una corriente de
1800 A.
En ambos casos, las terminales del lado de la estrella o de la conexi6n zig-zag
del banco de tierra de que se trate, se conectan a la red alimentada por la delta, mientras que el neutro se conecta a la red de tierra de la subestaci6n. instalandose en kste
un transformador de corriente que energiza las protecciones automhticas, cuando
se producen fallas a tierra en el sistema.
Son unos dispositivos electromagnCticos cuya funcidn principal es reducir a escala,
las magnitudes de tensi6n y corriente que se utilizan para la protecci6n y medici6n
de 10s diferentes circuitos de una subestacibn, o sistema elkctrico en general.
Los aparatos de medicion y protecci6n que se rnontan sobre 10s tableros de una
subestaci6n no esthn construidos para soportar ni grandes tensiones, ni grandes corrientes.
Con el objeto de disminuir el costo y 10s peligros de las altas tensiones dentro
de 10s tableros decontrol y protecci6n, se dispone de 10s aparatos llamados transformadores de corriente y potencial que representan, a escalas muy reducidas, las grandes magnitudes de corriente o de tensi6n respectivamente. Normalmente estos
transformadores se construyen con sus secundarios, para c'orrientes de 5 amperes o
tensiones de I20 volts.
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUlPO PRINCIPAL. . .
51
Los transformadores de corriente se pueden fabricar para s e ~ c i interior
o
o exterior. Los de servicio interior son mhs econbmicos y se fabrican para tensions de
sewicio de hasta 25 kV, y w n aislamiento en resina sintttica. Los de servicio exterior
y para tensiones medias se fabrican con aislamiento de porcelana y aceite, aunque
ya se utilizan aislamientos a base de resinas que soportan las condiciones climatol6gicas. Para altas tensiones se contintian utilizando aislamientos a base de papel y
aceite dentro de un recipiente metiiliw, con boquillas de porcelana.
La tensi6n del aislamiento de un transformador de corriente debe ser, cuando
menos, igual a la tensi6n mhs devada del sistema al que va a estar conectado.,
Para el caso de 10s transformadores utilizados en protecciones con relevadores
estdticos se requieren nlicleos que provoquen menores saturaciones que en el caso
de 10s relevadores de tipo electromagnktico, ya que las vdocidades de respuesta de
las protecciones electr6nicas son mayores.
Los transformadores de corriente pueden ser de medici6n, de protecci6n o
mixtos.
Transformadorde medicidn. Los transformadores cuya funci6n es medir, requieren reproducir fielmente la magnitud y el Angulo de fase de la corriente. Su precisi6n debe garantizarse desde una pequefla fracci6n de corriente nominal del orden
del 10%. hasta un exceso de corriente del orden delU)%, sobre el valor nominal.
Transformadoresde profeccidn. Los transformadores cuya funci6n es proteger un circuito, requieren conservar su fidelidad hasta un valor de veinte veces la
magnitud de la corriente nominal.
En el caso de 10s relevadores de sobrecorriente, s61o importa la relaci6n de
transformaci6n. pero en otroiipo de relevadores, como pueden ser 10s de impedancia, se requiere ademhs de la relaci6n de transformaci611, mantener el error del Angulo de fase dentro de valores predeterminados.
Transformadores mixtos. En este caso, 10s transformadores se diseaan para
una combinaci6n de 10s dos casos anteriores, un circuito con el nlicleo de alta precisi6n para 10s circuitos de medici6n y uno o dos circuitos m8s, con sus nlicleos adecuados, para 10s circuitos de protecci6n.
2.10.3.1.1 Parbmetros de 10s transformadores de corriente
Corrienfe. Las corrientes primaria y seeundaria de un transformador de corriente
deben estar normalidas de acuerdo con cualquiera de las normas nacionales o internacionales en uso.
Corrienfeprimaria. Para esta magnitud se selecciona el valor normalizado inmediato superior de la wrriente calculada para la instalacibn.
Para subestaciones de potencia, 10s valores normalizados son: 300, 400, 600,
800, 1 200, 1 500,2 000 y 4 000 amperes.
Carga secundaria. Es el valor de la impedancia en ohms. reflejada en el secundario de 10s transformadores de corriente, y que estA constituida por la suma de las
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL.
..
53
Limite de cortocirruito. Es la corriente de cortocircuito maxima que soporta
u r ~transformador durante un tiempo que varia entre 1 y 5 segundos. Esta corriente
puede llegar a significar una fuerza del orden de varias toneladas. Para a t e limite
las normas permiten una densidad de corriente de 143 A/mm' durante un segundo
de duration del cortocircuito.
Tensidn secundaria nominal. Es la tension que se levanta en las terminales secundarias del transformador al alimentar 6ste una carga de veinte veces la corriente
secuhdaria nominal. Por ejemplo, si se tiene un transformador con carga nominal
de B 1.0, o sea una carga de 1.0 ohms, la tension secundaria generada serii de:
I ohm x 5 amperes x 20 veces = 100 volts
que se desigoa como un transformador de corriente de clase C-100.
Potencial nominal. Es la potencia aparente secundaria que a veces se expresa
en volt-amperes (VA) y a veces en ohms, bajo una corriente nominal determinada
y que se indica en la placa de caracteristicas del aparato. Para escoger la potencia
nominal de un transformador, se suman las potencias de las bobinas de todos 10s
aparatos conectados en serie con el devanado secundario, m& las perdidas por efecto joule que se producen en 10s cables de alimentaci6n, y se selecciona el valor nominal inmediato superior a la cifra obtenida, como se indica en la Tabla 2-10.
Para 10s secundarios de 5 amperes, la experiencia indica que no se deben utilizar
conductores con calibres inferiores al No. 10 AWG, que tiene una resistencia de 1
ohm por cada 333 metros de longitud. Este conductor sobredimensionado, reduce
la carga (burden) y ademis proporciona alta resistencia mecinica, que disminuye la
posibilidad de una ruptura accidental del circuito, con el desarrollo consiguiente de
sobretensiones peligrosas.
CIase deprecisidn para medicidn. La clase de precisi6n se designa por el error
mhimo admisible, en por ciento, que el transformador puede introducir en la medici6n. operando con su corriente nominal primaria y la frecuencia nominal.
TABLA 2-10 Cargas aceptadas en transformadores de corriente
Cargas normales para tranrformadoru de corriente regtin Normas ANSI C.57.13
Designaci6n
de la carga
BO.I
B0.2
B0.5
BI.0
B2.0
B4
88
Caract. para 60 Hz y corr. scc. de 5A
Caractensticas
Facror de
VA
lmpedancia
Resistencia Inductancia en
potencia
milihenrys
(ohm)
(ohm)
0.09
0.18
0.45
0.50
1 .O
2.0
4.0
0.1 16
0.232
0.580
2.3
4.6
9.2
18.4
0.1
0.2
0.5
1.0
2.0
4.0
8.0
2.5
5.0
12.5
25
50
100
200
0.9
0.9
0.9
0.5
0.5
0.5
0.5
CENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL. . .
55
Por ejemplo, un transformador de clase C-UX)deberd tener por n o m a un error
menor de 10% para cualquier magnitud de corriente, entre 1 y 20 veces la nominal
secundaria, si su carga no es mayor a 2 ohms x 20 veces x 5 amperes secundarios
= 200 volts.
Resistencia de 10s transformadores de corriente a 10s cortocircuitos. Esta resistencia estk determinada pot las corrientes de limites tkrmico y dindmico definidas
por la ANSI como:
Corriente de limite tdrmico. Es el mayor valor eficaz de la corriente primaria
que el transformador puede soportar por efecto joule, durante un segundo, sin sufrir deterioro y con el circuito secundario en cortocircuito. Se expresa en kiloamperes eficaces o en n veces la corriente nominal primaria.
La elevaci6n de temperatura admisible en el aparato es de 150°C para aislamiento de clase A. Dicha elevacibn se obtiene con una densidad de corriente de
143 A/mml aplicada durante un segundo.
La corriente ttrmica se calcula a partir de:
MVA,,
Ir
TTiz
donde:
Ir
= Valor efectivo de la corriente de limite tkrmico
MVA = Potencia de cortocircuito en MVA
kV
= Tensibn nominal del sistema en kV
Corriente de lirnit~dinrimico. Es el valor de pico de la primera amplitud de
corriente que un transformador puede soportar por efecto mecdnico sin sufrir deterioro, con su circuito secundario en cortocircuito. Se expresa en kiloamperes de pico, de acuerdo con la expresibn
donde:
I,
=
Valor de pic0 de la corriente dinhmica.
En la prhctica, para construir transformadores resistentes a 10s cortocircuitos
se requieren grandes secciones de cobre en 10s embobinados, lo que reduce el mimero de espiras del primario. Como la potencia de precision varia sensiblemente con
el cuadrado del nhmero de ampere-vueltas del primario, la precisi6n de 10s transformadores que pueden resistir cortocircuitos disminuye considerablemente. 0 sea, para tener un transformador con caracten'sticas elevadas de resistencia a1 cortocircuito,
habria que limitar la precision al minimo.
Los transformadores de corriente se conectan en serie con la linea, mientras que
10s de potencial se conectan en paralelo, entre dos fases o entre fase y neutro. Esto
en sf, representa un concept0 de dualidad entre 10s transformadores de corriente y
10s de potencial quc se puede generalizar en la siguiente tabla y que nos ayuda para
pasar de las funcioncs de un tipo de transformador a1 otro v a b l a 2.9):
A continuaci6n se estudian, por separado, las caracteristicas principales de cada
uno dc 10s dos t i p s de transformadores arriba mencionados. Ambos pueden utilizarse para protccci6n. para medici6n. o bien, para 10s dos casos simultheamente
siempre y cuando las potencias y clases de precisi6n sean adecuadas a la funci6n que
desarrollen.
2.10.3.1
Transformadores de corriente
Son aparatos en que la corriente secundaria, dentro de las condiciones/ normales de
operaci6n. es pricticamente proportional a la corriente primaria, aunque ligeramente desfasada. Desarrollan dos tipos de funci6n: transformar la corriente y aislar 10s
instrumentos de protecci6n y medici6n conectados a 10s circuitos de alta tensi6n.
El primario del transformador se conecta en serie con el circuito por controlar
y el secundario se conecta en serie con las bobinas de corriente de 10s aparatos de
medici6n y de protecci6n que requieran set energizados.
Un transformador de corriente puede tener uno o varios secundarios, embobinados a su vez sobre uno o varios circuitos magnkticos. Si el aparato tiene varios
circuitos magnkticos, se comporta como si fueran varios transformadores diferentes. Un circuito se puede utiliar para mcdiciones que requieren mayor precisi6n, y
10s demh sc pueden utiliar para protecci6n. Por otro lado, conviene que las protecciones diferenciales y de distancia se conecten a transformadores independientes.
- TABLA 2 9 Equivalencias de funciones en 10s transformadores de instrumentos
Tramformador
Conccpto
Potcncial
Corriente
Tensidn
Corrientc
La carga se ddermina
Constante
Variable
Variablh
Constante
par:
Caum del error:
La w g a xcundaria aumenta
furndo:
Conuidn dcl transformador a
La Unu:
Conuddn dc lm aparatos al
seorddario:
Corriate
Calda de tensidn en serie
Tensibn
Corriente derivada en paralelo
2, disminuye
Z2 aumenta
En paralclo
En saie
En paralclo
I
En wric
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUlPO PRINCIPAL. . .
51
Los transformadores de corriente se pueden fabricar para s e ~ c i interior
o
o exterior. Los de servicio interior son mhs econbmicos y se fabrican para tensions de
sewicio de hasta 25 kV, y w n aislamiento en resina sintttica. Los de servicio exterior
y para tensiones medias se fabrican con aislamiento de porcelana y aceite, aunque
ya se utilizan aislamientos a base de resinas que soportan las condiciones climatol6gicas. Para altas tensiones se contintian utilizando aislamientos a base de papel y
aceite dentro de un recipiente metiiliw, con boquillas de porcelana.
La tensi6n del aislamiento de un transformador de corriente debe ser, cuando
menos, igual a la tensi6n mhs devada del sistema al que va a estar conectado.,
Para el caso de 10s transformadores utilizados en protecciones con relevadores
estdticos se requieren nlicleos que provoquen menores saturaciones que en el caso
de 10s relevadores de tipo electromagnktico, ya que las vdocidades de respuesta de
las protecciones electr6nicas son mayores.
Los transformadores de corriente pueden ser de medici6n, de protecci6n o
mixtos.
Transformadorde medicidn. Los transformadores cuya funci6n es medir, requieren reproducir fielmente la magnitud y el Angulo de fase de la corriente. Su precisi6n debe garantizarse desde una pequefla fracci6n de corriente nominal del orden
del 10%. hasta un exceso de corriente del orden delU)%, sobre el valor nominal.
Transformadoresde profeccidn. Los transformadores cuya funci6n es proteger un circuito, requieren conservar su fidelidad hasta un valor de veinte veces la
magnitud de la corriente nominal.
En el caso de 10s relevadores de sobrecorriente, s61o importa la relaci6n de
transformaci6n. pero en otroiipo de relevadores, como pueden ser 10s de impedancia, se requiere ademhs de la relaci6n de transformaci611, mantener el error del Angulo de fase dentro de valores predeterminados.
Transformadores mixtos. En este caso, 10s transformadores se diseaan para
una combinaci6n de 10s dos casos anteriores, un circuito con el nlicleo de alta precisi6n para 10s circuitos de medici6n y uno o dos circuitos m8s, con sus nlicleos adecuados, para 10s circuitos de protecci6n.
2.10.3.1.1 Parbmetros de 10s transformadores de corriente
Corrienfe. Las corrientes primaria y seeundaria de un transformador de corriente
deben estar normalidas de acuerdo con cualquiera de las normas nacionales o internacionales en uso.
Corrienfeprimaria. Para esta magnitud se selecciona el valor normalizado inmediato superior de la wrriente calculada para la instalacibn.
Para subestaciones de potencia, 10s valores normalizados son: 300, 400, 600,
800, 1 200, 1 500,2 000 y 4 000 amperes.
Carga secundaria. Es el valor de la impedancia en ohms. reflejada en el secundario de 10s transformadores de corriente, y que estA constituida por la suma de las
52
DISEAO DE SUBESTACIONES ELeCTRICAS
impedancias del wnjunto de todos 10s medidores, relevadores, cables y conexiones
conectados ep serie con el secundario y que corresponde a la llamada potencia de
precisi6n a la corriente nominal secundaria.
Es decu, una potencia de precisi6n de LOO VA para una corriente nominal secundaria de 5 amperes, represents una impedancia de carga de:
loo - 4 ohms
5l
La carga se puede expresar tambikn, por 10s volt-amperes totales y su factor de
potencia, obtenidos a un valor especificado de corriente y frecuencia.
Las cargas normalizadas se designan con la letra B seguida del valor total de
la impedancia, por ejemplo B-1.8. El valor del factor de potencia normalizado es
de 0.9 para 10s circuitos de medici6n y de 0.5 para 10s de protecci6n. Todos 10s aparatos, ya scan de medici6n o de proteccidn, traen en el catlUogo respective la carga
de acuerdo con su potencia de precisi6n. De 10s cables de control se puede obtener
la carga se@n se indica en la Figura 2-8.
25
50
75
1W
125
150
175
2M)
LONGITUD EN METROS DE LOS CABLES DE CONWdN (IDA Y VUELTA)
FIG. 2-8 Perdidas en cables de control
limite idrmico. Un transformador debe poder soportar en forma permanente, hasta un 20% sobre el valor nominal de wmente, sin exceder el nivel de temperatura especificado. Para este llmite las normas permiten una densidad de corriente
de 2 A/mmz, en forma continua.
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL.
..
53
Limite de cortocirruito. Es la corriente de cortocircuito maxima que soporta
u r ~transformador durante un tiempo que varia entre 1 y 5 segundos. Esta corriente
puede llegar a significar una fuerza del orden de varias toneladas. Para a t e limite
las normas permiten una densidad de corriente de 143 A/mm' durante un segundo
de duration del cortocircuito.
Tensidn secundaria nominal. Es la tension que se levanta en las terminales secundarias del transformador al alimentar 6ste una carga de veinte veces la corriente
secuhdaria nominal. Por ejemplo, si se tiene un transformador con carga nominal
de B 1.0, o sea una carga de 1.0 ohms, la tension secundaria generada serii de:
I ohm x 5 amperes x 20 veces = 100 volts
que se desigoa como un transformador de corriente de clase C-100.
Potencial nominal. Es la potencia aparente secundaria que a veces se expresa
en volt-amperes (VA) y a veces en ohms, bajo una corriente nominal determinada
y que se indica en la placa de caracteristicas del aparato. Para escoger la potencia
nominal de un transformador, se suman las potencias de las bobinas de todos 10s
aparatos conectados en serie con el devanado secundario, m& las perdidas por efecto joule que se producen en 10s cables de alimentaci6n, y se selecciona el valor nominal inmediato superior a la cifra obtenida, como se indica en la Tabla 2-10.
Para 10s secundarios de 5 amperes, la experiencia indica que no se deben utilizar
conductores con calibres inferiores al No. 10 AWG, que tiene una resistencia de 1
ohm por cada 333 metros de longitud. Este conductor sobredimensionado, reduce
la carga (burden) y ademis proporciona alta resistencia mecinica, que disminuye la
posibilidad de una ruptura accidental del circuito, con el desarrollo consiguiente de
sobretensiones peligrosas.
CIase deprecisidn para medicidn. La clase de precisi6n se designa por el error
mhimo admisible, en por ciento, que el transformador puede introducir en la medici6n. operando con su corriente nominal primaria y la frecuencia nominal.
TABLA 2-10 Cargas aceptadas en transformadores de corriente
Cargas normales para tranrformadoru de corriente regtin Normas ANSI C.57.13
Designaci6n
de la carga
BO.I
B0.2
B0.5
BI.0
B2.0
B4
88
Caract. para 60 Hz y corr. scc. de 5A
Caractensticas
Facror de
VA
lmpedancia
Resistencia Inductancia en
potencia
milihenrys
(ohm)
(ohm)
0.09
0.18
0.45
0.50
1 .O
2.0
4.0
0.1 16
0.232
0.580
2.3
4.6
9.2
18.4
0.1
0.2
0.5
1.0
2.0
4.0
8.0
2.5
5.0
12.5
25
50
100
200
0.9
0.9
0.9
0.5
0.5
0.5
0.5
54
D I S E O DE SUBESTACIONES EL~DRICAS
TABLA 2-11 Precisiona normalizadas en transformadores de corriente
Clpx
Utilizacibn
0.1
Aparam para medidones y calibraciona dc laboratorio.
Medidones de laboratorio y alimcntaciones para lor wathorimctros de alimentadores
dc potencia.
Alimentadb para wthorimelros de factwacibn en circuitos dc distribudbn e industriples.
Alimenmibn a la6 bobinas dc corrienle dc 10s aparatos de medicibn en general.
indicadores o registredores y a lor relcvadorcs de las protscionn diferencial, dc
impcd.ocia y de disunda.
Alimauadbn a Ins bobinas de 10s relevadores dc sobrsorriente.
0.2 a 0.3
0.5 a 0.6
1.2
3a5
Las nonnas ANSI definen la clase de precisi6n de acuerdo con 10s siguientes
valores: 0.1, 0.2, 0.3, 0.5, 0.6, 1.2, 3 y 5, cada clase de precisibn espacificada debe
asociarse con una o varias cargas norninales de precisi6n. por ejemplo: 0.5 de precisi6n con una carga de 50 VA.
Segdn d uso que se dk al transformador, se recomiendan las siguientes precisiones, considerando que a precisiones mPs bajas corresponden precios del transformador m8s altos, para una misma tensibn y relaci6n de transformacibn (Tabla 2-11).
Los transformadores para medici6n e s t h diseiiados para que el ndcleo se sature para valores rclativamente bajos de sobrecorriente, protegiendo de esta forma 10s
instrummtos conectados a1 secundario del transformador.
Claw de precisidn para proteccidn. Los transformadores con ndcleos para
prot&6n, se diseihn para que la corriente secundaria sea proporcional a la primaria, para comenta con valores de hasta 20 vews el valor de la corriente nominal.
La nonna ANSI hace la siguienteclasificaci6n de la precisibn para proteccibn:
C l u e C. Esta clase cubre a 10s transformadores que, por tener 10s devanados
unifomemcntc distribuidos, su flujo de dispersi6n en el ndcleo no tiene efecto apreciable en el error de relaci6n. dentro de 10s Umites de carga y frecuencia especificados. Su relaci6n se puede calcular por metodos analiticos.
Clase T. Esta clase cubre a 10s transformadores que, por no tener 10s devanados uniformemente distribuidos, el flujo de dispersibn en el ndcleo afecta el error
de relaci6n, dentro de 10s Umites de carga y frecuencia especificados. Su relacibn debe ser Ccterminada mediate prueba de laboratorio.
Ambas clasificaciones deben complementarse con la tensi6n nominal secundaria que el transformador puede suministrar a una carga normal, considerada entre
B 1.0 y B 8.0, cuando fluye una corriente con una magnitud de 20 veces la corriente
nominal secundaria, sin exceder en 10% el error de relaci6n. Este error debera estar
limitado a 10% para cualquier corriente entre 1 y 20 veces la nominal, y para cualquier carga inferior a la nominal.
CENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL. . .
55
Por ejemplo, un transformador de clase C-UX)deberd tener por n o m a un error
menor de 10% para cualquier magnitud de corriente, entre 1 y 20 veces la nominal
secundaria, si su carga no es mayor a 2 ohms x 20 veces x 5 amperes secundarios
= 200 volts.
Resistencia de 10s transformadores de corriente a 10s cortocircuitos. Esta resistencia estk determinada pot las corrientes de limites tkrmico y dindmico definidas
por la ANSI como:
Corriente de limite tdrmico. Es el mayor valor eficaz de la corriente primaria
que el transformador puede soportar por efecto joule, durante un segundo, sin sufrir deterioro y con el circuito secundario en cortocircuito. Se expresa en kiloamperes eficaces o en n veces la corriente nominal primaria.
La elevaci6n de temperatura admisible en el aparato es de 150°C para aislamiento de clase A. Dicha elevacibn se obtiene con una densidad de corriente de
143 A/mml aplicada durante un segundo.
La corriente ttrmica se calcula a partir de:
MVA,,
Ir
TTiz
donde:
Ir
= Valor efectivo de la corriente de limite tkrmico
MVA = Potencia de cortocircuito en MVA
kV
= Tensibn nominal del sistema en kV
Corriente de lirnit~dinrimico. Es el valor de pico de la primera amplitud de
corriente que un transformador puede soportar por efecto mecdnico sin sufrir deterioro, con su circuito secundario en cortocircuito. Se expresa en kiloamperes de pico, de acuerdo con la expresibn
donde:
I,
=
Valor de pic0 de la corriente dinhmica.
En la prhctica, para construir transformadores resistentes a 10s cortocircuitos
se requieren grandes secciones de cobre en 10s embobinados, lo que reduce el mimero de espiras del primario. Como la potencia de precision varia sensiblemente con
el cuadrado del nhmero de ampere-vueltas del primario, la precisi6n de 10s transformadores que pueden resistir cortocircuitos disminuye considerablemente. 0 sea, para tener un transformador con caracten'sticas elevadas de resistencia a1 cortocircuito,
habria que limitar la precision al minimo.
Finalmente, en una subestaci6n se acostumbra especificar 10s transformadores
de corriente con la siguiente nomenclatura: C.200 y 0.3801 a 0.3B2.0. En este caso
0.3 s la precisi6n, 200 es la tensi6n que se levanta en las terminales secundarias,
para un error menor del LO%, y 0.1 a 2.0 son 10s Iimites de variacibn de Ias cargas
acostumbradas. Ademis, se acostumbra especificar 10s transformadores con un
Limite tkrmico de 25 kV durante un segundo y con un limite dinamico de 50 kA pico
durante 10s dos primeros ciclos.
2.10.3.2
Transformadores d e potencial
Son aparatos en que la tensibn secundaria, dentro de las condiciones normales de
operaci6n, es practicamente proportional a la tensi6n primaria, aunque ligeramente
desfasada. Desarrollan dos funciones: transformar la tensi6n y aislar 10s instmmentos de protecci6n y medici6n conectados a 10s circuitos de alta tensi6n.
El primario se conecta en paralelo con el circuit0 por controlar y el secundario
se conecta a paralelo con las bobinas de tensi6n de 10s diferentes aparatos de medici6n y de protecci6n que se requiere energizar.
Estos transformadores se fabrican para servicio interior o exterior, y al igual
que 10s de corriente, se fabrican con aislamientos de resinas sinttticas para tensiones
bajas o medias, mientras que para altas tensions se utilizan aislamientos de papel,
aceite y porcelana.
2.10.3.2.1
P a d m e t r o s de 10s transformadores de potencial
Tenridnes. Las tensions primaria y secundaria de un transformador de potencial
deben s t a r normalidas de acuerdo con cualquiera de las normas nacionales o internacionals en uso.
Tensidn primaria. Se debe seleccionar el valor normalizado inmediato superior al valor calculado de la tensibn nominal de la instalacibn.
Tensidn secundaria. Los valores normalizados, segun ANSI son de 120 volts
para aparatos de hasta 25 kV y de 115 volts para aqu6llos con valores superiores a
34.5 kV.
A diferencia de 10s aparatos de corriente, 10s de potencial se construyen normalmente. con un solo embobinado secundario.
Potencia nominal. Es la potencia secundaria expresada en volt-amperes, que
se desarrolla bajo la tensi6n nominal y que se indica en la placa de caracteristicas
del aparato.
Para escoger la potencia nominal de un transformador, se suman las potencias
que consumen las bobinas de todos 10s aparatos conectados en paralelo con el devanado secundario, mAs las ptrdidas por efecto de las caidas de tensibn que se producen en 10s cables de alimentaci6n; sobre todo cuando las distancias entre 10s
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUlPO PRINCIPAL. . .
TABLA 2-12
57
Precisiones normalizadas en transformadores de potencial
Cargas normales para transformadores de potencial segtin nonnas ANSI C.57.13
Cargas normals
Caracteristicas con base en 120 V y 60 Hz
Designaci6n
VA
f.p.
W
12.5
25
75
0.10
0.70
0.85
0.85
0.85
0.20
X
Y
Z
ZZ
hi
UX)
400
35
Resistencia Inductancia
ohms
henrys
115.2
403.2
163.2
61.2
30.6
82.6
3.042
1.092
0.268
0.101
0.0554
1.07
lmpedancia
ohms
1 152
576
192
72
36
41 1
transformadores y 10s instrumentos que alimentan son importantes; y se selecciona
el valor nominal inmediato superior a la cifra obtenida, como se indica en la Tabla
2-12.
Para secundarios de 120 volts, la experiencia indica que no se deben utilizar
conductores con calibres inferiores al No. 12 AWG. Este calibre reduce la carga del
cable y proporciona alta resistencia mednica, que disminuye la posibilidad de ruptura del circuito; con el desarrollo consiguiente de cortocircuitos peligrosos.
Carga. Es la impedancia que se conecta a las terminales del devanado secundario.
CIase de precision para medicion. La clase de precisi6n se designa
por el error
. -o*
admiisible en por ciento, que d transformador de potmcial puedc introduck
en la medici6n de potencia operando con su tensi6n nominal primaria y la frecuencia
nominal.
La precisi6n de un transformador se debe poder garantizar para valores entre
%
y 110%
I de la tensi6n nominal.
Las normas ANSI definen la clase de precisi6n de acuerdo con 10s siguientes
valores: 0.1, 0.2, 0.3, 0.5, 0.6, 1.2, 3 y 5. Segun el uso que se dk al transformador
de potencial, se recomiendan las siguientes precisiones:
TABLA 2-13 Precisiones para aparatos de medici6n
Clase
Utilizaci6n
0.1
0.2 a 0.3
Aparatos para mediciones y calibraciones de laboratorio.
Mediciones de laboratorio y alimentaci6n para 10s wathorlmetros de sislemas de potencia y distribucibn.
0.5 a 0.6
Alimcntaci6n para w a l h o ~ m m o sde facturaci6n en circuilos dc distribucibn e industriales.
1.2
Alimentacidn a las bobinas de potendal dc 10s sparator de meiia6n. indicadores o
registradorcs.
3-5
Alimentaci6n a las bobinas de rclcvadores dc tensi6n. frccuencimetros y sincronoscopios.
58
DISERO DE SUBESTACIONES ELI?CTRICAS
TABLA 2-14 Consumo en VA de diferentes aparatos
,CONSUMO APROXIMAW EN VA
-Apualos
hptrmetro
Vdllmetro: indicador
regbtndor
Wlllmnro: indicador
@strador
Medidor de lase:
indicador
regismador
Wathorimnro
Frsuendmsuo: indicador
regislrador
Siaerooampio
Relevadm de tcosidn
Relevador ducccional
Relevador dc corricnte
Relevador difaencid
Relevador minima impedancia
Relevador dimcia
Transfomadoru Transformadoru
de conicnte
de potencid
2-6
--. 1.5 - 5
1.5 - 8
6 - 16
6 - 16
0.5 - 1.5
-.
-1.5 - LO
3 - 10
3 - 12
0.5 - 2
6
20
-
3.5 - IS
IS - 25
6 -10
5 -12
7 -20
IS - 2 0
3 -15
I - I5
7
I5
6 -25
10 - IS
25 - 40
-
--
.
-
En una subestaci6n se acostumbra especificar 10s transformadores de potencial
con la siguiente nomenclatura, de acuerdo con las normas ANSI: 0.3 W,o 0.3 X
o 0.3 Y. 0.6 Y, 1.2 Z.
Donde el primer factor 0.3,0.6o 1.2 es el valor de la precisi6n y debe ir asociado w n una o varias cargas nominales de precisi6n i n d i d a s por las letras W,X,
Yo Zque indican las potencias nominales en VA. Ademis se awstumbra especificar
10s transformadores para que resistan durante un segundo 10s esfuerzos thmicos y
mecanicos derivados de un cortocircuito en las terminales del secundario, a voltaje pleno sostenido en las terminales del primario.
A continuaci6n se muestra la Tabla 2-14 en la que se incluyen las potencias mis
comunes que consumen las bobinas de 10s diferentes aparatos de medici6n y protecci6n, conectadas a transformadores de corriente y de potencial.
2.10.4
Dlspositivos de potencial
Son elementos equivalentes a 10s transformadores de potencial, pero en lugar de ser
de tipo inductivo son de tipo capacitivo; se u t i l i para alimentar con tensi6n 10s
aparatos de medici6n y protecci6n de un sistema de alta tensi6n.
Se definen como un transformador de potencial, compuesto por un dividor capacitivo y una unidad electromagn4tica, interconectados en tal forma que la tensi6n
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL. . .
4-
59
TUANSF. F
FIG. 2-9 Dispositiw de potencial
secundaria de la unidad electromagnktica Vb es directamente proportional y esth
en fase con la tensi6n primaria V, aplicada. Vkase Figura 2-9.
En dicha figura se obsewa en el lado de alta tensi6n una capacitancia C, Ilamada capacitancia principal, en serie con una capacitancia muy grande C,,Uamada capacitancia auxiliar, en baja tensi6n y ambas conectadas entre la tierra T y el
bus A , con tensi6n a tierra igual a V,. Ambos grupos capacitivos se relacionan como se ve en la siguiente expresi6n:
en donde V, es la tensi6n utilizada para alimentar a la unidad electromagnktica.
Como el capacitor C,es muy grande, se requiere de la unidad electromagnktica que se conecta al divisor capacitivo en el punto 5 y que entre otros elementos
consta de un transformador Fconectado en paralelo para reducir la tensi6n intermedia al valor requerido de la tensi6n secundaria Vb. Para poder lograr un ajuste m&
precis0 de la tensi6n Vb, se u t i l i la bobina variable L.
El transformador capacitivo se logra ya sea usando capacitores independientes,
o bien en la mayoria de 10s casos, u t i l i d o las capacitancias instaladas en las boquillas de tipo capacitivo. El primer caso se obtiene aprovechando los capacitores
de una protecci6n de onda portadora, y el segundo caso se obtiene a partir de las
boquillas de un interruptor de gran volumen de aceite, o las de un transformador de
potencia.
El explosor E forma parte de un circuit0 RC de protecci6n contra sobretensiones y se conecta en paralelo con la unidad electromagnetica. &be ajustarse para que
opere a una tensi6n igual a 2 V,.
Carga. Se expresa en volt-amperes.
Capacidad tPrrnica. Se da en volt-amperes y debe ser, cuando menos, igual a
la carga mAxima nominal de precisi6n especificada.
Corfocircuifo. Los diipositivos de potencial deben poder soportar en las terminales secundarias, durante un segundo, 10s esfuerzos termicos y dinamicos debidos a un cortocircuito, al mismo tiempo que mantienen en las terminales primarias
su tensi6n nominal, sin que la elevaci6n de temperatura exceda de 250°C.
La clase de precisi6n, para el sewicio de medici6n, es de 0.3, 0.6 y 1.2.
Son unos dispositivos electricos fonnados por dos laminas conductoras, separadas
por una lamina dielktrica y que al aplicar una diferencia de tensi6n almacenan carga elkctrica.
En este capitulo se va a tratar con capacitores de potencia para alta tensi6n.
Los capacitores de alta tensi6n e s t h sumergidos, por lo general, en liquidos
dielectricos y todo el conjunto esti dentro de un tanque pequeiio, hermeticamente
cerrado. Sus dos terminales salen al exterior a traves de dos boquillas de porcelana,
cuyo tamafio dependeri del nivel de tensi6n d d sistema al que se conectarin.
Se fabrican en unidades monofbicas de 50, 100, 150,200, 300 y 400 kVAR y
en unidades trifbicas de 300 kVAR. Las unidades de uso mis combn son las de LOO
y 150 kVAR. Una de las aplicaciones m8s importantes del capacitor es lade corregir
el factor de potencia en lineas de distribuci6n y en instalaciones industriales, aumentando la capacidad de transmisi6n de las lineas, el aprovechamiento de la capacidad
de 10s transformadores y la regulaci6n del voltaje en 10s lugares de consumo.
Los primeros capacitores de potencia se fabricaron en 1914, utilizando un aislamiento de papel impregnado en aceite mineral. En 1932 se utiliz6 como impregnante
el askarel y se obtuvo una reducci6n en tamaflo, peso y costo, ademis de ser un
llquido incombustible. En cambio, es un producto muy wntaminante, por lo que
hace aRos que su uso se ha desechado. Ultimamente la introducci6n de 10s dielectricos se plhtico en 10s capacitores de alta tensi6n ha reducido ahn mis 10s tamallos,
teniendose menores problemas con las descargas parciales y menores perdidas.
En la instalaci6n de 10s bancos de capacitores de alta tensi6n hay que tomar
en cuenta ciertas consideraciones:
Venfilacidn Se debe cuidar que 10s capacitores estin bien ventilados para que
su temperatura de opcraci6n no exceda a la de diseflo. La operaci6n a unos 10°C
arriba de la temperatura nominal disminuye la vida media del capacitor en m8s de
un 70% debido a que 10s dielkctricos son muy sensibles, y en forma marcadamente
exponencial, a las temperaturas de operaci6n.
-
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL.
..
61
Frecuencia. Los capacitors debcn operar a la frecuencia nominal; si la frecuencia de alimentaci6n baja, x reduce la potencia reactiva suministrada de acuerdo
con la relaci6n siguiente:
donde:
Q, = potencia reactiva suministrada en kVAR.
Q. = potencia reactiva nominal en kVAR.
f. = frecuencia aplicada en Hz.
f. = frecuencia nominal en Hz.
En el caso de aumentar la frecuencia la potencia reactiva crece en forma pros r c i o n a l , aumenta la temperatura y disminuye la vida util del ca~acitor.
T e d n . Si 10s capacitores x alimentan con una tensi6n inferior a1 valor nom i n m t e n c i a reactiva suministrada se reduce proporciondmente
al cuadrado
de la relaci6n de las tensiones, como se muestra en la relaci6n siguiente:
donde Q,y Q, ya fueron indicados en la expresi6n anterior
V. = tensi6n aplicada en volts
V, = tensi6n nominal en volts
Los capacitores de alta tensi6n pueden operar a tensiones de hasta 110% del
valor nominal; sin embargo, conviene evitar que esto suceda, p u s la operaci6n a
una sobretensi6n permanente de un lo%, disminuye la vida media de un capacitor
en un 50%.
Corriente. La corriente nominal en un capacitor viene dada por las relaciones:
I" = -si es trifbico
0
\ISv
donde:
I, = corriente nominal en
V = tensi6n en kilovolts
Entre terminales si es monofbico
Entre fases si es trifbico
62
DISEW DE SUBESTACIONES EGCTRICAS
Q = potencia reactiva nominal en kVAR
La comente en un capacitor es directamente proportional a la frecuencia, la
capacitancia y la tensi6n entre terminales, o sea.
I = 2rf C. V
Por eso, en caso de capacitores conectados a cargas que producen arm6nicas,
wmo es el caso de un horno elktrico y suponiendo que todas las arm6nicas tuvieran
la misma aplitud, la wrriente para la q-ta arm6nica seria del orden de mhs side
vcea el valor fundamental.
W n normas, un capacitor no debe soportar corrientes de mhs del 180% del
valor nominal, y una wmbinaci6n de sobretensi6n y sobrecorriente simultheas no
debc sobrepasar un incremento de 35% que es el valor del incremento m4ximo permitido en la potencia reactiva nominal, pues de lo contrario se producen temperaturas devadas que aumentan la presi6n interior y abomban 10s tanqus de 10s capacitors.
Para cerciorarse del estado en que se encuentran 10s capacitores cuando ban operado
bajo conditions adversas, o han estado desconectados durante un cierto tiempo,
wnviene efectuar las siguientes pruebas.
Rigidez dieldctrim. Aplicar en las terminales del capacitor una tensi6n que no
sobrepase el 75% de la tensi6n nominal y durante un tiempo que no exceda de 10
segundos.
Capcifancio. Esta medici6n se puede efectuar con un puente de capacitancias. Si no hay, se utiliza un frecuencimetro, v6ltmetro y am$rmetro; se mide la
conientc del capacitor aplicando 10s valores nominales de frecuencia y tensi6n y se
obtiene la capacitancia a partir de la expresih siguiente:
En donde:
C = capacitancia en Farads
I = corriente medida en Amperes
f. = frecuencia nominal en Hertz
V, = tensi6n nominal en Volts
Resisfencio enfre ferrninaIes. Se obtiene al aplicar una tensidn de corriente directa a sus terminales y al medir el valor de la corriente resultante.
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. E Q U W PRINCIPAL. . .
63
En caso de que el capacitor tenga resistencias de descarga, la resistencia medida
serh el valor de &stasya que la resistencia del dielkctriw del capacitor es de un orden
de magnitud mucho mayor.
Si el capacitor no tiene resistencias de descarga, la resistencia se puede medir
con un megger.
Resistencia del aislomiento. Esta magnitud se mjde utilizando un megger, que
se conecta entre una de las terminales y el tanque. La resistencia del aislamiento a
tierra no debe ser de inferior a 1 000 meghoms.
Hermeticidad del tanque. Para comprobar la hermeticidad de un capacitor,
se limpia bien el tanque, se mete a un h o w con una temperatura de 7S°C, durante
4 horas, se saca y se deposita sobre un papel limpio. El aumento en la presi6n interna
harh fluir el impregnante sobre el papel en caso de haber fuga.
Factor de disipacidn. Es d i f i d de efectuar en el campo, ya que se requiere un
equipo especial. Da una idea del grado de deterioro del dielktriw de un capacitor.
Recomendaciones:
1. Antes de tocar las terminales de un capacitor que ha estado energizado deben transcurrir cuando menos cinco minutos, para que se descargue a travks
de 1a.i resistencias de descarga y despuk se conectan Ias dos terminales a
tierra. Un capacitor se puede daiW si antes de un minuto se cortocircuitan
las dos terminales.
2. Como el nivel de la tensi6n de iniciaci6n de las descargas parciales, en 10s
dielkctriws de 10s capacitores, decrece a medida que baja la temperatura.
en lugares muy frfos es peligroso energizar capacitores que han quedado fuera de operaci6n durante un cierto tiempo. En la actualidad ya se fabrican
capacitores que operan sin peligro hash temperatwas de -40°C.
3. Desde un punto de vista econ6mic0, 10s capacitores deben instalarse en el
lado de alta tensih, ya que para tensiones de hasta 26 kV, el costo disminuye unas diez veces.
4. Cuando se instalan 10s capacitom para corregir el factor de potencia, Cstos
se deben conectar despuks del equipo de medici6n para que la corriente reactiva que fluye entre 10s capacitores y la carga, no pase por el citado equipo.
Si el equipo de medici6n se llegara a instalar en el lado de baja tensidn, 10s
capacitores tambikn se instalarh en baja tensi6n.
2.10.5.2 Bancos de capacitores
En las instalaciones industriales y de potencia, 10s capacitores se instalau en grupos
llamados bancos.
Los bancos de capacitores de alta tensi6n generalmente se conectan en estrella,
con neutro flotante y rara vez con neutro conectado a tierra. El que se utilice uno
u otro tipo de neutro, depende de las consideraciones siguientes:
1. Conexi611 del sistema a tierra
2. Fusibles de capacitores
3. Dispositivos de conexi6n y desconexi6n
4. Arm6nicas
Coneridn delsistema a tierra. En sistemas electricos con neutro aislado, o conectado a tierra a travks de una impedancia, como es el caso del sistema central mexicano, 10s bancos de capacitores deben conectarse con el neutro flotante. En esta
forma se evita la circulaci6n. a travts del banco de capacitores, de arm6nicas de corriente que producen magnitudes de corriente superiores al valor nominal y que pueden daPiar 10s capacitores.
Aun en el caso de que 10s bancos de transformadores de la subestaci6n tengan
su neutro c o n d a d o directamente a tierra, se recomienda instalar el banco de capacitor= con su neutro flotante.
La principal ventaja de 10s bancos de capacitores con el neutro flotante es permitir el uso de fusibles de baja capacidad de ruptura.
Los bancos de capacitores con neutro flotante se pueden agrupar formando tres
tipos diferentes de conexiones, utilizando en todos 10s casos fusibles individuales en
cada capacitor.
1. Simple estrella, un grupo
2. Doble estrella, un gmpo
3. Simple estrella, dos grupos en serie
A continuaci6n se analizard cada grupo por separado, para determinar las corrientes mAximas de cortotircuito y las energias que va a disipar cada fusible, y asi
tener una idea del costo de cada agrupamiento.
1. Simple estrella, un grupo.
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL. . .
65
Potencia reactiva de cada capacitor Q, = 83.3 kVAR.
a = 13.3 kV
Tensi6n aplicada a cada capacitor V, = 23
83.3 = 6.26 A
Corriente de cada capacitor I, = 13.3
' -- 3 xenQ, - 3 x OoO83.3 = 40 unidades
Cantidad de capacitores por fase: N
donde Q, = potencia reactiva total del banco de capacitores en kVAR.
Q, = potencia reactiva de cada capacitor en kVAR.
N, = ndmero de capacitores por fase.
V, = tensi6n aplicada a cada capacitor en kV.
I, = corriente de cada capacitor en A .
En caso de fallar un capacitor de cualquier fase, la corriente que circula a travks
del fusible (I,) se obtiene de la expresi6n:
I, = 3 N,, x I, = 3 x 40 x 6.26 = 752 A
La reactancia de cada capacitor (Xc)
se obtiene de la expresi6n
X,=-=-=
Vc
l 3 300
I,
2127 ohms
6.26
la capacitancia de cada capacitor (C,) se obtiene de
A1 producirse la falla sobre el capacitor dailado, se descarga simultiineamente
la energia de todos 10s capacitores restantes de la fase afectada, o sea, para a t e ejemplo sera la energia de 39 capacitores.
La expresi6n general de la energia almacenada en un capacitor C es
1
W =C V , para el caso del ejemplo, se tiene
2
w=-N,- I [C, x l o d X (V<X &)Z]
2
39
2
= -(1.25 x 1od x (13 300 &y] = 8 614.5 Joules
IFAS€ A
FASE C
En s t e caso se forman dos estrcllas, cada una con su neutro aislado de tierra
y del otro neutro.
Los capacitors tienen las mismas caracteristicas del caso anterior.
La diferencfa consiste en que ahora N, = 20 debido a que cada estrella es independent~de la otra, por no estar 10s neutros interconectados.
Entonox
la reactancia de cada capacitor
la capacitancia de cada capacitor
En este caso, al producirso la falla sobre el capacitor daslado, se descarga simultheamente la energja de todos 10s capacitores restantes de una de las estrellas de la fase
afectada, o sea. la energia que disipa el fusible afectado es:
W = 19 11.25 X 1'F X (13 300
2
-
= 4 192.3 joules
= 192.3 W , s
En s t a conexidn, se observa que tanto la 1, como la W disminuyen pricticamente a la mitad respecto al caso anterior.
3. Simple estrella, dos grupos en sene. Eta conexi611es apropiada para sistemas con tensiones nominales superiores a 34.5 kV.
rt'i
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIPICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL. .
.
67
na. 2-12
En esta conexi611se u t i l i n capacitores de 6.65 kV, que por estar en serie, la
tensi6n de fase a neutro sera tambikn dc 13.3 kV. Por lo demis, 10s capacitores son
iguales a 10s del primer caso.
La corriente de cada capacitor.
En a t e caso, a1 fallar un capacitor, la corriente de su fusible se obtiene a partir
de la expresi6n siguiente:
donde
N, = ncmero de capacitores por grupo
GI = nhmero de grupos en serie y por fase
I, = corriente de cada capacitor
IF =
20
3 x 2 - 2
x 12.52 = 376 A
la reactancia de cada capacitor (X,)
Vc = -= 530 ohms
x, = 1,
12.52
la capacitancia de cada capacitor (C,) es
La energia que disipa el fusible, de acuerdo con la energia almacenada en el grupo, esth dada por:
19 15 x 1V X (6 650@2]
W =-
2
= 4 201 joules
A continuaci6n se muestra la Tabla 2-15 donde se comparan las tensiones, corrientes de 10s capacitores de cada uno de 10s tres casos, asi como las capacidades
de 10s fusibles que se pueden recomendar.
Como se puede observar en la tabla, la corriente en cada capacitor y la energia
disipada en cada fusible de 10s casos 2 y 3 son prhcticamente iguales, y ambas magnitudes son la mitad de las correspondientes a1 caso 1.
En resumen, 10s casos 2 y 3 son m& econ6micos que el caso 1, y a su vez, el
caso 3 es m b econ6mico que el 2 debido a que la tensi6n de operaci6n de cada capacitor y su fusible es de la mitad. La cantidad de capacitores y fusibles es la misma
en 10s dos ultimos casos, asi como lo complicado de la instalaci6n.
Fusibles de capacitores. El precio de 10s fusibles para 10s casos 1 y 2 depende
de la corriente de cortocircuito que van a soportar, y esta a su vez, depende de que
el neutro del banco estC flotante o conectado firmemente a tierra. Si esth flotante,
ya se vio que Las corrientes de falla son bastante bajas. En el caso de tenet el neutro
firmemente conectado a tierra, la falla en un capacitor implica un cortocircuito de
TABLA 2-15 Parametros elktricos contra tipo de conexi6n
Caracteristicas de 10s capadtores
= tensi6n dc cada capacitor kV
I, = corriente de cada capacitor A
IF = comente de conaeucuiro en el fusible A
W = energia disipada por cada fusible J
N, = nhrncro dc capacitores por fase
N, = nvimcro de capacitores por grupo
C, = capadtancia de cada capacitor h F )
X, = reactancia de cada capacitor (ohm)
= potencia reactiva de cada capacitor (kVAR)
V,
a
Caso I
Caso 2
Caso 3
13.3
6.26
752
8614
13.3
6.26
376
4192
6.65
12.52
376
4201
40
M
...
.
.
.
...
1.25
2127
83.3
1.25
2127
83.3
20
5.0
530
83.3
I5
I5
2
I5
I5
1
8.7
30
1
FUSIBLES RECOMENDADOS
Tensi6n nominal del fusiblc kV
Comcnte nominal del fusible A
Capacidad interruptiva del fusible kA.
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIW PRINCIPAL. . .
69
I
a
a
4
•
a
a
a
a
a
a
•
4
a
fase a tierra, que suele exceder de 5 000 amperes asimCtricos, corriente que debe interrumpirse utilizando fusible~limitadores de corriente, cuyo costo es bastante mayor que 10s del tipo de expulsi6n que se utilizan para el caso de neutro flotante.
El precio de 10s fusibles para el diagrama del caso 3 es independiente del t i p
de conexibn del neutro, debido a que en este caso la corriente que fluye a travts de
un capacitor fallado varia poco, independientemente de que el neutro del banco sea
o no flotante.
Como se indic6 anteriormente, cuando en un grupo se instalan varios capacitores en paralelo, al fallar un capacitor, adem& de la propia corriente de wrtocircuito
asociada a la red alimentadora, se a a d e un flujo de corriente transitoria a traves
de la unidad fallada, originado por la descarga del resto de 10scapacitores del grupo,
en paralelo con esta unidad. Esta corriente, aunque se amortigua en pocas mildsimas
de segundo, es de gran intensidad y de frecuencia elevada, por lo que no conviene
utilizar fusibles del tip0 de expulsi6n. Este fen6meno no es grave, siempre y cuando
el grupo de capacitores conectados en paralelo sumen una energia que no exceda de
10 kJ.
En la prictica se recomienda no sobrepasar una potencia reactiva de 3 000
kVAR en un solo grupo de capacitores en paralelo, si la protecci6n se efectua con
fusibles de expulsi6n. Si la potencia reactiva para grupo en paralelo es mayor a1 valor indicado, entonces se usarin fusibles limitadores de corriente, con capacidad para interrumpir corrientes de alta frecuencia.
Dispositivos de coneridn y desconeridn. Las tensiones de recuperaci6n que se
presentan entre 10s contactos de 10s dispositivos de apertura son mayores cuando
se deja el neutro flotante, que cuando se conecta el neutro a tierra.
Para tensiones maores de 46 kV las tensiones de recuperaci6n no presentan
mucha diferencia entre 10s dos casos anterior-. Para bancos de gran potencia reactiva y tensiones superiores a 46 kV conviene operar el banco con el neutro flotante,
aunque esto origina que el costo del interruptor sea m& elevado.
Para tensiones superiores a 100 kV, la conexi6n del neutro a tierra es imprescindible, por razones de costo del interruptor.
Armdnica. La conexibn del neutro a tierra es un paso para la tercera arm6nica
y sus mdltiplos, que tienen la propiedad de causar interferencias en las lineas telefbnicas adyacentes.
2.10.6 Pararrayos ~t?tS.q
Son unos dispositivos elktricos formados por una scrie de elemcntos resistivos no
lineales y explosores que limitan la amplitud de las sobretensiones originadas por
descargas atmosf&ricas,operaci6n dc interruptores o desbalancco de sistemas.
Un dispositivo de protecci6n efectivo debe tener tres caracteristicas principalcs:
Comportarse como un aislador mientras la tensi6n aplicada no exceda de cierto
valor predeterminado, convertirse en conductor al alcanzar la tensi6n ese valor y
conducir a tierra la onda de corriente producida por la onda de sobretensi6n.
Una v a desaparecida la sobretensi6n y restablecida la tensi6n normal, el dispositivo de proncci6n debc ser capaz de interrumpir la corriente. Estas waderisticas.
se logran con el aparato llamado pararrayos.
Los pararrayos cumplen con las siguientes funciones:
1. Descatgar las sobretensiones cuando su magnitud Uega al valor de la tensi6n
dismptiva de diseflo.
2. Conducir a tierra las corrientes de dexarga producidas por las sobretmsiones.
3. Debc desaparecer la corriente de descarga al desapareccr las sobretensiones.
4. No deben operar con sobretensiones temporales, de baja frecuencia.
5. La tensi6n residual debe ser menor que la tensi6n que resisten 10s aparatos
que protegen.
Las sobretensiones se pueden agrupar en las categorias siguientes:
1. Sobretensiones de impulsopor rayo. Son genetadas por las descargas elktricas en la atm6sfera (rayos); tienen una duraci6n del orden de decenas de
microsegundos.
2. Sobretensiones de impuko por maniobra. Son originadas pot la operaci6n
de 10s intemptores. Producen ondas con frecuencias del orden de 10 kHz
y sc amortiguan rhpidamente. Tienen una duraci6n del orden de milisegundos.
3. Sobretensiones de baja frecuencia (60 Hz). Se originan durante 10s rechazos de carga en un sistema, pot desequilibrios en una red, o corto circuito
de rase a tierra. Tienen una duracib del orden de algunos cidos.
Lo6 pararrayos debm quedar wnectados permanentemente a 10s circuitos que
protegen y entrar en operaci6n en el instante en que la sobretensi6n alcanza un valor
convenido, superior a la tensi6n maxima del sistema.
Los pararrayos se pueden considerar divididos en tres grupos:
1. Cuernos de arqueo
2. Pararrayos autovalvulares
3. Pararrayos de 6xidos metblicas
2.10.6.1
Cuernos de uqaeo
Es el caso de 10s pararrayos mas primitives y pueden estar formados pot un solo
explosor, caso m8s sencillo, o varios explosores en serie, conectados por un lado al
circuito vivo que se va a proteger, y pot el otro lado, a la red de tierra. V6ase la
Figura 2-13. '
RED DE TlERRA
FIG. 2-13 Esquema de paranayos primltlvo
Este sistema, que seria el m8s econ6rnic0, tiene el inconveniente de que una vez
originado el arco en el explosor se ioniza el aire y la corriente de descarga se transforma en una corriente de cortocircuito a tierra que s61o se puede eliminar mediante
la apertura de un interruptor o fusible adecuado. Su uso no es comlin. Se podria
utiliar mediante el uso de un interruptor con circuit0 de recierre.
Este grupo de pararrayos, llamados tambien de tipo convencional, esti formado por
una serie de resistencias no lineales de carburo de silicio, pricticamente sin inductancia, presentadas como pequefios cilindros de material prcnsado. Las resistencias se conectan en serie con un wnjunto de explosores intercalados entre 10s cilindros, seglin
la Figura 2-14.
Las resistencias evitan que, una vez iniciada la descarga en 10s explosores, se
produzca una corriente permanente. A su vez penniten disminuir las distancias entre
10s electrodes, proporcionando mayor sensibilidad a1 pararrayos, aun en el caso de
sobretensiones reducidas.
Las resistencias no lineales son unos pequefios cilindros formados por pequefias particulas de carburo de silicio (Sic) con dimensiones del orden de 200 micrones, como
se observa en la Figura 2-15.
La curva caracteristica no lineal dc tensi6n-corriente, se obtiene a partir de las
propiedades semiconductoras electricas, por la interacci6n entre el carburo de silicio
y el aglutinador que permite cierto contact0 entre las particulas de Sic, ocasionando
la obtencidn de una resistencia no lineal.
72
DISERO DE SUBESTACIONES ELCCTRICAS
UNEA b~ &n+ TEVtSmM
Y
U(PL0SOR
RESISTENCIA
NO LINEAL
& TIERRA
FIG. 2-14 Esquema de pararrayos autovalvular
MATERIAL,
MLUTUdADO
/
ELEMENTO OE SIC
CURVA CARACTERISTICA
TENSION CORRIENTE
Los cilindros semiconductores tienen la propiedad de disminuir su resistencia
en prcsencia de sobretensiones y de aumentarla a un valor prhcticamente infinite,
al regresar la tensi6n a su valor nominal. Esto convierte a1 pararrayos en una valvula
de seguridad para las altas tensiones, que funciona en el momento necesario, evitando la persistencia de la corriente de cortocircuito sin que se produzcan oscilaciones
secundarias.
2.10.6.2.1 Funclonamiento del pararrayos
Cuando se origina una sobretensibn, se produce el arqueo de 10s entrehierros y la
corriente resultante es limitada por las resistencias a pequeaos valores, hasta que en
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL. .
.
73
una de las pasadas por ccro de la onda de corriente, 10s explosores interrumpen definitivamente la corriente.
En la Figura 2-16 se observa el efecto de una onda de choque sobre un pararrayos de tip0 valvular, en donde:
V, = Valor de la tensi6n maxima de la onda de choque.
El frente escarpado, que semeja una funci6n escal6n, tiene una duraci6n de 1.2
microsegundos, y Uega al valor de la mitad de V, en un tiempo de 50 microsegundos.
y
---.
------7--ONDADECHOWE
-
--
PUNT0 INlClAL DE-LA DESCARGA
OE ARQUEO DEL EXPL&-w
- --- ---- - -
TENS16W RESIDUAL = V,
1 1
I :
$ 1 ,
1 !
I
I
I
A
"c
I
2
I
"
I
- --
to tl 12 13
r1.5+
I
b
TIEMPO 01s)
b
TIEMPO (p)
FIG. 2-18 Funcionamiento del pararrayos
En la figura se obsewa que una vez iniciada la onda de choque en I,, ksta empieza
a crecer hasta llegar a V,punto en que empieza a ionizarse el entrehierro del explosor, sigue creciendo la tensi6n y a1 llegar a V, se produce el arco entre las terminales del explosor.
El valor V, se relaciona con la amplitud de la tensi6n nominal V, de la red,
por medio de un coeficiente A , de acuerdo con la expresi6n:
v, = A a V"
@ 2,4 (vAwLlip;co)
En donde A es una constante que depende de las caracteristicas de diseiio del
pararrayos, y en forma practica se le fija un valor de 2.4.
A V, sc le Uama tensi6n dc arranque del pararrayos, a partir de cuyo valor, la
tensi6n descitnde ripidamente hasta llegar a V,, que se denomina tensi6n residual,
Y. cuya
- mamitud aparece entre las terminales del vararrayos, en el momento en aue
la comente de de-ga
alsu valor maxima de intenkdad I,, de acuerdo con la
expresi6n:
donde R es la magnitud en ohms, de la resistencia no lineal en el instante I,.
Observando la grefica se nota que el pararrayos reduce la onda de sobretensi6n
del valor de pic0 V, al valor de la tensi6n residual V,, en un tiempo muy breve, del
orden de 8 ps.
Por otro lado, durante la descarga de la sobretensi611, en la resistencia no lineal,
circula una corriente con un valor mhximo I. que fija la capacidad de descarga
maxima de energfa a traves del pararrayos, sin que este sufra deterioro alguno.
Cuando 10s pararrayos deban limitar tambikn las sobretensiones que originan
la operaci6n de interruptores, 10s explosores incluyen tambien un soplado magnetic0
que cumple dos funciones, existinguen mds ripidamente el arco formado y oponen
mayor resistencia a 10s reencendidos.
Tienen su base en las investigaciones que se han venido efectuando sobre las propiedades semiwnduaoras de 10s 6xidos metilicos. Los fabricantes de equipo elktrico
han venido desarrollando, desde hace unos quince afios, otro tipo de pararrayos, el
de 6xido de zinc (ZnO). Este tipo esth basado tambih en que la curva de tensi6nwrriente de las resistencias es menos lineal que la del caso de carburo de silicio; conduce cuando la tensi6n es superior a la tensi6n mhima de referencia y cierra
la conducci6n, pricticamente a un valor cero, cuando la tensi6n regresa a su valor
normal.
Los pararrayos e s t h wnstituidos por varias piezas de resistencia no lineal, de
6xido de zinc, apiladas dentro de una columna hueca de porcelana, sin entrehierros.
En la parte superior de la porcelana tienen una placa relevadora de presi6n que, en
caso de una sobrepresi6n interna, se rompe y permite escapar 10s gases hacia arriba
sin producir dafios laterales.
Las resistencias no lineales son tambikn unos pequefios cilindros formados por
particulas de 6xido de zinc de mmor tamaao que en el caso de 10s convencionales
se@n la Figura 2-17. Las particulas esthn formadas por cristales de 6xido de zinc
de unos 10 micrones, rodeados por un material aglutinador de mayor resistencia
elktrica que el cristal, el cud produce una separaci6n entre 10s cristales del orden
de 0.1 de micr6n y permite cierto contact0 entre 10s cristales de 6xid0, ocasionando
una resistencia no lineal. La resistencia de 10s cristales es mucho menor que la del
material.aelutinador,.deital.
mnurcra~ue.wodosparcct.uaa,nobra~n,mtre.los
elcmentos ~ ~ i I i n e a k s , ~ s i , thi
o dt*lsi6oawrcee..en.)a
a
utpa;&uWoxa; asise
produce un fen6meno multiplicador de,corri+nte,tlpico & i I a , c k e t r . de
~ estado
s6lido y se obtieneunaaracteristica ememadamenteno linoakatreila ttnsi6n aplicada y la corriente resultante, gue .seaowximaal eaoo.-ckdmwmyos ideal.
Rue nos indica la corriente que ~ i r & ~ ~ ~ 4 l ~ ~ r a r c + y ( p s .
Donde:K es un faetor que depeadede.krrdirnea,sio~~~~de~b:r~~teecia
y de su
material.
:n es un exponente que time valor~,ontre..4,y~6~~a!I~~~~wtovdnJars
y entre
30 y 40 para 10s de bxido de zinc.
Si~wgraficala relaci6nanterior..se.obscna,.~ig:Zil%
g!&e,cwmdo el factor de
sobretensibn es igual a la u n i d ~ . l a . w ~91;pwmayoses,dClordcn
te
de 1 miliampere lo que disipa muy pwa energh y. pot lo taato,narequiere de. los explosores
que utilizan 10s @utovalvulares.
. , g. . :,
a) Como.no tienen wtrehierrw, :,su,
protwibn .es.t~wWtc.
b) P o r sucaractedstica de tensibn-corrieotemeu~s~W
que 10s de:tipo
conventional, no permite el flujo de corriente pa$terior..causada por una
sobraensi6n.
L5.
:
FIG. 2-18 Cuwa tensibn-cwriente en elemento de ZnO
c) Debido a que absorben menos energia que 10s convencionales, pueden
soportar mayor cantidad de rayos y operaciones de interruptores.
d) El volumen de las partes activas se reduce respecto a1 tip0 convencional,
lo que 10s hace mas compactos.
descarnando energia en 10s explosores.
(WCOV)
Se llama tensibn maxima continua de operac16n a1 valor anterior multiplicado por 43 y se define como la tens~bnmaxlma aplicable al sistema.
r+ 3368 b*(~-*)
Por ejemplo, un sistema de 240 kV puede tener en condiciones anormales una
tensidn m&xima de fase, a tierra de 186 kV y su tensi6n mixima continua de operaci6n s e d a w 2 2 kV. Hay que estar seguros de que la tensi6n mixima continua de
operaci6n del sistema no exceda en ningun momento la tensi6d maxima que soporta
el pararrayos.
La tensi6n nominal, o sea la de designaci6n de un pztrarrayos convencional,
usualmente se calcula en forma aproximada por la relaci6n:
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL.'>-.
77
que es aplicable s61o para sobretensiones producidas or descaraa de rayo y no por
operaci6n de interruptores.
Donde:
V. = tensi6n nominal en volts del pararrayos
V, = tensi6n maxima en volts, entre fases del sistema
K, = factor de aterrizamiento del sistema, cuya magnitud depende de las reRo
Xo
laciones yXI
XI
Ro = resistencia de secuencia cero del sistema
xo = reactancia de secuencia cero del sistema
x l = reactancia de secuencia positiva
M
como dato prActico se puede utilizar KT =&#para
sistemas con neutro efectivamente conectado a tierra, lo cud cumple con que:
.,,
,I ).
Para una protecci6n eficaz contra las sobretensiones, las tensiones de arranque
y residual deben ser inferiores a un cieno limite, dado por las normas con el fin de
evitar el flameo de 10s aisladores, soporte de la propia porcelana de 10s pararrayos
y de 10s aislamientos de miquinas y aparatos.
Cuando un sistema esti directamente conectado a tierra, 10s pararrayos pueden
ser del 85% de la tensi6n nominal. Por el contrario, cuando el sistema e s t z 4 B
I
de tierra. kstos pueden ser del 100% del valor nominal.
3. Capacidad de sobretensidn. Cuando a un pararrayos de ZnO se le aplica
una tensi6n que excede continuamente el valor nominal y durante un tiempo
largo, se incrementan las pkrdidas en watts de las resistencias y aumenta su
temperatura. La capacidad de sobretensi6n depende de la marca y del diseRo
del pararrayos, y ademis del tiempo de duraci6n de la sobretensi6n. de tal
manera que si tomamos como ejemplo el del punto 2, un pararrayos de 240
kV puede soportar una sobretensi6n de 1.12 veces su valor durante I segundo, o bien 1.03 veces su valor durante 100 segundos.
4. Corriente de de~corga. Se define asi el valor pic0 de un impulso de corriente normalizado con una onda de 8 x 20 microsegundos que se u t i l h para
la clasificaci6n de 10s pararrayos. Estos impulsos suelen x r del orden de 10
kA de acuerdo con las nomas CEI-99-1 o ANSIC62-I. Te6rimente 10s
pararrayos deben absorber completamente la energia de impulso de un rayo,
sin corriente posterior de descarga. La capacidad de absorci6n de energia
para el caso de 240 kV a del orden de 4.3 kilojoules/kV que reline los requisites de capacidad ampliamcnte.
; ~ c g o ~ & i m ~iDosigna:la:mh.tle:-e.de..b~we-dmdi6ny
~ .
i&c*
mplitud que el pararrayas.pucde~.~jn~;pacar
cierto:mimero.de
vecar a infenah de tiempo d e ~ a ss i, n ~ sproduzcun-fallas.'Etta
e
msgnitud fijala capacidad ~Uorifrcadelaparato y es tte 10a2Ourees meyor
que CI poder de descarga,nominal.
Desmcga nomindl. & dtTmoaom~la amplituti de la m k n t e do choque quc al mmular~pordl paramyas:protiuce3um tbnsi6n midual que no
r a w s el villm &mo'fjatb*por la cmrtiinaci6n tttl &lamiento.
La c o h n t e de daEcarga~nominalororriente ~ ~ c a delq pararrayos
p
se p u c
de ealclllar a tpartu,de la siguimte -exymsi6n:
Id = eorrirntea dec descargal m~kiluampcros
E = megnitud de la onhdeaobrennsi6m que incide en la sllbestaci6nrn kV.
~(Usuaimcntesemm el F B I dtl sirtcma).
V, = twui6n m i d u d de1,pamnaps en kV. ~slsualmmtese dspruia)
.Z, = ~ p c d ~ n c k d ~ c t e d s t ' m d e ~ ohms
la~~~en
R = rreristun~~tEe1k~1inca1m
dbms. (Ysualmente se dqprecia).
MP
= ma~geade
protacki6ndel pararmyos contradescargas atm0sKrica.s en
t,.
wr d m .
' M I = :mag&uti&ieli nivcl~bbimdc impulse en kVd6l aparatqpor,proteger.
;V, . -= i t ~ ~ a e l i ~ m y o s . D i c h a ~ s i 6 nmamr
a s rdelos
l va{lorasde w u i e r a &la5 tres magnitudes siguientts: '
~~
~
-
~
~
-
-
-
~
1. Teasib m h h a de dtsurga dcbida a1 impulso por rayo
2. Tensi6n rmidual para la corriente de descarga nominal
3. Tcnsi6n de descarga con irnpulso de frcnteliwal dividida entre 1.15
OBNBRAZIDADBS. NORMAS. 8SRRCIWCACIONBSdEQUlRa RRINOIPAL. . .
'19
Margcn d e protsci6n contra sobretanions db mauiolira. Este msrgarss puede calcuiar a partir d t la expresi6n:
donde
MP,,,= i n a r e de pmtecci6n por maniobralen ?b
NEI, = magnitud del Nvel bhico de impulh pm maniobra del sistema
en kV
=
T&i6n
de d-ga
del plrarrayos con onda de mauiobra, en kV.
V,
EZstedato no simtpresedadsoomo~edsticadd
pmarrayos, en ouyacaso, nodebe usprscdiclimparmayos p a r a ~ t s c d 6 nya
4 que no
hay garantfa db reswesta adkuadit para 1Bs sobretensionas de maN&m.
El mar@ de protscci6n d a i e n t r e 10 y 35%. El valor supmior~serecomienda
para el m u d 6 p m t d 6 n cantra)dewargar atmosf&im y divalor inferior para el
caso de protecci6n contra impulpos d e manioba.
A partir d e lo anterior, sc presntan dos cjemplos:
1. Dctamincse el nivel Msiw dc aisiamiento para el hea de 115 kV de una subestaa6niinstalada a2UKlm.s.n.m. (S = 0.88). (dctablh2.3) considaando
untsistema coneetado dirwtamanta a tiara o sea KT = 0.80.
La tenni6n~nominrl.ddp ~ ~ r s y a roonsiderando-el
.,
valor de la tensi6n mixima d& 123 KV, es:
G & xcw
Dc un caMogo d t fabricante se obtiene
Tensi6n de descarga
Tensih de. frente de onda
Tensi6n residual para 10 kA dt descarga
= 315 kV
= 339 kV
= 240 kV
El NEI para aislamientos no mupersbles (aislamiento de papel) dando un
M.P. deun 25%, que seria el valor i n t m c d i o entre 10 y 35% considerando el valor
.,NBI .F 1,25 x tensi6n de descarga
NBI = 1.25 x 315 = 394 kV
cuyo valor mais cercano de acuerdo con la norma, es de 450 kV.
El NBI para aislamientos autorrecuperables (porcelana), referido a 1 000
m.s.n.m., tambitn con un MP = 0.25, es de:
NBI =
,
.
.
...I
,.
MP x tensi6n de descarga x 1.05
a'
'
donde a es el factor de wrrecci6n por altitud para aislamientos externos.
.. .. . . ,,,;
,..,, .
,, . .
315 x 1.05 = 470 kV
NBI = 125 x 0.88
:, :
.
;,
.
..
. ,.#. . , , , , .
; .. , .
cuyo valor mAs cercano de acuerdo con la norma es de 550 kV.
,
I
a
2. Obtknganse ias caracteristicas de un pararrayos para el h e a de 400 kV de
una dubestaci6n y determinese el margen de protecci6n considerando que se
encuentra instalado a1 final de una linea cuya impedancia caracteristica es
(Z, = 320 ohms).
'tp$ti Los datos del sistema son:
.
. ,. .
,,
=
420 kV
Tensi6n maxima de operacibn
=
300 km
Longitud de la Unea
= 1 425 kV
NBI para 10s aislamientos externos
=
0.8
Coeficiente dc falla a tierra
' : , . ' Wbrdtehsi6n permitida por operaci6n de interruptores =
2.5 p.u.
.q~*?.!-!.., . - .
'
:
Se wnsidera que el sistema esth efectivamente conectado a tierra KT = 0.8.
La tensi6n nominal del pararrayos (V,)es:
b;
0.8 X 420 = 336 kV
la corriente de descarga a travCs del pararrayos es
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL.
..
81
donde K es un factor de atenuaci6n que depende de la distancia d d punto
de incidencia de la descarga al pararrayos, de acuerdo con la tabla ,
, $
Distancia
en rn
K
700
1 600
3200
3
2
1
considerando un valor intermedio:
K = 2
Si el punto de descarga del rayo esth a varios kil6metros del aparato protegido.
el factor de atenuaci6n de la Unea es alto y las corrientes que derivan a tierra 10s
pararrayos son del orden de 2 kiloampera. Ahora bicn, mmo las estadIsticas in&&
que el 90% de las descargas atmosfkricas son inferiores a 5 kA en Uneas de distribuci6n. y el 95% son inferiores a 10 kA en lineas de alta tensi6n, se pucde considerar
que para definir la capacidad de corriente de un pararrayos que se va a fijar en una
instalaci611, hay que tomar en cuenta el costo del equipo por proteger y la frmencia
de las tormentas, faaores que permiten juzgar si se utiliin o no pararrayos de gran
capacidad de descarga. Como esto es proportional al costo, es corntin que para las
subestaciones de regular importancia se utilicen 10s pararrayos de 5 kA que protegen
el 90% de 10s casos de sobretensi6n.
I, = 2
425 = 18 kA que lleva a un valor de corriente de descarga
320
En el cattdogo de un fabricante de pararrayos de 6xido de zinc, se utilian lii
siguientes caracteristicas:
Tensi6n nominal
336 kV
Tensi6n maxima de descarga. 0.5 ps (onda de 1.2/50 p) 1 130 kV
Tensi6n de descarga con onda de maniobra
815 kV
Tensi6n residual con corriente de 20 000 A
1 000 kV
C4lculo del margen d e protecci6n por myo:
Se utiliza el mayor de cualquiera de 10s dos valores: el de tensi6n m;lxima de descarga o el de tensi6n residual a 20 kV. En este caso, ese valor corresponde a 1 130 kV.
MP =
425 - I3O x 100 = 26. I W que ofrece el pararrayos
1 130
.
Rars~obnssrvarun margien de protec&n dc%.lW@,
de a p a m w en el e q u i p protegido es de:
latensi6n,mMma quepue-
La distancia mgxima a que se puede instalar el pararrayos para este MP,viene
dada p r la expresidn, que se analizara en el capitulo 5:
D
-
dlstandd.cn metros entre el:pararrayos y el equipo por proteger.
t
e ~ , . r n & i m prmitida
a
en elequlpo por proteger
V.
V, . = tensi6n m a m a de desoarga
dV pdndieate.dd Rente dc onda e n ' ~ / p S , que para un rayo puede sar
db'l OM)'kV/pS
300
velwidad da gropqaci6n de la onda, en m/pS o sea:
=
-
;
1
Nota: se 0 b s e r v a . q ~el~mayor margen de protecci6n del e q u i p que podunos obtener con este parartayos es,de26.l% y b t e Ib tenemos s61o si wnectamos el nararrayos duaotamentc a la6 terminals del aparato por proteger D = 0.
COlculo &I
mnrgea'dl? protecci6n por maniobras de intermptores:
La maxima sobrctensi6n permitida por operaci6n de 10s interruptores es de:
De acuerdo con el aatillogo del fabricante de pararrayos, la tensi6n de descarga por
maniobra es de 815 kV; el margen de protecci6n es pequeno, por lo que se debe utilizar otro pararrayosdeloatAIogo que incluya esta caracteristica, y nos ofraca el margen de protecci6n adecuado.
Internod611& In Uuvir, la debla y el cnmpo extalor em 10s pamayos:
En el cato de que dentto d e u n pararrapos se pueda introdudr la~humedad,Bsta se
condensa fomando una capa wnductora que a l t m la repartici6n de la tensi6n a
lo largo de 10s cxplbsores y asi scorl@nelqueunosexplosores semoumtren axnayor
tensi6n que otros, lo c u d inicla la emisi6n de efluvios qw, a su wz, axidan el nitr6.
geno del air& el cud en prsssncia d d agua produce &do nftrico que dcstruye las
panes metdicas. Por lo anterior, los pararrayos deben p a m a n ~ c c rbien sdlados.
La lluvia y la niebla tambibn influyen, por otro lado, en la tensi6n de flameo,
a la frecuencia d e 60 Hz, de la porcelana exterior d d pararrayos, yasque forma una
capa conductors sobre la sumac del aislador. La niabla hace b j a r m&s atin la
tensi6n de flamea, ya que todo d wntorno del aislador esth hbmedo, mientras quc
con la lluvia las partes inferiom dc las campanas e s t h sacap.
La f o m a det campo elCdriw exterior influye tambih en la tensi6n de flameo
de 10s pararrayos, pudihdose w n s i d h dos casos:
1. Si el pararrayosno escstg instalado rrrcade:elbmentos mctlllicos, lacapacitancia a tierra es desprwlable, .la,tensi6nse reparte alolargode. la porcetana~
en forma uniforme,. y port lb tanto, l a t e n d 6 n d c f l m e o es.lainominal:
2. Si el pararrayos esti instaladb caoa de d e m e n t o s m d ~ i w scomo
,
puedb sar
una reja,la capacitancia a t i m r e s mayor, la-tensi6nse nparteen la porcelana en forma no uniforme, y porlo tanto, la:tensi6n de f l h e o disminuye
respecto al casoantwior.
Los efectos del carppo exterior dlsminuycn con la iastalaci6n sobre el paramayos de anillos equipotendala.
Pruebas de laboratorio han moarado que. a1 u t i l i ondas db choque de polhridad negstiva, la tensi6n dcl flamea disminuye un 25% respccto a las positivas y
quo si se utiliza el anilla equipcitendal, la tensi6n de flameo wrrspondiente a ambas polaridades es prktiaamente igual: Por esto, sapueden m w m r a r pararrayos de
230 kV con 3 anillos repartlhs a lo largo de la longitud del aparato.
210.7 Intemptores
El interruptor es un dispositivo destinado al cierre y apertura de la continuidad de
un circuit0 elkctriw bajo catga, en wndicions nomales, ad como, y b t a es su funci6n principal, bajo condidons de wnocircuito.
Sirve para insartar o retirar do cualquier circuit0 energizado mkquinas, aparatos, lineas akreas o cables.
Ellintemptor es, junto con el transformador, el dispositivo m&simportante de
una subestaci6n. Su comportmiento detarminad nivel de confiabildad que se puede tener en un sistema elbtrico de potencia.
El intemptor debe ser capaz de interrumpir corrientes electricas de intensidades y factor& de potencia diferentes, pasando desde las corrientes capacitivas de varios cientos de amperes a las inductivas de varias decenas de kiloamperes (cortocircuito).
En este capitulo se tratarh de 10s interruptores de corriente alterna utilizados
en alta tensi6n.
El interruptor se puede considerar formado por tres partes principales:
2.10.7.1
Parte actlva
Constituida por las c h a r a s de extincibn que soportan 10s contactos fijos y el meca.pismo de operaci6n que soporta 10s contactos m6viles.
2.10.7.2
Parte pnsiva
Formada por una estructura que soporta uno o tres dep6sitos de aceite, si el interruptor cs de aceite, en 10s que se aloja la parte activa.
En si, la parte pasiva desarrolla las funciones siguientes:
a) Protege electrica y mechicamente el interruptor.
b) Ofrece puntos para el levantamiento y transporte del interruptor, asi como
espacio para la instalaci6n de 10s aecesorios.
c) Soporta 10s recipientes de aceite, si 10s hay, y el gabinete de control.
En esta parte se consideran incluidas las siguientes panes:
a) Boquillas tenninales que a veces incluyen transformadores de corriente.
b) ViVvulas de llenado, descarga y muestreo del fluido aislante.
c) Conectores de tierra.
4 Placa de datos.
e) Gabinete que contiene 10s dispositivos de control, proteccidn, medicibn, accesorios como: compresora, resorte, bobinas de cierre o de disparo, calefacci6n, etc.
El accionamiento de 10s dispositivos de control pueden ser de tipo neumhtico.
electrohidrhulico y de resorte, segdn el nivel de tensi6n utilizado en la subestaci6n.
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL. . .
2.10.7.4
85
ParPmetros d e 10s interrnptores
A continuaci6n se van a definir algunas de las magnitudes caracteristicas que hay
que considerar en un interruptor.
Tensidn nominal. Es el valor eficaz de la tensi6n entre f a s s del sistema en que
se instala el interruptor.
Tensun mdxima. Es el valor maxim0 de la tensi6n para el cual esta dixiiado
el intemptor y represents el llmite superior de la tensidn, al cual debe operar, xgun
normas.
Corriente nominal. Es el valor eficaz de la corriente normal maxima que puede circular wntinuamente a travb del interruptor sin exceder 10s Umites recomendables de eIevaci6n de temperatura.
Corriente de cortocireuito inicial. Es el valor pic0 de la primera semionda de
corriente, comprendida en ella la componente transitoria.
Corriente de cortoeimiro. Es el valor eficaz de la corriente maxima de cortocircuit0 que pueden abrir las c h a r a s de extinci6n del arco. Las unidades son kiloamperes aunque comunmente se dan en megavolt-amperes (MVA) de cortocircuito.
Tensidn de restablecimiento. Es el valor eficaz de la tensi6n mhxima de la primera semionda de la componente alterna, que aparece entre 10s contactos del interruptor despuk de la extinci6n de la corriente. Tiene una influencia muy importante
en la capacidad de apertura del interruptor y presenta una frecuencia que es del orden de miles de Hertz, de acuerdo con 10s parhetros elktricos del sistema en la
zona de operaci6n.
Esta tensi6n tiene dos componentes, una a la frecuencia nominal del sistema y
la otra superpuesta qwoscila a la frecuencia natural del sistema.
Resistencia de eontacto. Cuando una c h a r a de arqueo se cierra, se produce
un contacto m W w en un Area muy pequeiia formada por tres puntos, que es lo
queen geomaria determina un plano. Este contacto formado por tres o mAs puntos
es lo que fija el concept0 de resistencia de contacto y que provoca el calentamiento
del contacto, al pasar la corriente nominal a travh de 61.
La resistencia de contacto varia de acuerdo con la f6rmula:
en donde:
R
= Resistencia de contacto en ohms
K = Constante dada por el fabricante del interruptor
Q = Resistividad del metal del contacto
D = Dureza del metal del contacto
F = Fuerza que mantiene cerrado el contacto
E n l l a * f h u l ase o b m a que 18 msistarroiadeun contacto cnct dirdamente
p r o W o W a la msistividad y a la dhrsza a inversamente proporoional con la prcsi6n d d contscto.
Cdmnmsde ezflneldndelnrc~. Es latparte primordial decualquienintemtptor
d6cttio0, mdOnde al&r lbscantactar se transfbrma e n d o r la'energia ququaciraula nor d ctmulto de oue se tMe.
oa a s i k m s un~laf&atas, debido a las altas @ones y tmpewturas. AY intormm~irss.la1 ccmimte, diuante ell pan, de la onda por wro, apsracs entrc 10s
wntadar l& Uamada tenri6n trensitmia de rcstablecimimto.
D ~ u n alki
t ~intarupi6n d d arcu, ap10s siguiemm fen6mmos:
a) AYtm t~lllpemttll'd~
dbbido allplasma creado pore1 arca.
b) AykglDJioncs dcLiido a l a alta.tuxnperatumdel plarma.
C) Hujos tUrb~~Icntos
del gas que adquicren veloaidades uari~blts~entre
100 y
I 000 mstros+entnsegundo y que producen etcmplada del arco, su alkrga~
mimto y, por lo tanto, su sxtincih.
d) Masns md&cac en morimiento (contacto m6vil) que se a d e m en pecos
mil&% de sagundo hasta adquirir velocidades do1 orden de 10metros entre sqfundb.
8) IbfUmscPnicos debidos a la comente de cartacircuito.
Esfmm~
didhirims debidos a htemi6n de rastablecimiento.
Como~hinteraoai6n de cstos EBn6rnunos =dificil de analirar,.d dlPeao de una
cPmaraldlimom1@6nest8 basada, en gran pmntltie, enltrtblasy pmebasde l a h retodo. En la auualidhdi setigue-enla bbquedade h a r a s intemptivas de menor
tamaho y mayom q a d d a d e s de-cortocirouito, oentrhdose 1os.e.studiosen la inveSlgscl6n dela fisioaldel amo eltarico a tra* db equipas de medici6n. captaci6n
de datosl simulaci6n y, flnalrnente, del empko de cornputadoras.
De acundacon 10s elementos queintmienen en la apertura deJ arco de las dmaras
de wnlnd6n, lor interruptores se pueden dividir en 10s siguientcs gmpos, ordenados
conforme a su aparici6nl hin&ica:
1. G m volumen de aceim
2. Ptquefio vo1umem de aceite
Interruptor en gran volumen de aeeite. *ueron de los;primeros interruptores
flue se.emplp~conit~dtct
W 6 n y que u t i l ' i o n e l accitcpamleaxtinei6n del meo.
Son muy utilizaktos todavia en,EstadosUnidos.
En este tjpo de axtinei6n el ~rco~producido
dmta.dleccitetfando lugat a urn
'Formackhdegiwmuy i n t a s , 8 q u eaprovechandot l diseilo delatamara empuja un
chorro de aceite a traubrtklelarco, p r o v d o su alatgdcntcv y,enTrimiato hasta
1a la extinci6n delelimismo, dl pasar la ontta de corriantc por cero.
,ParalgrundesteaFiones.y tapaddadestde ruptura cada pOlo dcl interruptor va
dtntro iieunitan~ueseparado,aumue t L a a i o n a m i e n t a d t l o s t r e s ~ uJimultB,neo.,po~,mcdio
de unimando comb.
interqptiva, conectadas m serie,,.locual facilita
Cada,pololtione d&le
la rllptura ddl arc0 al rqmtirse h&de
teori6n scgimdl n~nrerodechmas.Paraeoaseguir que 1&vcicroidadtkllcs contactossca elevnda. deaeuerdo corn la wpaeidad interruptiva dc h dmm.se utllbn podmsos rc~ortcs,~y
para limiter el mlpe
que se prduchia a1 f d de la carma, se vtilizan amortigdom.
'Para la nvisibn, por mantediniicnto delos interruptom depcquefia capacidad,
se b q h l o s t m tanques pot medio da unable y una maniwla..En $pumtorr de gran
mpadad,qrimero se vauia el aeeite y a continuacibn se &tbrumb a
sw deibombre
e n d unotlie los tres tanguts.
E n a t e &t tk intaruptoras, el tuando&
scr t l k t r h , e o n , n r o Wo eon
interruptiva del~interrqptor.
compmora uniteria &n la
B t e t h , gue tiewforma de coInterruptor on peqrceAa volumn de &re.
lunma, fuelinwaitado cn S u i z a ~ ~ rDr.
~ eg.1landry.
l
Por el p e q W amsumode
aceite, son,muyutilkidos atEurqpe, en tatfion~sde haskaa30W.y fle 2~500MVA
de capaddad inmruptiva. En general seuaancn tedones ypoteocias mcdianas. Este interruptor utlliza apraxinwtjammte un 5% del vohmcn & ac&tc.lkl caso anterior.
Las &maras de cxtinei6n ticncn la propiedad de queel c f W kte wctimi6n aumenta a medida que la corriente que va a interrumpir e m . Por cso a1extinguir las
corrientes de baja intensidad, las sobretoosiones genetadas pan peqwihas.
La potencia de apertura es limitada s61o por la prcribn de 10s pases dewrdlados por el arm, presi6n que debescr soportada por la rcsisteneia reecaniaa de la cBmara de arqueo. ,Para,pokncias interraptivas alms, el soplo de 10s $aes sobre el
arco se hace pcrpendicularmente ale* de 10scontactos, mimtras quqpara poten~ias
bajas, el soplo tle kos gases se inyecta en forma axial.
Los contauos de estos interruptores pueden soportar, se&
estadbticas de 10s
fabricantes, el siguimte nJmero de operaqones sin requerir su aambio:
flG. 2-19 Cumas potencia de cortocircuitc+tensidn de restablecimiento.
......,...,
.~
.>,,.,L,
A la mitad de la potencia maxima de cortocircuito
A plena potencia de cortocircuito
*:.>,,
,.,,#~.>,
r ,.:.
f
8 operaciones
3 operaciones
El desarrollo de 10s gases de extincidn depende mds de la corriente que de la
tensi6n. lo que origina que la potencia de cortocircuito aumente constantemente con
la tensidn, como se puede observar en la Figura 2-19, que relaciona la potencia
maxima de cortocircuito en por ciento con la tensi6n de restablecimiento, tambih
en por ciento.
En dicha grifica se puede apreciar que si la tensidn de restablecimiento alcanza
un valor doble, la potencia de ruptura aumenta en un 50%.
Los interruptores de este tip0 usan un mando que se energiza pot medio de resortes.
El tiempo de la extinci6n del arco es del orden de 6 ciclos.
Interruptores neumiticos. Su uso se origina ante la navsidad de eliminar el peligro de inflamacidn y explosibn del aceite utilizado en 10s interruptores de 10s dos
casos anteriores.
En este tipo de interruptores el apagado d d arco se efecttia por la acci6n violenta de un chorro de aire que barre el aire ionizado por efecto del arco. El poder de
ruptura aumenta casi proporcionalmente a la presi6n del aire inyectado. La presidn
del aire wmprimido van'a entre 8 y 13 kg/cm2 dependiendo de la capacidad de
ruptwa del intemptor.
La extinci6n del arco se efecttia en un tiempo muy wrto, del orden de 3 ciclos.
lo cud produce sobrctensiones mayores que en 10s casos anteriores.
Estos aparatos pueden operar en dos formas. En forma modular con su propia
wmpresora y tanque de almacenamiento; o en forma de estacidn central de aire
wmprimido, que aliienta el wnjunto de 10s interruptores de la instalaci6n. Lase-
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL. . .
89
gunda forma puede ser de alimentacibn radial a panir de un cabezal de aire, o a partir de una instalaci6n en anillo; tiene el inconveniente de que en caso de una fuga
en la tuberia principal puede ocasionar la falla de toda la instalaci6n. ademis de que
en caso de subestaciones de gran capacidad, la longitud de las tuberlas es tan grande
que hace que su costo sea muy elevado respecto al caso modular.
En 10s aparatos de tipo modular, el volumen del tanque debe ser de tal tamafio
que pueda soportar, cuando menos, dos operaciones de apertura y cierre combinadas. A continuaci6n. si la presi6n resultante es inferior al valor minimo considerado
por el fabricante para el soplado del arco, y ocurriera un cortocircuito en la linea,
el interruptor tiene un control que impide la apertura del mismo, ya que de no bloquearlo se produciria la destrucci6n del interruptor.
Las c h a r a s de extincidn de estos interruptores son de forma modular y, de
acuerdo con la capacidad y tensi6n de la instalacidn, se utilizan desde dos c h a r a s
en adelante:
2 cimaras hasta 80 kV
4 cimaras hasta 150 kV
6 c h a r a s hasta 220 kV
10 c h a r a s hasta 380 kV
Una de las ventajas de utilizar varias c h a r a s en serie, es la de repartir la tensi6n entre el numero de ellas, disminuyendo la tensi6n de reencendido entre 10s contactos de cada una de ellas.
Debido a que estos intermptores producen mayores sobretensiones, es comun
entre 10s diversos fabricantes insertar en paralelo con 10s contactos principales, resistencias amortiguadoras y capacitancias que producen altas impedancias y reparten
las tensiones de las cimaras. Los diagramas m b utilizados son 10s siguientes, seg6n
la Figura 2-20,
"'
FIG. 2-20 Tipos de arreglos utilizados para disminuir sobretensiones en interruptores.
Zipo !1 i3slune~resbfoaeia
(Renserieson'ur;explosorZ.wte.wnjunto.ertd en
~purakl~,wn.cl.~amtmto~C,
.&I interruptor.
-Tipo~.2
r f i : u n m p c i t o r C de .vmuto.deW 6 n .
T i p I) iUsaad& dcLca~~&or:Cuns
m i r t ~ : @ u e : p b m i tuna.
e pequdsi.mamrricnte y,pmtluck un abatimimtade lasobretensi6R.mtrt105 con-
~~ewsic,;tiCl-mtenuptor.
Tip/4 Es:semjante ditipo 3 , ! ~ i t r t i l i z a : u m r s i r t W
R,-parat l c i m r Y
e
otr~iR,~aara:te:amrtura.
iEl inc~cmmtotielk t&4n que puedc e p e e e r enm 10s ~ontnctosskun intemptor M p& detcnninar-por malio,tle la exprcsi6n:
w m r t a s ; l o queillnita!ladura&n.de b
~l.ilos~tiem~:de&obra
:.afwmm&nbio~,:~sie
e r i ~ ~ a n ~.cott&~itos~.y
las
~r to tmto sc reduce
: & , w ede;las eontactos.
2. jop ~ w s d e . c o n s t r u c c i 6 seneilk
n
sc emplean los mismos dementos in4 t ~ i v o s ! ~ a . t o d1-a s
tenswnes,'lo,dreduceel~almaceaajeyelcosto
Liieiks~~..de~-r+pacsto.
3. +Puodcaefectuerrocierres~wntiqpos mfnimos y potencias de cortocircuito
:*&.
;4. E l mrrntcnimiento es sencillo y .&do.
No tiene peligro de incendio.
.Intermptorasen~4@uonrro demufw. Son aparatos que se daarrollaron a1
frnaldela~dtcpdade IosPeos 60y.wyas8maras deminci6n operan dentro de un
i* .
~ o ! l w r a f l u o r ~ de.azufre
ro
(SF& que tiene una capacidad didectrica supetior a ~ t r ~ ~ f l I l i d o s . M & t f i c ~ ~ ~ ~ ~ a ocompactos
idos.iE
y m8s
s t ~durable5
~~
10s intermptores~dcsde,elpuntode vista~demantenimifflto.
'Propiedudesdrl SF,. Es:un gas asuimicamente estable e inerte, su peso especificocsde6:14gi1. -qS.canzaurns tw vwes la ttgidez dielbrica del aire, a h misma
p d d n . A kmipmatura.de~2OOO%coasma t&vb alta conductividad&fnica,
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL. . .
91
que ayuda a enfriar el plasma creado por el arco elktrico y al pasar por cero la onda
de corriente, facilita la extinci6n del arco. Fisicamente el gas tiene caractensticas
electronegativas, o sea la propiedad de capturar electrones libres transformando 10s
atornos en iones negativos, lo c u d provoca en el gas las altas caracterlsticas de ruptura del arco elkctrico y por lo tanto '3 glan velocidad de recuperaci6n dielkctrica
entre 10s contactos, despuks de la extinci6n del arco.
En 10s primeros interruptores se usaron dos presiones, la menor de 3 bars, Ilenando 10s tanques y la mayor, de unos 18 bars, dentro de las c h a r a s de extinci6n.
Esto se him con el fin de evitar que al abrir el interruptor sus contactos, el soplo
de gas produjera enfriamiento y el gas pasara al estado liquido. Posteriormente se
ha usado una sola presi6n. con lo cual se disminuye el tamaAo de 10s interruptores
en cerca de un 40%, y para evitar el uso de la segunda presi6n se aprovecha la propia presi6n del gas como punto de partida y la c h a r a , al abrir 10s contactos, tiene
un krnbolo unido al contact0 m6vil que al operar comprime el gas y lo inyecta sobre
el gas ionizado del arco, que es alargado, enfriado y apagado al pasar la corriente
por cero.
Los interruptores pueden ser de polos separados, cada fase en su tanque, o trifhsicos en que las tres fases utilizan una misma envolvente. Se fabrican para tensiones desde 115 hasta 800 kV y las capacidades de interrupci6n varian de acuerdo con
el fabricante, llegando hasta magnitudes de 80 kA, que es un caso muy especial.
Este tipo de aparatos pueden librar las fallas hasta en dos ciclos y para limitar
las sobretensiones altas producidas por esta velocidad, 10s contactos vienen con resistencias Limitadoras.
Las principales avertas de este tipo de interruptores son las fugas de gas, que
requieren aparatos especiales para detectar el punto de la fuga. En un aparato bien
instalado, las perdidas degas deben ser inferiors al2% anual del volumen total de
gas encerrado dentro del aparato.
En caso de perdida total de la presi6n del gas y debido a la alta rigidez dielkctrica del SF,, la tensi6n que pueden soportar 10s contactos cuando e s t h abiertos es
igual a1 doble de la tensi6n de fase a tierra. De cualquier forma, no es conveniente
operar un intemptor de SF, cuando ha bajado su presi6n por una fuga y debe de
ser bloqueado el circuit0 de control de apertura para evitar un accidente.
En 10s interruptores trifAsicos, la apertura de 10s contactos es simultanea, aunque conviene que haya dispersi6n de un milisegundo entre 10s tres polos; se entiende
por dispersi6n a la diferencia en tiempo que existe entre el instante de cierre del primero y el instante de cierre del ultimo polo del interruptur. El uso de la dispersi6n
es importante, pues sirve para reducir las sobretensiones debidas a impulsos por maniobra.
Si el interruptor es de operaci6n monopolar, puede ser benkfico usar recierre
monopolar. Aqut la dispersi6n puede aumentar hasta 4 milisegundos, cuya magnitud empieza a producir efectos adversos en la magnitud de las sobretensiones por
maniobra.
El mecanismo de mando de estos interruptores es, generalmente, de aire comprimido.
Interruptores en vacio. Esta tecnologia aparece por el ailo de 1960. Son aparatos que, en teoria, abren en un ciclo debido a la pequeaa inercia de sus contactos
y a su pequefia distancia. Los contactos e s t h dentro de botellas especiales en las
que se ha hecho el vacio casi absoluto. El contacto fijo esth sellado con la chmara
de vacio y por el otro lado entra el contacto m6vi1, que tambikn esth sellado al otro
extremo de la c h a r a y que, en lugar de deslizarse, se mueve junto con la contracci6n de un fuelle de un material que parece ser una aleaci6n del tipo del lat6n.
Al abrir 10s contactos dentro de la chmara de vacio, no se produce ionizaci6n
y, por tanto, no a necesario el soplado del arco'ya que kste seextingue prhcticamente al paso por cero despub del primer ciclo.
Este tipo se utiliza en instalaciones de hasta 34.5 kV dentro de tableros blindados.
Los dos inconvenientes principales son:
1. Que por alglin defecto o accidente, se pueda perder el vacio de la c h a r a
y a1 entrar aire y producirse el arco, pueda reventar la c b a r a .
2. Debido a su rapidez producen grandes sobretensiones entre sus contactos y
Cstos emiten ligeras radiaciones de rayos X.
Resumen de 10s interruptores descritos.
Tipo neumcirico.
Ventajas.
1. Bajo costo y dispo~bilidaddel aire.
2. Rapidez de operaci6n.
3. No provoca explosiones ni arde como el aceite.
4. Aumenta la capacidad de ruptura en proporci6n a la presi6n del aire.
5. No a asfixiante ni t6xico.
Desvenf ajas:
1. Menor rigidez dielktrica que el SF,.
2. Mayor presi6n.
3. La constante tkrmica es de unas 100 veces la del SF6 a la misma presi6n.
4. Aun a presiones cinco veces superiores que el SF,, el aire tiene hnicamente
10% de la capacidad de extincidn del arco.
5. En fallas pr6ximas al interruptor aparecen sobretensiones muy altas. Para
disminuirlas se intercalan resistencias de apertura.
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL. . .
93
6. DespuCs de la apertura el gas ionizado debe ser ventilado.
7. Los niveles de ruido al operar son muy altos.
8. El sistema de compresi6n de aire tiene un precio alto y la confiabilidad de
sus componentes es dificil de lograr.
Tipo hexaj7uonrro.
Ventajas:
1. Despuks de la apertura de 10s contactos, 10s gases ionizados no escapan al
aire, por lo que la apertura del interruptor no produce casi ruido.
2. Alta rigidez dielktrica, del orden de tres veces la del aire.
3. El SF, es estable. Expuesto al arco se disocia en SF,, SF, y en fluoruros
metAIicos, pero a1 enfriarse se recombinan de nuwo en SF,.
4. La alta rigidez dielkctrica del SF, lo hace un medio ideal para enfriar el arco, aun a presiones bajas.
5. La presi6n utilizada para interrupci6n del arc0 es una fraccibn de la requerida en interruptores neumhticos.
6. Buena conductividad tkrmica, es del orden de tres veces la del aire.
Desventajas:
1. A presiones superiores a 3.5 bars y temperaturas menores de -40°C, el gas
se Licua. Por eso, en el caso de interruptores de dos presiones, es necesario
calentar el gas de la &ara de extinci6n para mantener el equilibrio a temperaturas ambiente menores de 15°C.
2. El gas es inodoro, incoloro e insipido. En lugares cerrados hay que tener cuidado de que no existan escapes, ya que por tener mayor densidad que el aire,
lo desplaza provocando asfixia en las personas por falta de oxigeno. En
otros lugares es conveniente disponer de extractores que deben ponerse
en funcionamiento antes de que se introduzca personal.
3. Los productos del arco son t6xicos y combinados con la humedad producen
Acido fluorhidrico, que ataca la porcelana y el cemento de sellado de las boquillas.
Tipo vacio.
Ventajas:
1. Es un interruptor muy compacto.
2. PrActicamente no necesita mantenimiento.
FIG. 2-21 Crecimiento de las capacidades interruptivas a travds de 10s aiios.
1. Es dificil mantener un buen vacio debido a1 arqueo y desgasificaci6n de 10s
electrodes met&licos.
2. Durante el arqueo se produce ligera emisi6n de rayos X.
3. Aparecen sobretensiones, sobre todo en circuitos inductivos.
Crccimiento de las capacidades interruptivas. Las capacidades interruptivas
han ido crecimdo a travCs de 10s aRos dependiendo del tipo de interruptor y de las
capacidads de 10s mismos, como se obsewa en la Figura 2-21.
En la grhfica se puede ver que las capacidades interruptivas crecen miis rhpidamente con 10s aRos en el caso del SF6, mientras que el vacio se ha mantenido estC
tico.
De acuerdo con el progreso en la tecnica de 10s interruptores el aumento de
la capacidad intermptiva es regular, crece en 10s de aire comprimido y mucho miis
en 10s de SF, debido a las extraordinarias caracteristicas dielkctrica y ttrmica de este gas.
2.10.7.6 Mbtodos para incrementar la resistencia del arco
En las c h a r a s de extinci6n se puede incrementar la resistencia del arco de acuerdo
con 10s siguientes conceptos:
GENERALIDADS. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL.
..
%
1. Alargamiento. En este caso la resistencia es proporcional a la longitud del
arco.
2. Enfriamiento Un enfriamiento del gas ionizado aumenta la resistencia del
arm, debido a que la tensi6n requerida para mantener la ionizaci6n aumenla cuando la temperatura del plasma disminuye.
3. Divisidn. La c b a r a de arqueo esth formada por varias l b i n a s paralelas
aisladas entre st; esto hace que el arco se divida en un gran ndmero de pequenos arcos en serie; cada uno de estos pequehos arcos se enfrla por alargamiento mientras ascienden entre dos laminas contiguas.
4. Comfruccidn. A medida que a un gas ionizado se le va forzando a pasar
por un ducto que se va estrechando, se requiere un increment0 en la tensibn
para mantener el arco.
2.10.7.7
Fenbmenos producidos por el cierre y dispnro d e 10s
intemptores
Condiciones de cortocircuito. En un circuito bajo condiciones normales, la tensi6n
aplicada produce una corriente Limitada por las impedancias de 10s elementos que
forman parte del mismo, como son generadores, l i n w de transmisi6n. aparatos y
cargas, producidndose un factor de potencia que puede ser elevado.
En el mismo circuito, bajo condiciones de cortocircuito en las terminales del generador, se inicia una sobrecorriente que s61o esta limitada por la resistencia del inducido del generador, sumada en cuadratura con la reactancia de dispersi6n del
mismo, que es una impedancia muy pequeiia. El flujo de dispersi6n resultante cierra
su circuito a u a v b del aire y como la resistencia del embobinado es pequeEa en comparaci6n con la reactancia, es la resistencia la dnica limitadora de la corriente. A
esta corriente se le llama "corriente inicial de cortocircuito" y su magnitud disminuye gradualmente por la acci6n contraelectromagn~ticade la misma que reduce el
flujo y, por lo tanto, la fuerza elactromotriz, hasta llegar lacorriente de cortocircuito a un valor permanente que s61o estarh limitado por la reactancia sincrona del generador, que se debe al campo giratorio sincrono de la reacci6n de inducido. A esta
corriente se le Uama "corriente permanente de cortocircuito" y tiene un factor de
potencia del orden de 0.1.
La corriente de cortocircuito en un sistema puede ser de dos tipos:
I. SimCtrica
2. Asimdtrica
Corriente sim&trico. Es el valor eficaz de la componente de corriente alterna
en el momento de separaci6n de 10s contactos del interruptor. gsta se origina cuand0
a1 pasar la onda de tensi6n por su valor mbimo se inicia el cortocircuito. Como la
onda de corriente, por ser un circuito eminentemente inductivo, se atrasa practica-
mente 90'. parte de cero y no se produce ningun estado transitorio que desplazaria
el eje de la onda de wrriente.
Corrienle asim4trica. Es el valor total de la corriente de cortocircuito, que
ocurre en el instante en que se separan 10s contactos del interruptor, y que comprende, en cada instante, la s u m de dos terminos: el de corriente directa, que decrece
exponencialmente y el .le corriente alterna que se mantiene constante respecto a1
tiempo.
L a comente asimktrica se origina cuando al inicio del cortocircuito la onda de
tensi6n pasa por el valor cero. En este instante, por tratarse de un circuito inductivo,
la onda de corriente aparece atrasada 90°, y la corriente a1 no poder alcanzar su valor maxim0 por la inercia que representa el circuito inductivo, presenta un desplazamiento del eje de las abscisas (X)en forma exponential.
En la Figura 2-22, se muestra la onda de corriente de un cortocircuito asimetrico, en la que aparece urn componente no oxilatoria (componente de corriente directa) que en la ordenada en el origen tiene una magnitud BC que es igual y de signo
contrario al valor pico de la componente de corriente alterna (ca). La velocidad de
decrc~imientode la componente no oxilatoria, varia con 10s parhmetros del circuito, en forma muy riipida.
en donde:
BX
= Envolvente de la onda de corriente
= Linea de cero
E
I
t
I
+X
i.
FIG: 2-22 Cortocircuito asimbtrico
GENERALIDADES. NORMAS. FSPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL.
..
97
CC'
= Desplazamiento de la linea de cero (eje de la senoide). Compo-
DD'
EE'
I.,
1,
= Eje del valor eficaz (valor eficaz medido a partir del eje CC').
nente no oscilatoria.
Ld
1,d
=
Instante de la separaci6n de 10s contactos ( i c i o del arco)
= Corriente m h i m a
= Valor pic0 de la componente alterna en un instante EE'
.,,
=
Componente no oscilatoria de cd en el instante EE'
= Valor de la componente de cd en %
1,
La relaci6n de la variaci6n I, en el origen, con la variaci6n I, en el instante
EE' corresponde en promedio a 10s valores de la siguiente Tabla 2.15 en la que:
1,
I,
= valor mhimo de la componente no oscilatoria (cd)
= valor de pic0 de la componente alterna (ca)
TABLA 2-15 Relaci6n de 10s componentes diresta y Plterna
Tiempo entre 0 y EE' en
centesimos de segundo
0
1
2
3
5
El valor mhimo de la comwnente no oscilatoria puede ser de hasta 1.8 veces
el valor pico de la componente alterna, o sea, el valor eficaz de la componente alterna puede llegar a:
1 . 8 a = 2.5 veces el valor eficaz de la componente alterna.
Este valor tan alto de la corriente instanthnea, provoca esfuerzos electrodinhmicos que, en el caso de un interruptor, se oponen al cierre de 10s contactos del mismo.
considerando que 10s contactos tienen la forma de la Figura 2-23.
FIG. 2-23 Wuerzos en 10s contactos de una mars de arqueo
flG. 2-24 Diferente forma de ensamble de 10s contactos
Esta fuerza repulsiva es proportional al cuadrado de la corriente que circula por
el contacto, lo cual se debe a que 10s flujos magneticos de cada una de l a . lineas
de corriente dei contacto A se repelen con 10s flujos de las corrientes del contacto B.
Para evitar lo anterior puede haber dos soluciones, o aumentar la fuerza de
cierre de 10s contactos, que a su vez aumentan 10s esfuerws mednicos al cerrar, o
compensar el esfuerzo electromagn6tico. cambiando el diseilo de 10s contactos de
manera que la resultante de 10s esfuerzos electromagneticos ayuden al cierre de 10s
contactos. Un ejemplo de esto se puede ver en la Figura 2-24, en que 10s dos contactos aprovechan la atraccibn que se produce entre dos conductores paralelos.
Apertura bajo condiciones de cortocircuito. Como ya se indic6 anteriorrnente, la
apcrrtura de un circuit0 siempre va acompaflada de un arco, cuya extinci6n se produce al paso de la corriente por cero.
La magnitud de la corriente asimktrica total que debe abrir un interruptor, es
la suma del valor eficaz de la componente alterna (ca) mis la componente no oscilatoria (cd) en el instante en que abren 10s contactos del interruptor, como se muestra
en la expresi6n:
en donde:
I, = es el valor efectivo de la corriente total de apertura
I, e I, son 10s valores de la grifica de la corriente asimktrica. Vkase Figura 2-22.
Temidn de restablecimiento despuks de la apertura. En el momento del paso
por cero de la corriente, o sea de la extinci6n del arc0 en 10s contactos. aparece entre
eUos una tensibn que es la suma de la onda fundamental de tension sumada a la componente transitoria de tensi6n. suma que se llama tension de restablecimiento.
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL. . .
99
La tensi6n de restablecimiento es el producto del promedio de 10s valores eficaces de las tensiones entre fases, tomadas durante el period0 que sigue a la extinci6n
definitiva del arco, multiplicado por '/5, o sea:
FIG. 2-25
donde:
V, = Tensi6n de restablecimiento
V , , V, y V3 son las tensiones entre cada una de las lres fases.
Potencia de cortocircuito trifcisiw de un interruptor. Es el producto de la tensi6n de restablecirnient~por la corriente, ya sea simetrica o asimetrica y por fi.
2.10.7.8 Tipos de fallas en interruptores
Dentro de esta categoriape considera a todas las fallas pegadas al interruptor. En este caso la oscilaci6n de la tensi6n se amortigua por la resistencia propia del circuit0 de potencia y su frecuencia f, depende de 10s valores
de la inductancia y de la capacitancia del lado de la fuente, o sea:
Falla en las terminales.
Falla en una linea corta (falla kilomdtrica). Este tipo de falla hace muy crltico
el comportamiento de 10s interruptores, principalmente cuando ocurre entre 10s 3
y 5 km de distancia del interruptor. De ah1 el nombre de falla kilomktrica.
En este caso, la tensi6n de restablecimiento esta dada por la diferencia de tensidn entre el lado de la fuente y el lado de la linea, con una frecuencia de oscilaci6n
del doble de la fundamental. Los primeros ciclos de la te1isi6n transitoria tienen for-
I".,
/
\
,
-.
\
\
\
) *6
I/
'I'
I
I
I
\
\
\
0
<
I
,
0
\
'b,'
) yS
FIG. 2-26
ma de diente de sierra, de acuerdo con la Figura 2-26 y como la velocidad de creci:
miento de 10s dientes es grande, esto ocasiona esfuerzos muy grandes en el
dielectrico del interruptor. En cambio la magnitud de la corriente durante esta falla
es menor que en el caso anterior.
Apertura en oposicidn defases. Se produce en el caso en que por una conexi6n de fase equivocada, al cerrar el interruptor. Cste cierra contra un cortocircuito
directo, lo que provoca una apertura violenta, llegando a producirse una sobretensi6n de hasta tres veces la tensi6n normal de fase a neutro, con una frecuencia de
oscilaci6n del doble de la fundamental.
Aperfura depequei7aF corrienfes inducfivas. Es el caso tipico de la apertura
de un transformador excitado o de un banco de reactores. La apertura de estas corrientes puede provocar la llamada "falla evolutiva" que en un interruptor puede
llegar a ser bastante fuerte, como se analiza en el inciso siguiente:
Las corrientes inductivas son reducidas por el interruptor antes de pasar la onda
por cero, per0 debido a la energia almacenada en la inductancia del transformador,
se generan sobretensiones que producen el reencendido del arco, siendo 10s picos de
sobretensi6n que aparecen antes de que se origine el reencendido, lo que m b daaa
al interruptor.
Falla evolutiva. &ta x produce cuando a1 abrir un circuit0 inductive aparae
la sobretensi6n que puede provocar el arqueo de 10s aisladores exteriores, lo cual
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL.
..
101
a su vez, pone en conocircuito la inductancia del transformador, liberindose una
onda viajera entre el transformador y el interruptor que provoca el reencendido del
interruptor, volviendo a reaparecer la corriente de cortocircuito. En el momento en
que ocurre esto, 10s contactos del interruptor se encuentran en proceso de apertura
Y separados una cierta distancia. Al reiniciarse el arco, con la corriente de cortocircuito, se eleva la presi6n dentro del interruptor, pudiendo Csta llegar a un valor tan
grande que produzca la explosi6n del mismo.
2.10.7.9
Recierre autom4tico y fallas en una red
El recierre automitico de 10s interruptores tiene como fin mejorar la continuidad
de servicio de la instalaci6n.
Las fallas en una red pueden ser de tres tipos:
a) Transitorias
b) Semipermanentes
C ) Permanentes
En 10s casos a y b se puede restaurar el servicio una vez que ha cesado la falla.
En el caso c s61o se puede restaurar el servicio, despuks de una reparaci6n de la zona
daiiada.
Falla transitoria. Un ejemplo de este tipo de falla puede ser la descarga de un
rayo, que contornea un aislador sin perforarlo. En lineas de muy alta tensidn, este
tipo de falla representa un 90% yen lineas de tensibn media representa un 60% del
total de las fallas que afectan las lineas akreas.
En esta falla se considera que el tiempo de desionizaci6n del trayecto de un arco
electric0 en el aire, varia desde unas centksimas de segundo, hasta unas dos dkcimas.
Por lo tanto, cuando hay recierre se acostumbra permitir un espacio de 0.3 segundos
entre el final de la dltima apenura y el principio del siguiente recierre, para evitar
que el relevador de recierre lo vea como una continuaci6n del conocircuito.
Falla semipermanenre. Un ejemplo de este tip0 de falla puede ser el contact0
de una rama de hrbol con un conductor de alta tension, en que la rama se consume
progresivamente en fracciones de segundo.
Esta falla es de mayor duraci6n que el caso anterior, y s61o se elimina con un
recierre automhtico lento de varios segundos o menos. Es una falla rara en altas tensiones y m h frecuente en tensiones medias.
La experiencia muestra que, en tensiones medias, el numero de fallas que se eliminan con el primer recierre lento llega a ser del orden de 20%. En el segundo recierre, el promedio de fallas eliminadas es ya muy bajo y en el tercer recierre el
promedio es pricticamente nulo.
Fa/lapermanen/e. Un ejemplo de este tipo de falla puede ser un cortocircuito
en las bobinas de un transformador o dentro de un cable de potencia. En este caso,
el cortocircuito una vet iniciado se establece en f o m a franca y 5610 desaparece desputs de la apcttura del intermptor correspondiente.
Reciem monofdsico. En alta tensi6n, se ha detectado estadisticamente, que
el porccntaje de fallas que afectan una sola fase es del orden de 90% y considerando,
ademhs, que la mayor parte de las fallas son de tipo transitorio o semipemanente,
se puede pcnsar en la utilici6n dcl recierre monofhsico. Como el recierre es rdpido,
no uiste el temor de que llegue a perder el sincronismo, ya que las otras dos fases
siguen manteniendo una liga sincronizada y s61o en el caso en que desputs del primer
recierre penista d cortocircuito, entonces se efecttia el disparo trifhsico.
El rcciare automhtico impone condiciones de servicio m h severas a 10s interruptores y sus mecanismos, yen el caso de que la falla sea permanente, el interruptor debe soportar un
y apertura contra un segundo cortocircuito, una fracci6n
de segundo posterior
primer disparo, Lo cud obliga aque 10s interruptores que
deben tener un diseao mhs reforzado tanto electrica como
van a trabajar con
mechnicamente
Son dispositivos que sirven para conectar y desconectar diversas partes de una instalaci6n elktrica, para efectuar maniobras de operaci6n o bien para darles rnantenimiento.
Las cuchillas pueden abrir circuitos bajo la tensi6n nominal pero nunca cuando
estb fluyendo comcntc a travbs de ellas. Antes de abrir un juego de cuchillas siempre
deberh abrirse primer0 el interruptor correspondiente.
La difmncia entre un juego de cuchillas Y un intermptor, considerando que 10s
dos abren o cierran circuitos, es que las cuchillas no pueden abrir un circuito con
corrientc y el interruptor si puede abrir cualquier tipo de corriente, desde el valor
nominal hasta el valor de cortocircuito. Hay algunos fabricantes de cuchillas que
W e n a la cuchilla una pequena chars de arqueo de SF, que le permite abrir solamente los valores nominales de la comente del circuito.
2.10.8.1
Componentes
Las cuchillas estdn formadas por una base rnethlica de ldmina galvanizada con un
conector para puesta a tierra; dos o tres columnas de aisladores que fijan el nivel
bhsico de impulso, y encima de kstos, la cuchilla. La cuchilla est&formada por nna
navaja o parte m6vil y la pane fija, que es una mordaza que recibe y presiona la
parte m6vil.
Las cuchillas, de acuerdo con la posici6n que guarda la base y la forma que tiene el elemento m6vil. pueden ser:
1. Horizontal
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFLCACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL. . .
103
FIG. 2-27 Tipos de cuchillas
2. Horizontal invertida
3. Vertical
4. Pantbgrafo
Horizontales. Pueden ser de Ires postes. El mecanismo hace girar el poste central, que origina el levantamiento de la parte m6vil de la cuchilla, vease la Figura
27-A. Para compensar el peso de la cuchilla, la hoja m6vil tiene un resorte que ayuda a la apertura. Otro tipo de cuchilla horizontal es aquel en que la parte mbvil de
la cuchilla gira en un plano horizontal. Este giro se puede hacer de dos formas.
Cuchilla con dos columnas de aisladores que giran simultineamente y arrastran
las dos hojas, una que contiene la mordaza y la otra el contact0 macho, segcin la
Figura 2-27-B.
La otra forma es una cuchiUa horizontal con tres columnas de aisladores. La
columna central gira y en su parte superior soporta el elemento m6vil. Las dos cdlumnas externas son fijas y en su parte superior sostiencn las mordazks fijas, se&n
se observa en la Elgura 2,27-C.
Horirontol invertidcr. Es igual a ~ u c h i l l de
a la ~ i & r aA, pero las tres columnas de aisladores se encuentran colgando de la base. Para compexar el peso de la
hoja de la cuchiia se encuentra un resorte que, en este caso, ayuda al cierre de la misma; por otro lado, 10s aisladores deben fijarse a la base en forma invertida al caso
A para evitar que se acumule el agua.
Vertical. Es igual a la cuchilla de la Figura A, pero 10s tres aisladores se encuentran en forma horizontal y la base est6 en forma vertical. Para compensar el
peso de la hoja de la cuchilla tambikn tienen un resone que, en este caso, ayuda a
cerrar la cuchilla.
Pantdgrajo. Son cuchillas de un solo poste aislante sobre el cual se soporta
la parte m6vil. Esta esti formada por un sistema mecanico de barras conductoras
que tiene la forma de 10spant6grafos que se utilizan en las locomotoras elbctricas.
La pane fija est6 colgada de un cable o de un tub0 exactamente sobre el pant6grafo
de tal manera que al irse elevando la parte superior de este se coneaa con la mordaza
fija cerrando el circuito.
La ventaja principal de este sistema es que ocupa el menor espacio posible y
la desventaja es que el cable recibidor debe tener siempre la misma tensi6n. o sea
la misma altura de la catenaria, aun considerando 10s cambios de temperatura.
Los elementos de conexi6n en las cuchillas estin formados, de un lado, por la
cuchilla y del otro, por el elemento fijo o mordaza, que es un contacto formado por
varios dcdos methlicos, 10s cuales presionan por medio de resortes individuales que
se utilizan para mantener una presibn alta en el contacto y por lo tanto pkrdidas bajas, por efecto joule, en 10s puntos de contacto.
Los materials utilizados en la fabricacibn de las cuchillas son 10s siguientes:
Ruse. Se fabrican de lilmina de acero galvanizado.
Aiskdores. Son de porcelana y pueden set de tip0 columna o de tipo alfiler.
Cuehilla. La cuchilla se puede f a b r i w de cobre o de aluminio sefin la contaminaci6n predominante en la zona de instalaci6n.
Opemcidn. Desde el punto de vista de maniobra, las cuchillas se pueden oper a en
~ forma individual o en grupo. La operaci6n en fonna individual se efectua
cuando la tensi6n de operaci6n es menor de 20 kV; se abren o cierran por medio
de garrochas o pkrtigas de madera bien seca y el operador debe utilizar guantes de
hule.
La operaci6n en grupo se efectua para tensiones superiores a 20 kV y puede set
por medio de un mecanismo de barras que interconecta 10s tres polos, movikndolos
simultheamente a traves de una operaci6n que puede ser en forma manual, para
tensions de hasta 115 kV,o bien, en forma motorizada por medio de energla elktrica hidrhulica. neumitica, etc.
En sistemas donde la operacibn es o va a ser telecontrolada, y aunque las tension s del sistema sean bajas, se requieren cuchillas motorizadas.
Las cuchillas motorizadas tienen un gabinete de control que nonnalmente s t h
ligado a1 gabinete de control del interruptor que alimentan, de tal manera que nunca
sc pueda abrir o cerrar un juego de cuchillas si antes no ha sido abierto el interruptor. En el gabinete de control de las cuchillas existen una sene de contados auxiliares
tipo a y.b para tener seitalizaci6n y bloqueos de circuitos de acuerdo con la posici6n
de las cuchiias; 10s contactos de seaalizaci6n van colocados en el mecanismo (hrbol)
principal del mando. Los bloqueos forman un sistema para operar un par de juegos
de cuchillas y el interruptor correspondientes, en la siguiente forma:
1. Impiden la operaci6n de las cuchillas, mientras se encuentre cerrado el interruptor.
2. Bloquean el cierre del interruptor si cualquier polo de las cuchillas no abri6
o cerr6 completamente.
3. Impiden la operaci6n simultilnea de las cuchillas y el interruptor.
4. lmpiden efectuar una orden contraria a otra, dada con anterioridad y que
no se haya completado.
El disefio y construcci6n de las cuchillas estiln reglamentadas de acuerdo con
las normas CEI-129 y 273 o las normas ANSI C29.8 y C29.9.
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONF-5. EQUIP0 PRINCIPAL. .
.
105
2.10.9 Fusibles
Son dispositivos de protecci6n elkctrica de una red que hacen las veces de un interruptor, siendo mPs baratos que estos. Se emplean en aquellas partes de una instalaci6n elktrica en que 10s relevadores y 10s interruptores no se justifican econ6micamente.
Su funci6n es lade interrumpir circuitos cuando se produce en ellos una sobrecorriente, y SOpoItar la tensi6n transitoria de recuperaci6n que se produce posteriormente.
Un juego de fusibles de alta tensibn, en su parte fundamental, estP formado por
3 polos. Cada uno de ellos, a su vez, estP formado por una base methlica semejante
a las utilizadas en las cuchillas, dos columnas de aisladores que pueden ser de porcelana o de resina sintktica y cuya altura fija el nivel bhsico de impulso a que trabaja el
sistema. Sobre 10s aisladores se localizan dos mordazas, dentro de las cuales entra
a presi6n el cartucho del fusible.
Dentro del cartucho se encuentra el elemento fusible, que normalmente esta
formado por un alambre o tiras metacas con una secci6n reducida, que esta calibrada de acuerdo con su capacidad de corriente. En esta secci6n se produce una densidad de corriente elevada que, al pasar de un valor determinado y durante un
tiempo prefijado, se produce la fusi6n del elemento y,la apertura del circuit0 de que
se trate. A1 fundirse el elemento fusible se generan gases a presi6n dentro del cartucho del fusible que son proyectados hacia el exterior del tubo. El gas a presi6n esta
formado por el aire que se encuentra dentro del canucho que se expande bruscamente por efecto del calor del arco elkctrico y que, al ser expulsado, produce la extinci6n
del arco al pasar por cero la onda de corriente.
Para 10s elementos fusibles se u t i l i como material un alambre de aleaci6n a
base de plomo, para el caso de bajas tensiones y corrientes, y una cinta de aleaci6n
a base de cobre o de aluminio, para el caso de mayores corrientes.
2.10.9.1 Tipos de fusibles
De acuerdo con su capacidad de ruptura, lugar de instalaci6n y costo. se pueden utilizar diferentes tipos de fusibles, entre 10s m& conocidos se pueden indicar 10s siguientes:
1. Expulsi6n
2. Limitador de corriente
3. Vacio
Expulsidn. Estos aprovechan la generaci6n y expulsi6n de un gas a alta presi6n que, al ser inyectado a travks del arco producido a continuaci6n de la fusi6n
del elemento fusible, provoca la extinci6n del mismo conforme a la Figura 2-28 que
106
DISENO DE SUBESTACIONES ELECTRICAS
Tend& transloria dm
rsMableclmisnM
-
FIG. 2-28 Oscilograma de operaci6n de un fusible de expulsl6n
muestra la relaci6n corriente-tensi6n-tiempo,en la interrupcibn de un fusible de expulsi6n.
De este tipo de fusible son 10s de hcido b6ric0, sustancia que es el elemento generador de gas, y que tiene como ventaja que son recargables, utilizando para ello
pastillas de hcido b6rico comprimido, como se observa en la Figura 2-29.
En esta figura se o b s e ~ que
a el elemento fusible se encuentra entre 10s contactos m6vil y fijo. El contacto m6vil lo comprime un resorte. La c h a r a de arqueo
se localiza en la parte inferior. Ahi se encuentran las pastillas de Acido b6rico que
ticnen un canal por donde se desliza el contacto m6vil.
A1 fundir el elemento fusible, se produce el arco elktrico y al quedar libre el
fusible, el resorte que estaba comprimido desplaza el contacto m6vi1, produciendo
un alargamiento del arco. A su vez, el arco produce calor y kste provoca una reacci6n en el &id0 bbrico que desprende vapor de agua y 6xido de boro. La extinci6n
del arco se lo ra or la acci6n desionizadora del vapor y la turbulencia de las partlP P
culas del 6xido de boro.
Una vez que la presi6n interior Uega a valores elevados, se desprende el sello
y escapa el gas en forma explosiva.
A1 interrumpirse la corriente de cortocircuito, aparece la sobretensi6n transitoria de restablecimiento y, posteriormente, aparece la tensi6n restablecida del sistema.
Limitador de corrienfe. Este tipo de fusible tiene doble acci6n, por un lado
reduce la corriente de falla debido a la caracteristica de introducir una resistencia
elevada en el circuito y por otro, debido al increment0 de la resistencia pasa de un
circuito de bajo factor de potencia a otro circuito de alto factor de potencia, desfasando el cero normal de la onda de corriente a un punto cercano a1 cero normal de
la onda de tensidn.
El elemento fusible, m b largo que el anterior y que se encuentra dentro de arena de silice que centra el arco, eleva la presi6n a lo largo del elemento fusible y produce una elevaci6n momentanea de la resistencia, la cual limita la corriente de
cortocircuito, limitando asi el tiempo de interrupci6n a un valor que se considera
dentro dcl primer semiciclo de la onda de corriente.
El elemento fusible, como se observa en la Figura 2-30, consta de uno o varios
elementos de plata en forma de alambre o cinta perforada. Estos elementos van
enrollados helicoidalmente sobre un cilindro de porcelana que soporta altas temperaturas en el instante de la operacibn. El espacio entre el soporte y el tub0 esta rellenode arena de silice. El eslab6n fusible tiene puntos M que son puntos de soldadura
de plomo o aleaciones de estaiio, cadmio, etcktera.
PUNT0 M
CONTACT0
SOPORTE OEL FUSIBLE
ESUB6N FUSIBLE
FIG. 2-30 Corte de un fusible limitador de corriente
Al calentarse el elemento de plata se empieza a fundir en diferentes puntos. produciendo gran nlImero de pequeaos arms elktricos en serie que, unidos a la alta
resistencia del circuito, acaban por eliminar la corriente.
En la Figura 2-31 se muestran las curvas de corriente-tensi6n-tiempo de un fusible limitador de corriente, en donde se obsewa que el increment0 de resistencia durante la fusi6n. causzi un arc0 que provoca una diferencia de tensi6n muy grande,
entre 10s extremos del fusible, debido a la inductancia del circuito. en el instante en
que la corriente desaparece bruscamente.
Como el factor de potencia es muy alto, la corriente alcanza su valor cero muy
cerca del cero normal de la onda de tensi6n. En este punto la recuperation total y
la tensi6n transitoria de recuperaci6n es muy pequefia, lo cual indica que este tipo
de fusibles son casi insensibles a la tensi6n transitoria de recuoeraci6n.
Estos fusibles como no expulsan gases, se pueden instalar en lugaressduc&
como tableros y su diseno se limita a que 10s picos de las sobretensiones no pasel!
de 2.5 veces el valor nominal, para evitar la operaci6n continua de l o ~ r a [ r a y o L
del sistema.
Vacio. En este tipo de interruption se produce al separarse 10s contactos dentro de un recipiente hermetic0 en el que se ha hecho el vacio. de tal manera que a
medida que se sepsran 10s contactos, la corriente se concentra en 10s puntos mas sa-
-
GENERALLDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL,
..
'1109
FIG. 2-31 Oscilograma de operaci6n de un fusible limitador de corriente'
lientes de la superficie del contacto y cesacuandose evapora el tiltimo puente..entre
10s dos contactos.
La emisi6n del arco que se forma en el vacio s61o ocurre en las pequeaas zonas
del electrodo donde existe metal ionizado que forma una especie de vapor. Este vapor se expande rapidamente en el vacio al separarse 10s dos electrodos, ilegandose
a condensar en las paredes de vidrio de la dmara, y al pasar por cero l a corriente,
las zonas ionizadas del citodo se extinguen y cesa el flujo de corriente, Convitae
que 10s electrodos sean de un material buen conductor termico, para que sa~enfrle
rapidamente la superficie del contacto. lo que reduce la evaporacibn y acelera el corte del arco.
, . .. ,
,.i,
~...
Las consideraciones anteriores indican que la parte mas importante de un des:
conectador en vacio es la selecci6n del material de 10s contactos. LPS propiedades
de este material que hay que wnsiderar, son:
,.,.
,
:
1. Buena conductividad elkctrica.
,.
,
.
i
.
:
.
"'
;
2. Buena conductividad termica.
,.
3. Alta dureza al frio y al calor para evitar desgaste al opera.
4. Alta densidad.
5. Resistencia de 10s contactos a quedar soldados.
6. No debe tener pelicula aislante en la superficie, y si existe, debe ser conductora.
7. Bajo contenido de gas.
I
Usos. La ventaja de 10s fusibles en vacio es que se pueden montar en lugares
muy reducidos como son 10s tableros y, ademhs, no hacen ruido.
4
Los fusibles de expulsidn se utthzan donde la expuls16n de gases y su ruido no
causan problemas, o sea. en equipo de lineas aereas. Los fusibles Limitadores de corriente son m b c a o s y se usan principalmente en instalaciones interiores, aunque
tambiCn se pueden utilizar en instalaciones exteriores.
2,10:9.?2
TFerminOlogh~ u U l ~ a j~Lnai6n
~ e n eon 10s 'iusibtcs
en donde:
! I n ~ i a ~ & a t i v a ~ l - f u i i b liek.e l i tMmpMque tarda~un:hbrr~fui~le.m~fund i r e - A l i p a r a r . , l a . ~ i e nlimite,
t e . :cwndose;impide:la.d~~ibn.dal:mlor.
Btefmtor.cs~menor:.euand~:~l~-wcnto
fusibkea :leAambrequecuarrdotl
c l e m e n t ~ : t i r n e i ~ . ~ l A n iyes
i n ala.-de
que:fusibles calibmdos:paralaniis~~,omrtmte:
liniite, ;meifundan,mitiempmdiEersntts.
Ih11Ktalls~ua
t~~~yor.i~arekpil~tiva~~on,dc;nnryor.a~or,~.cLplomo,
nl~.actaRo.~.el.
eincy,tl~~.lfic~~11Itm0~~~&ntetesuando
se.usam o ~ h i l o : p e m
rfuiibk.
92-eu t i I i z a q ~ r p r U l n s n t e la
e ~p m t o x i h d e t m n s f o r m a d ~de~p~ o W y k d i s qtrthuci6n.Wuyfitrlblasr~gmncap9cidatide
nrpturafluapuctlen interrum~rpotensias de.$prta'360 M U .
Los.qpllrplns para 61 uso de fusiblts, v h s e en l a . F i r a 2 - 3 2 .
,LaF ~ r muestralas
a
glrvas twmpo-corriente, de minima fusibn y de mdximo
libramiento de un fusible, supcrpuastas a tas curvas de daRo y magnetizPci6n de un
t d f o r m o d o r . Como debe de set, las curvas del fusible e s t k entm las del transformotlor.
Se &time la relpcibn de fusibn, como la relacwn de la corriente minima de
fusihdtlifusibtsmt&ha corriente de c
a
mmaxima del transformador, en p.u. (por
uniW),que caum~laapcracih del fusibte.
tEsta r d s d n d e fud6ncs deun orden pactico que variaentre2 y 4. Enel ejcmplo de la&fii, para que la c u m del fusible se cncuentra eompletamcnte debajo
de la m ~ k + Hafio
e
dcl transformatlor, fa relacion de fusi6n debe ser de dos o
menos.
Son bobinas que sc utilizan rma limitan une wmente dB cartoaircuito Y vodu disminlur en esta fonna la capacidad i n t m p t i v a de un Interruptor y por lo tanto su
costo; otra funa6n de lor reactorm ss la wrrsooih dcl factor d t potencia en lineas
muy largas, cuandocirculan wmsntadeoargarnuy bajas, sn asto caso 10s reactom
se concctan en daivaci6n.
En el caso dc subestaciones, 10s reactorm sc utilizan principalmente en el neutro
de 10s bancos ds transformdorm, puaJhitar18 wmente de wrtocircuito
a tima.
- En algunas ocasionm se utillzanlambiKen & E n cada una de las tres fascc de
algun transformador. para limitar la corricnte de cortocircuito trifhica.
Los reactores, seglin su capacidad, pueden sar de t i p seco para potencias reactivas pequeilas, o del,tipo sumergido en aceite para ~ o t e n a adcvadas,
s
en cuyo caso
tienen nlicleo y necesitan estar en-dos
en un tanque d t I h i n a ; sus terminales
salen a tray& de boquillas & p o d a n a y necmitan a vscm siptanas ds diminaci6n
del calor generado por las phiides internas del aparato. Estos Utirnos pueden Ue.gar
a semejane a un transformador tanto por la forma w m o por su tamaUo.
La construcci6nt d e lor reactores d a d &cl punto dc vistade sus materiales es
prdcticamenta igual a la de Im transformadorcs y se ajustan a las normas ANSIC57.16.
Se denomina bateria a un conjunto de celdas conectadas en serie. La tensi6n nominal de la bateria viene dada por la suma de las tensiones de cada una de las celdas.
Las baterias, segun el tipo del electr6lito pueden ser dcidas o alcalinas.
2.10.11.1 Baler* de tip0 dcido
Cada celda a t d formada por las siguientes partes:
Recipiente. Es un envase que puede ser de poliestireno transparente, o de vidrio, que ofrece la ventaja de permitir la inspetci6n visual de 10s elementos interiores. Dcntro del recipiente se localizan las placas activas, el electr6lito y 10s separadores.
Placas. Las placas positivas estdn formadas por dibxido de plomo (PbD,) y
pucden estar fabricadas en dos formas:
Placa plana empastada de una masa de di6xido de plomo. Este tipo se utiliza
en la industria automotriz por ser mds barata, pero es de menor duracidn, ya que
con el uso y la vibraci6n se va disgregando la pasta.
Placa multitubular, formada por una hilera de tubos fabricados con malla de
fibra de vidrio trenzada, dentro de 10s cuales se introduce una varilla de aleaci6n
de plomo. A1 unir todos 10s tubos en su parte superior queda formada la placa. Este
mktodo tiene la ventaja de producir mayor energia por unidad de peso y ademis evita la sedimentaci6n del material activo, por lo que llega a tener una duraci6n de hasta 20 a o s .
Las placas negativas son planas en ambos casos, y estdn formadas pot plomo
puro.
Sepuredores. Son 10s elementos aislantes que mantienen separadas Las placas
positivas de las negativas. Son laminas ranuradas, fabricadas de hule microporoso
para pcrmitir la circulaci6n del electr6lit0, sin que kste afccte quimicamente.
'Electrdlito. Esth formado por dcido sulf~ricodiluido en agua. Cuando la celda tiene carga electrica completa, la densidad del dectr6lito es de l .21.
Opemcidn de una celda de trpo acido. Cuando una celda esti completamente
cargada, en la placa positiva hay didxido de plomo y en la negativa solamente plomo. Ambas placas estdn balladas por el electr6lito.
A1 oerrarse el circuito exterior de la bateria, comienza la liberaci6n de la energia
electrica almacenada, y el radical sulfato (SO,) del electr6lito. se combina con el
plomo cantenido en las placas, transformAndose en sulfato de plomo y diluykndose
el electrdlito.
Cuando se invierte el circuito de nuevo y comienza a cargarse la celda, ksta absorbe energia electrica, restituye el radical SO, a1 electr6lito y regresa al estado original.
La reacci6n se ilustra a continuaci6n:
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUlPO PRINCIPAL. . .
-b
PbO, + Pb + ZH, SO,
113
Descarga
2 PbSO, + 2 H P
carga..4
Durante el proceso de carga la densidad crece en proporci6n a la cakgA. *st0
es una ventaja sobre las baterias de tip0 alcalino de las que, por mktodos directos,
no se puede conocer su estado de carga.
2.10.11.2 Bateria de tipo alcalino
La descripcibn es pricticamente igual que las de tipo icido, por lo tanto cohviene
describir las diferencias, utilizando una celda de niquel-cadmio.
Recipienle. Son de plhtiw opaw y tienen el inconveniente de no permitir la
, ,
inspecci6n ocular del interior.
Placa positiva. Esti formada por una hilera de tubos de malla de acero, que
contiene hidr6xido de niquel.
Phca negativa. Es igual a la positiva, pero rellena de 6xido de cadmio, el cual
se reduce a cadmio metaco durante el proceso de carga.
Separadores. Se usan barras de hule o de polietileno.
Eleclrdlito. Es una soluci6n de hidr6xido de potasio, con una densidad que
oscila entre 1.6 y 1.9 a 2S°C, oscilaci6n que no se debe a la carga elktrica de la
celda.
Durante 10s 25 aiios, en promedio, que dura la vida de estas celdas se hace necesario cambiar el electrblito unas tres veces, debido al envejccimiento que se produce
por el di6xido de carbon0 de la atm6sfera. Cada cambio completo del electr6lito
es un proceso que tiene una duracibn de unas 50 horas.
Operacidn de una celda de l i p alcalino. Las reacciones electroquimicas de estas celdas se ilustran a continuaci6n:
carga 4
Como se obsewa, el electr6lito no intewiene en la reacci6n, sino linicamente
como conductor de iones, lo cual muestra que el estado del elcctr6lito no es un indicador del estado de la bateria, aunque si de su vejez.
Valores caracteristicos de una bateria de 120 volts nominales.
,
..
~.
:
~
..
"
1
=
=
=
IIAH
=
vw
v,
volts por ce4da
volts-terninales
voltsen flotaci6n
conisme en miliampcnspr. cada:100.AH/%h:de capaddsd
d4 lirr wldas
VaWs.por cctda:finalmv o i ~ t e n n i n d c find&s
:J.3iA.rF,,$ . ,,~-,:.=
v#
=
,
', :,
:
/
:
...i
(
.
!I
.,
Eflciendas &. lm~dferentestipos de baterias.
i
i
l
.
,
.
Efldmriss m 7,
Eiieicnci. a A-H
I'
1 91
(A I ~ M .
1 71
en don&
/@ciencia en ampere-how. Es la rslaoi6n de 10s ampere-hora de salida entre
10s ampee-hora de sntradar
/@ciencio en wtts-horn. Es la relaci6n de la energia de salida entre la energia
de entrada, ambas en watts-hora.
Observocionss. De 1hs tablas se ve que 10s dos tipos de baterias tienen la mlsma tensi6n & flotaoi611, aunque la enagla que demandan es diferente.
A 10s d m tipar de batterlas se requicte seponer agua, gue pierden en forma de
hidr6geno y de odgcno; cuando se producan sobr~~argas.
Temperaturn. La temparatura afecta por igual a 10s dos tipos de bateria, ya
queinQuycml18 reaoci6n qulmica mpectiva! Ambas b a t d a s disminuyen su oapacidadlaldisninuirla temt)craturs como seobservaen la tablasiguiente, donde a indica la disminuci6n en % de la capacidad nominal de una baterla, a diferentes
regimenes de descsrga,para.temperaturas entre 2S0 y 0°C.
GENERXLIDADES. NORMAS. BSPBCIPICACIOWES. BQUlRO PRINCIPAL. . .
115
TMW tlW RCgimm horario ,da batnia
Cuando se opera a temperaturas infhores a O'C, la bataia alcalina es la m8s
adecuada.
Gnses. El hidr6geno que se produce en ambas batwiar sedebe a lasobrecarp
de &stas,que al no absorberse durantelas reacwioncs dbotroquimioas, se libcra a partir & la datr6lisis d d agua del elmtr6lito.
Lo anteriorobliga a instalar lazbater(as en localubien ventilados, ya que a una
concentraa6n dell4%, el hidr6gmo se hace paligrosamente aplosivo.
Almacenamiento. Las d d a s de tipo k i d 0 se puedenalmacmar sin el eledr6lito por t i m p indefinido. Una v u que se han humedecido, ya no debm permanecer sin estar en flotaci6n. Las d d u s de t i p alcalino p r & c t i m m t e no sufren daRo
por almacenamiento.
Son 10s dispositivos el&ricos&enaadores de cd)o electr6nicos que se utilizan paras
cargar y mantenmen flotaci6n, w n cargwpumansnte, la b a t d a de que se trate.
El cargadon sc conen paralelo con la bateria.
La capacidad & l a car&om va a dspender de la efidenda de labateria, o
sea, del tipo de bateria que se adquicra. Para una misma aemanda impuesta a la batwia, se requicre un cargador de mayor capacidad, si es alcalina, por tener b t a una
eficiencia menor, de acuerdo con lo visto en el inciso anterior.
Seleccidn de un cargador. Para seleccionar un cargador es necesario fijar su
capacidad de salida en amperes. Rara ambos tipos de baterias, la capacidad se determina segun la siguiente ucpresi6n:
en donde:
I,
= corriente del cargador en amperes
AHD = ampere-horas que se necesita devolver a la bateria
= eficiencia de la bateria en ampere-horas
= tiempo de recarga en horas
= corriente de demanda normal en amperes
9.,,,
T,
I,,
En la Figura 2-33 se muestra la curva de demanda que sopona una bateria, con
base en la cud se selecciona el cargador adecuado.
Tabulando 10s valores de la grhfica se tiene:
TABLA 2-19
A
100.
h
.
W.
80.
m.
--
60.
*
w
-
A4
50.
4a.
A1
30 ..;
A
I
I
20. I
15.4
v
A2
I
10. I
I
I
I
I
- .
I
I
I
I
I
I
1
10
20
9
r
I1
12
4a
50
W
70
d
m
-
II
13
FIG. 2-33 Corriente contra liempo
t
,,
qmin)
Cargador para bateria Acida.
AH, = 55 x - + 3 0 x - 29
60
60
51 + 1
+ I S X - 60
m
x -31.83
60
ampere-horas
ql,,
= 0.91 por ser Acida.
= 4 horas. Se considera que 4 horas es un tiempo razonable para recarT,
gar la bateria sin daaarla.
Sustituyendo en la f6rmula se obtiene
De la f6rmula se utiliza el primer tkrmino, que a el unico variable con el tipo
de bateria, ya que el segundo tkrmino s61o depende de la'carga.
Cargador para bateria alcalina. Se repite el cAlculo anterior, en el cual s61o
cambia la eficiencia en ampere-horas.
Como conclusi6n de 10s dos casos, y suponiendo que el valor de la demanda
es cero, se requieren 10s siguientes cargadores:
normal (IDN)
Cargador para lcbateria Acida
Cargador para la bateria alcalina
= 9 amperes
= 12 amperes
o sea para la bateria alcalina se requiere un cargador con una capacidad 33.3% mayor, lo que a su vez implica costo en el equipo y en la energfa consumida.
Energ(a consumida en la recarga. En cualqiuiera de 10s dos tipos de bateria se
requiere reponer la energia descargada, para lo cual se utiliza la siguiente f6rmula:
para la bateria Acida, 10s kW-hora demandados a la red para restituir a la bateria
10s 4.46 kW-hora son:
v --is
b u d a aldina, para~reponarlbsmismor 4.46 kWhora son:
O w o n e s . Los carwdbres d a t f l t d a d e tipaeitatr6nioationanIk ventaja
sobre susantcoss~lw(Iar equipos mator-ganaador) de ser mBS baratas y t e n a la
tsnri6nuib d d a m q a r rcgulada, lo q w m m t a lalvida iuil'dela~batcria,tienen
menor paso y su mantenimiento esmuy rcducido. La rsguladdn<de-!8t m i h d e s P U ~
dtt (cd)debm sex da r 1% del valor ajustadbVwa18 ten& de oarga flotante, con
una variaoi6n de car@ mtre 0 y 10Q'h.
la.antwiar &be l w a r s e con variaciones *la tensi6n dC cntrada (ca)sdentro
dcl limite & 2 lO&ly mnfvariuiacionesde la frecucncia dc* 5%. Dhrante su opera?
ci611,dldflcadbr d h p o d e r alimentar, simulthcamente, la oarga de 18 bateria
mks 18 c ~ r g aooncctada dC la mbestaci6n.
210;13 S u b a r t d o e en gas
Bajo mrcnombre sa b i g n a a,aquellas suhtacianes,cuyaspartas.vivasse~encuai
tran dmtmd&envolventes metkliws y con:un gasa.pr46nl San~sutiufaciones.an8l o w a-lasdt~tipo aonvenuonal en lo refermte a1q u i p o dealtait~6nquautiUtan,
o o n l ~ d i f ~ c i a -que.trxlau
de
I& partes ycqui~squeso~ortantensi6nissth:conten i b s dentrodbonvolvontes metkliwsque-forman m6dulos:Wcilmmtemchufables
e n t r e s l i . ~ ~ ~ m ~ i r encumtran
losse
dcntro~d~una:atm&sf~da~s~~~~~~~~~y.a;p
sidn, .qua-emla.gran:.mayorfa.deIosoaur~~cs-ellti~&om!dS~~ie,.q~.tike
laj
carf~&&M~&dsrcdudr enormememe l a dlstanab d t a i d ' a n t o ; . comparativa.
ment~mn:lb~~ddaire,~y.
qye.pcrmite diseeaF sutlataeion~~wn~dimendonmmmmu&o
m8s rcdhckh..Es-una,tecnologia inioiadam~diru7ia db. Ill65 y,,quc-.aetualmente.se
enmrcatla~muydcssrmtlada en Europa y- snl Jnp6n; en;M W b w uthapUcando
dad& IRm-i.
E l ~ ~ l l o la!tanologiade
~ d e
I& subcstaoionwenigas ~~Haidetiidoialareoitmiktrr.de bgra.u& ciudadas, tanto~en~lo.varicalicomo~en~10~Horizontal;~lb:q~e
ori$ina~un~aumcnto
en ladonddad de la carga:ebtrica, sahnetodo sen-I85:-.c6nr
trim%dtrlis mismas. Esto obtiga a instalar nuevsr.subestaciones de distribuei6nen
zonasurbanas, donde d predo de 10s terrenar esmuy eltvado y, en ciertas casos,
w imposiblaobtcner tarenos lo suficientemcnte grandes para poder instalar 1% su.
bestadones ditipo convencional. En estoszcasares ncccsario m m r alassubestaciones con aisl'amicnto de gas, SF,.
ZlOJ3iI Cbmpnrad611en dimensiones
Para wmparar la diferencia en dimensions entre una subestaci6n en hexatluaruro
Y una de tipo convencional, se muestran dos casos de subestaoiones con sus dlmen.
sioncs sxtcriomr males:
i E n l ~ ~cornpara1
a ~ h*&Iaei6nen
e
volumen, tacontrasdoac ~ u la
e subesta11i6n de tip0 conveneional
un.,ublumm 23 urns mayor que la de SF,.
%n ehuguado caso se -para
laralaEi6n & lsls6ms ocupatlas,mmntr6ntlose
u n h $5 uuaxsmayor,que,la tk SF,. Conque la suktaci6n convenciod
&a
Rue une suhataci6n en hoxafluoruro
c e p t ~que, oxprcsado en otra f-.
ocupa un bma eproxirnada5ck86i8b
d61 d m de una suhcstaci6n convcauonal.
Para teneruoa.idea.aproximada..de:la,difercnc~.en
costo mtresstos dosbtipos de
subestaeiones,se puede utiliizaranno.ejem~oum,.wn bas SiguiCatos cmcteristicas:
Dos entndasipara a b k depotencia de .WOkV.
Tces salidas para transformadons dc@;~MVA.230/23kV.
Un bus doble, con interruptor de amsrre.en 230 liV.
Para ello se compara unicamente la pane de la SE susceptible de ser encapsulada
i y p& otro hdo, d c b i a las variaciom en im precios que sufren 10s difacntes equipos pcn&mmatc la comparaci6n se puedc haca en forma de pommtaje, a saba.
. .
TABLA 220 Costo comparativo entrc substacioncs
2.10.13.3
Partidas
Subcrtncidn
Couo de:
SF, Convcndonal-
Eguipo dCctrim (mils el gas)
M~I&CI variw. daromcc4nicos
Estructuras y cirnentacions
239%
18%
Tnbajor de ingenieria avil
Trrbajw de ingenierla clectrorncc4nica
58%
TCITeoO
5%
100%
100%
100%
100%
100%
1
m
TOM
92%
lDW.
bO%
729,
Ventajas de las subestaciones en gas
Como se puede observar, a tensiones del orden de 230 kV, y en lugares dntricos
de ciudades grandes, las subestaciones en SF, comienzan a ser m b baratas que las
wnvencionales a la intemperie, de igual capacidad y con igual disposici6n fisica. Para tensiones menores de 230 kV el costo de las subestaciones en gas crece, por lo
que s61o se recomienda su uso en lugares de alta contaminaci6n, o en donde se tenga
problemas de espacio disponible.
Para tensiones superiores a 400 kV,el costo de las subestacionesen gas desciende a valores en que puede ser econ6mica su instalaci6n. aun en lugares perifCricos de
ciudades grandes.
Las subestaciones en gas pueden fabricarse en forma monof6sica con una envolvente en cada fax, o trifkica con una envolvente rodeando las tres fases. Las
primeras son ligeramente mhs voluminosas y mhs caras que las segundas.
Las trifbicas se usan para tensiones de hasta 145 kV, mientras que las monofisicas se usan para todo tipo de tensiones, hasta valores de 800 kV.
Las trifbicas e s t h disefladas en tal forma, seg6n anrmaciones de algunos fabricantes, queen caso de iniciarse un cortocircuito de fase a tierra, se obligue a b t e
a transformarse en trifbico, para que por medio de una protecci6n ripida se abra
el circuit0 antes de que se perfore la envolvente de limina y escape el gas.
Las ventajas de las trifbicas, es que ocupan menor espacio, es m b ficil su
mantenimiento. porque las envolventes permiten mejor la entrada al personal, tienen 5% menos de partes m6viles y por ser una wla envolvente en lugar de tres, disminuye la posibilidad de fugas degas. Finalmente, 10s flujos magnCticos de cada una
de las tres fases se compensan ahorrando pkrdidas de energia.
GENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL. .
.
121
La ventaja de las monofkicas es que s61o puede existir el conocircuito de fase
a tierra, con lo que mediante una proteccibn ripida se elimina la posibilidad de una
perforaci6n de la envolvente, ademhs de que la falla s610 afecta a una de las fases
y no a las Ires.
Otras ventajas de las subestaciones en gas:
1. Debido a que todas las partes sometidas a tensi6n esthn contenidas en envolventes metuicas conectadas a tierra, se elimina el peligro de un contacto accidental con las partes bajo tensidn, mejorhndose la seguridad del personal
y la continuidad de servicio.
2. En lugares en que la contaminaci6n atmosferica s muy alta, como en las
fabricas de cemento, la construcci6n blindada protegida a su vez bajo techo,
protege perfectamente la instalaci6n.
3. La construcci6n blindada evita la radiointerferencia y disminuye el nivel del
ruido, debido a la operaci6n de 10s interruptores.
4. La disminuci6n de las dimensiones de la instalaci6n. especialmenre la aitura,
facilita su instalaci6n en forma disfrazada, o bien, su instalaci6n en interiores, o en forma subterranea.
5. Estadisticamente se ha observado queen una subestaci6n de 230 kV instalada en el centro de una gran ciudad, que utilice una instalaci6n de tipo convencional, el costo de la instalaci6n es del orden de un 10% mayor del costo
que se obtiene utilizando la misma instalaci6n. per0 en gas.
Lo anterior es concluyente para afir~narque las instalaciones en gas son m&
econdmicas que las de tigo convencional, cuando se instalan en wnas urbanas de
terrenos muy caros y-con tensions superiores a 230 kV.
2.10.13.4
Componentes de uns subestaci6n en gas
Una subestaci6n en gas se encuentra formada por las siguientes partes:
Barras colectoras. La componente mhs sencilla de una subestacibn en gas es
el conjunto de las barras colectoras. Las barras colectoras estAn formadas, si son
monofhsicas, por un tubo conductor de aluminio o de cobre, segun la capacidad de
corriente, de unos 15 cm de d i h e t r o , soportado por medio de aisladores repartidos
en forma espaciada a lo largo de una cubierta tubular de aluminio, a prueba de fugas, de 30 a 5 0 cm de diametro exterior, conectada a tierra de tramo en tramo. El
volumen entre el conductor y la cubierta se llenan con gas SF, a presi6n. Todas las
juntas de la cubierta de aluminio e s t h soldadas y forman una seccion. Las secciones
se van conectando entre si por medio de bridas selladas y atornilladas, hasta formar
el conjunto de barras de la subcstaci6n.
Los conductores internos unen una secci6n con la siguiente por medio de contactos con dedos de tip0 tuliphn. que permiten buena prsi6n de contacto, absorben
la expansidn termica entre saciones y ligeros desalineamientos angulares, y asi evitan
en esta forma la transmisi6n de esfuerzos a 10s aisladores.
~Para.sogam~las
barras conduetoras se utilizan dos tipos de abladores:
3. Tipo dinco para tensions mfeiions a230 kV
2. Tipo .c6nlw para tenaiones mayom a 230 k V
dm- tipos son de resina ciclodlifAtica,,queno formangulas carbonizadas,
.en.cuco. d e ~ p r ~ i ~ ~ e . & S n : a x qdurante:las
ueo,~
prueba...dd ..equipo.
..Ai&&m.Son.del.tipo tle.disco,:
hechos,de-r~~im~intetica
y efcethn Memtcs fu-a$,
oomnaislmd&trimenh, soportar Lasibamasen el centro del cir l i i r o , w a r los mqpmtimirntos degas y s o p o w 10safuemos dectrdinamicos
or@a&xert 10smrtocirouitas.iEsto Sltimoes importante cmndo se utilizan envolmus~trifsticeJ, queot@nanaue kas dintan& entre'farcsEean menores y asi produeen Rue los.csfucms dectromagn4tieos ~ u m
mucho mayores.
Les diAnontbsrarionaslie una.auhes~6nse rparan usando~losaisladores de
bamrrqparadm.
,LapreSibnetlcaia.sccdbn ss controh iucdiante los rdevadorcs
tte,pnsi6n.:lis~iv~6nevi~porLun
M o l b contaainaci6n dtlgas de todas las secc i o ~ t de
s hsuktncidn, cuuado re *bra las euthillgs a los interruptore, y por otro
lado cvita:la,propaopfib~detuna
falta al rat0 tte la subestaci6n.
,Envahvntss. ElmaCeriill.usadopar~iEasenvolventes trifbicas puede aer accro
o aluminiu iotjistmtamente, y ,para Las monoidsicas debe ser solamente aluminio y
,evitar cl~usode materialcs rmgntticos que producirian rnuchas perdidas.
'El alumifio tkne la ventaja de disminuir t I pcao de la subestaaidn, raiste en
g
d Ia conWnaei6n de tipo ambientd y la,desco~posicibndel SF, por el
meo.
!hs3tarrraas,de aluminio se funckn, lo flue produw mejor repurto dtl w p o
&h,y sonde mayor cspsor gue'bes kacero mra soportar b perfocaai6n por
el ara,rMarieo.
L;g vm@ja~ ~ L P C C T Ocsque p~cntmmyo~resistcmtktal
arco, dctal forma que
eb tianpo mueritto para qmel arm atraviaseuna IBmina de anrro, del m h o apemr que w,Q aluminio cs He 4 4&.
Para compcnsar~bdlluta*wa lkmicas y las tolerancias de montaje, las subutadom m SF6 tram entre las envolvcntes, juntas de expansfin de tipo fuelle.
fluecpmnitenb expansioncs sin permitir el esoape del + interno.
Hmnetirmo del gas. El aistamiento entre las parts vivas y la envolvente se
Iwra con la utiliici6n del SF, a una prcJi6n que varia de acuerdo con el fabricantc, entre 3 3 . y 4.5 bars,amue en 10s interruptores se eleva La presidn de Las c h a r a s
por mediode un h b d o hasta unos 6 Laars, para provmr la wctincibn del arco.
El hermetiam se mejoraa metlids clue se utiliza el menor ndmero de soidaduras
posfMe y per medio de sellos de huk espetial que se instalan entre las bridas; 10s
fabricantagarantizan una pCrdida menor de 1% dek peso total del gas de la subestaa&, al aUo.
CuchflLrr. Se mcumtran instafadas dentro de la envolvente de aluminio, a1
grado de parccer uoa prdongaca'6n de las barn colectoras. Su conexidn a de tipo
telcsc6pico y sus contectos son de tipo tuliph del lado fijo; del lado m6vil. es un
OENBRALIDADES. NORWAS.~ESRECfIiIilCA~IQNES.
.BQUIPID~~tU~IIWL.i .
t Sn
contacto conc6ntrico~quese.accionalpDr medio,de~un
~onecanismo~(lue.pueds..ser
del
iipode cremallera,que:en 1a:mayorpattedc:los~asos.estd:mot~o~y-queiacciona
las8tres:fascsa tray& .de un mando oparadodeade 61 ts:bten.:.iiesontroI o e n ,forma
manud.
:Las cuchillas~tienenun indicador .deposici6n(abiertaso.~ecmadas)
y ungrypo
de contactos auxiliam d e tipo ,a .y ib, ;para s e h l i i c i b n .ytt)loqueos.
.Los:bkoqueos.de~ipo:elkctriims i n e n para evitar la:qpa&ibn de .lascuchillas
bajo condicioncs derarga, asi.eomo para,prcvenir~ue,las~0uQhill~.,4eep~ta
a tiara
Sean cerradas contra iarras .anergiaadas.
Cuchillos depuesfa atierro. .Estas.cuChillass e L u t i l i i . . m rsubestaciones
k
en
gas, cumpliend~unaifunci6n de scguritlad ,paradl parsonal..de mantenimiento.
5e pueden considerar dos 'tipos .de,cucliillas. e :puusta e ~ t i m :
Cuchlllas de opnaci6n manual. l g u e . s h n ; p e r a : c o n ~ .tiarcah
a
parte.de
lasubestaai6n que ua a estar.en prors~o~k:man~imirmt~,~en~conlbineci6n.~on
crrchillas seccionadoras.
Cuchillas de operacibn motorizadsir~pida,,~adm;pmsop~rtar
el cierresobre una linaviva, sin sufrir deteriom,.y Lque.aatlian.comoelemento,.de pratecci6n
ripido.Este tjpo de cuchillas seinstah.mrtlas.entradasde cnerpiade lasubestaci6n,
ya Sean lineas, cables o entradas a lositransformadores de,potenaia,,.debido :a que
no sepuede tener la.seguridad de quetlos.interruptoresde 1os.otros extremos:de~lw
lineas, puedan wr cerrados, ya majpor..descuido o.accidente.
Intmptores. Los~intmuptores:de:lsuhestacionts.de gas al i8ud que:las
cuehillas se enauentran instalados.dmtmdela envolvente metdlica. Sus cbmaras,de
extinci6n son delmismo tip0 Rue Ias:~ilos~intmuptoraon
SF,.de tjpO,q~n-ncional; es decir, puedmser de una o d e dos pmiones, aunque a1 igu8lque~los,wvgncionales 10s 'fabricantes han dcscchado ,los .tle.dos pfesions por :sn!m& .taros Y
voluminosos.
E n el caso .de las dmaras de :una~sola;prati6n,
Qtas ~inyectan&l@. pqr,msdio
de un embolo acoplado mecbnicamcnte.81 crontactom6vil, el~.cual,tomp~ime
,d,mismo gas que rodea a1 interruptor auna pmi6n.dos.o:trcs..~mayor,~Iq.que.origina
el soynado, alargamiento y enfriamiento.,del:arcoy s u sxtinci6nttl:pasar 1a.onda de
corriente por cero.
TranSformadores de potential. !Este equipo suele ir instalado,dentro de;,una
envolvente methlica instalada en uno deilos uctremos de.las barras,colectoras,y.conectada a Qtas por medio de bridas. :Eststmltransformadoras,pueden.ser tambien,
como en el caso conventional, de tipo inductivo ode t i p capacitivo. El tipo inductivo
se utiliza para tensiones menores de 230;kVyel tipo.capar;itivo,.mb econ6nlico:y
menos voluminoso, se utiliza para las tensionessyperions a130 kV. Estos transformadores re pueden utilizar en todassus relacioneqy prActioammte.con.todasodasIas,precisiones normalizadas, aunque 10s vdoresrm&utilizados son an precisiom.de hasta
0.3'70 y para cargas de hasta 400 Vb y ,pueden tener hasta dos seaundarios. &tos
limites no pueden sermayores por~ue~ello
llevaria a dimensiones~nwpresjen10s
tranaformadores, que 10s haria inacccsitiles ,dmtrod e las envolventes madicas.
1
Tramfirmadom de corriente. Son de tipo toroidal, montados sobre las barrW~ndttctoras.Se pueden obtener con diferentes relaciones y clases de precisi6n.
earque las precisiones muy elevadas no se pueden alcanzar, porque implican crecimiento del nucleo, que a su vez ocasiona limitaci6n de espacio dentro de las envolventes. 1
Los transformadores de corriente se montan generalmente en ambos lados de
tua1ihtmuptoresy en la parte inferior de las boquillas de entrada a La subestaci6n,
*a' Ytilizsrse en la protecci6n.
Boquillas. Las boquillas que se utilizan en instalaciones de SF, pueden ser de
60s tipos:
Boquillasaire-gas. kstas usan porcelana de t i p convencional en 10s dos extremos de la boquilla, per0 el cement0 que sella la 'hi611 entre las porcelanas y la brida
dbbtsar dd rlpo especial para evitar que la humedad ambiente entre en contacto con
d ecmedtb, je pueda transminar por capilaridad y hacer contacto con el gas. Todo
lo cual produciria Acid0 fluorhidrico, que ataca 10s silicates que traen algunos cementds, 16 cual a su v u produciria fuga del gas.
$ 1 ' I EtdU boquillas se utilizan para recibir energia de una linea aerea en su parte
sbpTrior; su parte inferior se sumerge dentro del gas de la subestaci6n.
Estas boquillas se utilizan para alimentaci6n de 10s
1 1 Buquitlas gas-aceite.
trQlfsformadores que reciben la energia de una subestacibn en gas. La parte superior
de la porcelana queda dentro del gas, que a su vez queda dentro de un ducto de la
s u W ( m : lo que ocasiona la conexi611directa entre la subestaci6n y el transformaddr! &.trav& de una junta de expansi6n que absorbe las dilataciones tkrmicas,
I&$Vitlt&ioneb del transformador y ciertos desajustes geomktricos derivados del
1. I
nibdd cquipo.
' Las odnexiones a 10s transformadores de potencia se pueden efectuar en dos
formas: mediante la conexi611por cable desnudo entre la boquilla gas-aire y el transPdtMkdC#, o como se acaba de mencionar, extendiendo el bus aislado en gas, direcWhcbtc'hasta las boquillas gas-aoeite del transformador.
I ' Pawrraym.
Los pararrayos sumergidos en el gas son de construcci6n especial
y pdrllo tanto tienen un costo alto comparativamente con 10s de tipo convencional.
Cabinete de control. Es el tablero donde se relinen 10s elementos de mando
y qh fhdhcidn de 10s alimentadores, asi como el control de 10s interruptores y sus
cuchillas lattrales. Este control se efectua a travks de 10s adecuados contactos de bloq u d , ' & d m & de las seilales de supervisidn del gas.
I
2.10~13.5 Observaciones
Denrro de las subestaciones en gas hay que tomar en cuenta 10s siguientes puntos:
H u m b d . El contenido de humedad en el SF,, no debe exceder ciertos valor e , de acberdo con el fabricante, ya que 10s productos de descomposici6n del gas
debMos ht arc0 elktrico, en presencia de humedad forman compuestos corrosivos
q u e ~ a t ~ alanporcelana y la hacen conductora.
CENERALIDADES. NORMAS. ESPECIFICACIONES. EQUIP0 PRINCIPAL.
..
,,125
Corrientes cirnrlantes y conexidn a tierra de las cubiertas. A1 fluir la corriente
en el conduct0 interno de una instalaci6n de bexafluoruro, se induce en la cubierta
exterior una tensi6n en forma similar a la inducida en el secundario de un transformador de corriente. Si la cubiena tubular se conecta a tierra en ambos extremos,
fluye en ella una corriente, prhcticamente igual en magnitud y de direcci6n oquesta
a la que fluye en el conductor interno y se considera que las cubiertas se enquentran
a1 potencial de tierra.
Coordinacidn de aislamiento. Con relaci6n a este punto se deben tomar las
consideraciones siguientes:
Todas las componentes de la subestaci6n en gas deben cumplir con el nivel
bhico de impulso adecuado, para soportar descargas de rayos o maniobrqs de~interruptores.
Deberh usarse pararrayos del tipo estaci6n en 10s puntos donde la.$ lineas
aereas entran en la subestaci6n.
,
,
En el caso de recibir la energla a travk de una instalaci6n de cables de pqtepcia,
no siempre son nccesarios 10s pararrayos a menos que el cable sea wrto y ertC conectad0 a una instalaci6n intemperie en el otro extremo. En general la instdaci6n de
pararrayos requiere un estudio previo de acuerdo con 10s parhetros del sistupa.
2.10.13.6
Pruebas
Como en cualquier equipo elktrico de alta tensi6n. las pruebas que se efecttian en
las subestaciones aisladas en gas se consideran dentro de 10s tres tipos siguiantes:
Pruebas de diseflo. Se Uevan a cabo en las componentes prototipo e incluyeu:
Tensi6u a1 impulso
Tensi6n a la frecuencia de la red, durante un minuto
Corriente
Sobrepresi6n del gas
Fugas de gas
Vida y desgaste m&co
Interrupci6n de 10s interruptores
Pruebus de rutina.
barque, e incluyen:
Se efectiian en la fztbrica, se hacen a cada seccidn de em-
Tensi6n a la frecuencia de la red, durante un minuto
Descargas parciales
Presi6n
Fugas de gas
Operaci6n mechica
;Alebosdeca~po.@atas seefeotiian:ouando la subestaci'6n ha-sido romptetamente insdadwen el lugar de operaci6n ,y:antcsde~laipucsta
e n d i c i o dtl equipo.
Im?luyen - b A G i e n t e ~ sigubntar
k
:pru&as:
Tensi6n
:Humodad tltl gas, mediinte lametlidiin &l.puntode:rocio del mismo.
: F w de m
OpcraCih tle:panss, ~mecanismosy bloqueos
Continuiaad y ahilamiento de~loscables de control
kisyqueutlvntir que!los fabricantes de s t + tipo de subestaciones.arman completamente en la fAbrica y ip~udbantotla'la~sutfataoibn,antus d e w embarcads al
'lugar itc M i n o . lluegolla desmantelan ynnbarcan enitiloques,~ l m y m r t i u n s f i o
postbk, con ~ l l o s ~ totlwsus
en
bridrtsr inyffoi6n U
e a l p m i h~, de tall mane~
r s qUbtlu~~nEetoUod1
t r a n g p o r t e w m a n u~ w p m i 6 n intesm positiva,glre~vite
!la introduaci6n Whumciiad y tlemmtDs~wnfaminants.%etaforma, una.vez instatatlalla subataoi6nen*ellugar de qparaai6n, taslpndkas de pmta an snvicio se
reducen a un minim.
Para el cliente es preferible acqtar las pruebas de fAbrica, siempre y cuando
10s sellos de enibarque no se hayan roto, quc @mar toda la subataci6n para inspeeci6n antes del montaje final, ya que en t l lugar &!la instalaci6n Las contiiciom
de limpicza por mAs eamero que se tenga, no c pueden comparar eon las eaistentes
en la f8brica de migtm y hay mucha probaibiid de que se intd-,particdus
delpblvo, humcdad~od ~ t o s m t a m i n a n aen
s pmeral, que~pucdunnear puntos
en Uon& se iniaie sfcorona,,que con dl tiempo va aiir degradarrdo~olimterial
de los discos aialamcs hasta promxu la falls tte la subartacibn o parte de ella.
IIlaumientlo: antes de la puesta en operaci6n de la instalaci6n sc p r o a t e a nrificar el hannaismo de ta~s1ihtaci6n mudiantelun detector tle fugas tle SF,, 10s difaentea -nismos
y bloqueos, la humedad del gss mediante lamedici6n tfcl punto
de racfo dbl mismo. Thminadas ks verifieacioncs anterior=, se procc.de a efectuar
con tensibn, la prueba final del equipo.
Finalmente, d d e el punto de vista de mantenimiento, este tipo de subestaciones requiem muy poco; el gas se debe muestrear y controlar su contenido de humedad, cada seis m e w .
Se llaman bmaocolectoras al wniunto de conductores e l W c o s que se utilizan como oonexidn w m ~ i nde 10sdiferentm arruitos de que wnsta una subPstaci6n.
Los cirrmitor que se conomdarivan de las barras puanlen ser generadores,
lineas de transmisi6n, bancos dh msformadbres, banws de tierras, etc.
En una subastacidn sc puedan tuner uno o varios juegos de barnas que apupen
diferentes cimuitos en uno o varios niveles de voltaje, dependiendo del propio diseiio
de la subestaai6n.
Las hamas colectoras e s t h formadas principalmente de 10s siguientes elementos:
a) Conductores elktricos
6) Aisladores: que sirvm de dement0 aislante elkctrico y de soporte mecitnico
del conductor.
c) Conectores y hemajes: que sirven para unir 10s diferentes t m o s de conductores y para sujetar el conductor al aislador.
El diseiio de las barras colworas implica la seleeei6n apmpiada del conductor
en lo referente a1 material, tip0 y forma del mismo, a la selecci6n de 10s aisladores
y sus accesorios, y a la selecci6n de las distancias entre apoyos y entre fases. El disei i ~ q , h a c econ base en 10s esfuerzos estiticos y dinimicos a que estan sometidas las
%a&
y s e g b las necsidades de conduccibn de corrientes, disposiciones fisicas,
@+La selecci6n final de las barras se hace atendiendo aspectos econ6micos, mate&es ,I existentes en el mercado y normas establecidas.
..
' .L
Elelgq~entoprincipal de que se componen las barras colectoras es el conductor elkchiC8qhC llamaremos barra. Cada juego de barras consta de tantos conductores comg fssa o polos que componen el circuito, ya 'sea que se tenga corriente altcrna o
&,I,:.
!
3.2.1
Tipos de barrss
Los tipos normalmente usados son 10s siguientes:
a) Cables
b) Tubos
C ) Soleras
3.2.1.1
.
Cables
El cable es un conductor formado por un haz de alambres trenzados en forma helicoidal. Es el t i p de barra m6s cominmente usado. Tambikn se han usado conductores de un solo alambre en subestaciones de pequefia capacidad.
LaF principales ventajas del uso de cable son:
a) Es el m&s econdmico de 10s tres tipos.
b) Se logran tener claros mas grandes.
Sus desventajas son:
a) Se tienen mayores perdidas por efecto corona.
'b) TambiCn se tienen mayores perdidas por efecto superficial.
Los materiales m6s usados para cables son el cobre y el aluminio reforzado con
acero (ACSR). Este tiltimo tiene alta resistencia mecdnica, buena conductividad
elktrica y bajo peso.
Dependiendo de la capacidad de energia y para reducir las perdidas por efecto
corona sc usan conjuntos de 2, 3 y 4 cables unidos por separadores especiales.
128
DISERO DE BARRAS COLECTORAS
Las barras colectoras tubulares se usan principalmente para Uevar grandes cantidades de corriente, especialmente en subestaciones de bajo perfil como las instaladas
en zonas urbanas.
I
,
El uso de tubo en subestaciones compactas resulta m& econ6mico que el uso
de otro tipo de barra. En subestaciones con tensiones muy altas, reduce el drea necesaria para su instalaci6n ademh de que requiere estructuras m8s ligeras.
Los materiales m& usados para t u b s son el cobre y el aluminio.
Las principales ventajas del uso de tubo son:
a) Tiene igual resistencia a la deformaci6n en todos 10s planos.
, :
b) Reduce el nlimero de soportes necesarios debido a su rigidez.
/
C) Facilita la uni6n entre dos tramos de tubo.
4 Reduce las perdidas por efecto corona.
:
I,
e) educe las perdidas por efccto superficial.
,
fi Tiene capacidades de conducci6n de corriente relativamente grmdes por
unidad de drea.
t,
I
,
J
Las desventajas son:
I
.I
.
. , < , . .:I,
-1 , f , , . ,
,,
a) Alto cost0 del tub0 en comparaci6n con 10s otros tipos de barrasi,~,~',..
.i
b) Requiere un gran numero de juntas de uni6n debido a las longitudeslrelativamente cortas con que se fabrican 10s tramos de tubo.
, ,., 7 , . , .;I;
.
':/,I,
La selecci6n del tamaao y peso de 10s t u b s se hacen con base en la capwidad
de conducci6n de corriente y de su deflexi6n. Generalmente el factor deteminanta
en el diseao de barras tubulares es la deflexi6n. En la mayoria de 10s casos.seusen
d i h e t r o s mayores que 10s necesarios para la wnducci6n de corriente, con lo que
se obtiene un aumento en la longitud de 10s claros y, por lo tanto, una r e d w c i h
en el numero de soportes, y asi se disminuyen adem& las pkrdidas por e f q t o WKW.
Ventajas del tubo de aluminio sobre el de cobre.
a) Mayor capacidad de corriente en igualdad de peso.
b) A igual conductividad, el costo del tubo de aluminio es menor que el de
cobre.
C) Requiere estructuras m& ligeras.
Desventajas del tubo de aluminio sobre el de cobre.
a) Mayor volumen del tub0 en igualdad de conductividad.
b) Los conectores son mas caros.
La-tskmmBscomtinmente uwda pawllevar grandescantidhdes.de corriente (especiahnenttian. intaribrm)!es la' solera dB-cobwo~deafi~minio.
Lao prinai~alesventejae dkl:uso de soleras son:
,
;
.
..t,;.:
up SW &vamante
m&- econ6mik queel tubo.
b) S c r s u ~ o r e l & r i c a m m t apara; condhcci6ni de oomente direct&.
C) Tienacmalbnte vcntilaci6n debidb a la mayor superficie d e radiaci6n en
comparaci6niconsu secci6ntrarwersal. espccialmentc en posici6n~venical.
Ilas.plincdpales desventajas son:
4 Baja naistunaia mwiniua~alpandto dbbidola l o ~ e s f u m o de
s wrtoeircuito.
b)'NIByomsp&rdidBspor efwto supeliflcialiy de proximidad ouando sewnducc
wmanta. a l h a .
I O))~Rqw&n un7nhmeromayor dwaislhdores snporte.
I l a a posici6nl verticalide Las soleras es I& formu miis eficiente para wnducci6n
d&com~t&,.t&ntb~altema
wmo dlrecta: detiisb a!sumejor ventll8ci6n, ya sea que
seusen?purmparadboen~grupos,espacibdolas~paradejar
cimular elzaire y mejorar
la ventilM6n~.
Cu~&~sruagrupanlvariassoleras.en'~rmalicminar,
laieficienciadeconducci6n
dhwnicntaporunid~d:dbbs~i6'ntransvsrsalt~menor
que cuandb.se'usa1una4sola
solera.
#t'andhdn coniente dimtaen:gruposdbsoleras, y debido~alpoco.espacioque
ktybi~tm'bllb,
su1condud6nd8aalordikinu)re lo~quehaos'quelas~soleras.del~cant m s t oaftart811 m8sb bajando 18. efrciencia de wndhcci6n1de wrrjente.
En daI?i6tItb:-alt8I¶a, ocurt~.lo-contrario,
yaque detiido al efeclo superficial se
prodidmayor d k m i d i i d t coniente en la pariferia def conductor, que alestar en
~ o t b ~ a o n ~ d ' a i ~ o i m n d afacilita.la.oliminaci6n
nte,
del calor generado; aumentandb'la efIcisndada condiicci6n de wrriente.
El material que f o m un conductor elktriw cs cualquier sustancia que puede conducir una corriente alktrica cuando este conductor esta sujeto a una diferencia de
potencia1 entre sus wrtremos.
Ema prupiedad se llama conductividad, y las sustancias con mayor conductividad son 10s metals.
Los matexiales oomhnmente usados para conducir corriecte elktrica son, en orden de imponancia: cobre, aluminio, aleaciones de wbre, hierm y acem.
La selscci6hidaun material~mndumordetsrminado cs,.moialmente, un pro+
blema econ6miw. el cual no s61o considera las propi&& d&tricas del,conductor
sino tambibn~~&-wmm:~ropiadad~.me&i&,~fa~ilidad;&~hm
wnexionss, sub
mantenimiento, 1a.cantidad:desopnrtss~nacesarios,.la-limitwionu
do espacio, resistencia a la.w m s i 6 n del material y otros.
En la17hbla-Elise dan~l'aspro~edades.fisi~dhlos~metdss
nomalmente utilie
zados para l a fa&riaacibndk. condhctores elkctriwa~
TABLA 3.1' Constantes nsicas dslos motalas com6nmcntc uredos mmo conductores
elecuims
La mayoria de 10s conductores elBariws estAn hechos de cobre.
Sus principales ventajas son las siguientes:
a) ES el metal que tiene la conductividad electrica m8s alta despuks de la plata,
Esta ultima no se usa por su alto wsto.
b) Tiene gran facilidad para ser m a d o , plateado a cadminizado y puede ser
soldado usando equipo especial & soldadura para cobre.
c) Es muy ductil por lo que fiicilmcnte puede ser wnvertido a cable, tub0 o
rolado en forma de solera u otra forma.
d) Tiene buena resistencia mednica; aumenta c w d o se usa en combinaci6n
con otros metales, para formar aleaciones.
e) No se oxida fdcilmente p r lo que soporta la corrosibn ordinaria.
fi Tiene buena conductividad termica.
Para conductores de cobre desnudos, la temperatura maxima de operaci6n se
fiia nor el valor al c u d el metal empieza a aumentar su velocidad de oxidaci6n Y
por lo tanto &ta no deberd llegar a 80°C. la cual comprende la suma de la tcmperatura dcl conductor m8s la temperatura ambiente de 40°C.Debido a lo anterior. el
nivel maxim0 de temperatura cspecificado por NEMA es de 30°C sobre la temperatura ambiente de 40°C.
Los conductores de aluminio son muy usados para exteriores, en lineas de transmisi6n y distribucibn y para servicios pesados en subestaciones.
Las principales ventajas son:
a) Es muy ligero. Tiene la mitad de peso que el cobre para la misma capacidad
de comente.
b) Altamente resistente a la corrosi6n atmosfkrica.
c) Puede ser soldado con e q u i p especial.
d) Se reduce el efecto superficial y el efecto corona debido a que para la misma
capacidad de wrriente, se usan d i h e t r o s mayores,
Las principales desventajas son:
a) Menor wnductividad elktrica que el cobre.
b) Sc forma en su superficie una pelicula de 6xido que es altamente resistente
al paso de la corriente por lo que causa problemas en juntas de contacto.
c) Debido a sus caractensticas electronegativas, al ponerse en contacto direct0
con el cobre causa corrosi6n galvinica, por lo que siempre se deberb usar
juntas bimetdlicas o pastas anticorrosivas.
3.2.3.1
Capacidad de conducci6n de corriente relativa
La siguiente tabla se utiliza para conductores con el mismo didmetro y secci6n de
metal, con diferentes valores de conductividad y a una temperatura de 70°C.
DISEM DE BARRAS COLITTORAS
133
TABLA 3-2 Capacidad de conducci6n de corriente relativa
CONDUCTlVlDAD
EN %
CAPACIDAD DE CORRIENTE
RELATIVA
COBRE
IM
I .I0
ALWCIONES DE
COBRE
95
0.98
O.%
0.94
MATERIAL
90
85
80
70
0.91
0.86
ALUMlNlO
61
0.78
ALEACIONES DE
ALUMMIO
55
50
0.74
0.71
TABLA 3-3 Propiedades de 10s alambres de cobre
3.3 ACCESORIOS DE LAS BARRAS COLECTORAS
Son todos aquellos elementos que nos siwen para unir elementos conductores, fijar10s a 10s aisladores y absorber 10s esfuerzos mechnicos de los diferentes tipos que
existen en instalaciones de barras conductoras.
3.3.1 Tipos
Los accesorios m& usados en la instalacion de barras son:
a) Conectores. Siwen para conectar 10s diferentes tramos de tubos que forman
una barra, entre el juego de barras y las derivaciones a 10s aparatos. Los co-
n e m p u e d e n scl: d c d i v ~ s o stipus.(rcctos, "li", wdos, etc.)iy ademb
pu& ser soldados, a t o d a d o s o de compreribn.
Cuando*seusanconexionas soldadae se tienen las siguientes ventajas:
1. Son m&sawn6micas qpe las atbmill8dasamedidh que creccn 1Bs suliestaciont5 cn tmaito.
Z. Las sdd$durasson m6s confiabla.
5. Nu hay que punier tiempo pur tr4mite.s de compras.
b) Iht&d&eqami6n1 Son Ias fannadirs por oonductonts flaxibla~qpe s i m n
parsbal&mk IBs expansions t-cas
de las barras. St deben instaler a l a
U&dblhs
barm al equipn psPdb, para mitar esfu-en
las boquillas
db~ntrada~a
didlaequipo. El tipo dsiunta que see~cojadepend&& equide la instalaci6n adt~~tadir.
-.w -v dn la diswsici6n
-.
o)) htanajss, S
i
r
m
c
l
rpara lafljaai6n oisoportede las.bmas..sob~los-aidadores.
Los.narajwusados en barn-coibctnrasdktubo~osolera son de los:sigui&n*
1. Sioportas de anclaje (clemas fijas).
2. Soporta & s l h t a sobre 10s que resbala el conductor al dilatarse.
Lo5 mquisitos que debe reunir un bum aoneutur alhtrico son. en general, 10s
siBUientt4'.
L hma~rrsis5enciam e c i ~ c apara s o p o m 10s esfu~reoscausadas por cormcincuitos, viento y axpansidn &mica, sin producir, defnmaci6n visible.
2. 4klh cunductividad elktrica, que dlsminuya las p6rdidh da potencia en la
conexibn.
3. Ekja1elevaci6ndc tunperatura, aurrcon s o b x a q a ; as decir, la elhvaci6n'de
tsmpaetura del coneeior xrd menor qua 18 elevaci6n db temperatura de 10s
conductoms qua conecta.
A La trayectoria de Iii corriente delted seF lir mAs corta y directa posible.
5, hatresistencia elktrica del conector debe ser igual o menor queuna longitud
equidente de 10s conductores que wnecta.
6. BBja resistencia de contacto, lo quest l o w aumentando el niimero de puntos de wntacto; lo cual se obtiene al awnentar la presi6n de contacto sobre
materialas ffiiativamente maleables.
Para conectores de presi6n atornillados, ademks de 10s requisitos anteriores, se
necesita que:
a) Los pernos a t & lo mis praximos posible a 10s conductores.
b) Los pemos estdn en paras opuestos para obtener un apriete mkimo.
T A ~ 3~ 4A Prdplcdatlu fidcas dc 10s cables de mtitc
-
.
.
~
....
COBRE R E ' C O C ~-~CON
O ca~~vct1VtdA
b E6loo%
~.
. . . . . ..- .
o
m
a m
.
, ,-
~
UI
" L. ' ~ ~ '
MCM
...
.
-
.
h*h.. . . . Z 4
B.22
6
4
41.74
2
66.37
1/0
105.50
2/0
133.10
3/0
167.80
7 . 1 1 . ~ 4/0
250
500
..
7
7
7
D.N"DO
MAX.
T ~ P Ok~$ucioq.
-.... .
..
49
DIAM. DEL
ALAMME
&IW. hLaX:
CABLE
ARE,+
i,,iz
-
PESO
Ire/km
mid
..
.....
mm
i.554
4.114
13\30
118.3
ii.15
188.0
3.189
6.543
33.62
299.0
475.4
,8252
53.48
9.266
599.j
67.43
85.01
755.9
10.404
II.&
I M . ~ 953.2
15.a
126.a I i48.6
2..297.5~ . ,
20.59
253.35
.. ...., .,
i.w~
7
7
7
2.474
1.892
2.1%
2.388
i
2.ea
12
19
3.665
4.1h
E
.
~
~
meC
.OhmkYkm
~.
~
A
- ..
k6
30°C
3O0c
I33
185
1.298
360
D.BIS
572
im
d.SI2
6.322
0.255
6.203
0.i8l
d:i38
b.Lk.9
~~~.
910
1 391
I 754
2 212
2 78b
3 29s
B 591
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L+EriuPruRa
A LA t;a.
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CAP. DE &'ofit);
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C ~ R R I E W ECAe;iE
135
184
216
is0
iw
286
335
308
ssi
434
523
~
2rUI
.~...
.
TABLA 3-5 Propiedadn flsicas de 10s cables ACSR
usados
DIAMETRO
CALIBRE
NUM. DE ALAMBRES
PESO TOTAL
mm
DEL
TOTAL DE N ~ C L E O
CABLE
CABLE
ACERO
kdkm
CARGA DE RESISTENCIA
R U ~ R A
zsOc
Ohm/km
kg
CAPAC. DE
COND. DE
CORRlENTE
)o0c
mm2
MCM
171.36
336.0
26
7
18.31
6.75
688.0
6 373
0.172
420
405.45
795.0
26
7
28.14
10.36
1633.8
14 152
0.072
725
567.63
1 113.0
54
19
32.84
10.94
2 126.3
18 234
0.052
875
ALUMlNlO ACERO
AMP
TABLA 3-6
Propierlades de 10s tubos d e cobre c s t h d a r
98% DE CONDUCTIVIDAD
>
CAPAC. DE
COND. DE
RESISTENCIA
MOMENT0 M6DULO
ORUESO
CORR. 30DC
DE
DE
L~MITE A LA c.d. M0C
DE LA
SECCI6N ELASTICO MICROOHMS
PARED AREA PESO INERCIA
POR METRO INTER INTEMP
S =
cm
cm2 kg/m I = (cm)'
EXTERIOR INTERIOR
kg
680
81.31
512
2
433
1.5500
1.1628
0.289
2.162 1.93
2.087
2.667
860
57.72
675
3
427
2.73
3.5104
2.1024
3.046
2.697
0.321
3.340
I
130
875
39.26
3.9656
5
039
3.98
8.3578
4.478
0.370
4.216
3.474
1
285
1025
33.06
5.4847
5
983
13.2361
4.74
5.319
4.W
0.381
4.826
1585
24.99
1300
7 9159.3061
28.0705
7.036 6.26
5.237
0.398
6.032
1
700
2
010
17.22
.
11
489
16.3722
59.7706
10.210 9.10
0.476
6.350
7.302
DIAM DEL
DI~METRO
NOMINAL
Pulp
3/4
1
1 1/4
1 1/2
2
2 t/f
cm2
2.0
2.5
3.2
4.0
5.0
6.0
TUB0
cm
-
-
'
~.
~
. ...
tAflLii 3-1 Propicdadti dc ids tubs dc alumihio esiinddr con 6190 dr cand~etividatl
~~
..
...
~-
~
DIAMETRO
NBO
~
-
~~
~
MAC. WE
DIAM DEL
ORUESb
DE LA
PARED
MOMENTO k 6 d U ~ 0
~ E S I S T ~ ~ I AC ~ N D DE
.
PWR METRO
140.74
TABLA 3-6 Propiedades de las soleras
(w)
RESISTENCIA
A LA c.d. ZODC
MICROOHMS
POR METRO
54.18
43.32
36.11
L
W
w
21.64
5
12.5
1592
8.062
2.18
108.386
58.41
43.82
35.06
C)
El dihmetro y nrimero de pernos necesarios sean diseaados para producir el
apriete deseado.
Las caracteristicas de un buen material para conectores deben ser las siguientes:
a) Alta conductividad .
b) Superficie maleable.
c) Ductilidad, que permita un contacto envolvente alrededor del conductor.
Los materiales m8s utilizados son el cobre y el aluminio en diferentes aleaciones
cuyas caracteristicas principales son las siguientes:
1. AIeaciones w n alto contenido de cobre. Se usan para muy altas corrientes
y pueden llevar hasta el doble de la corriente normal del conductor que une.
2. Aleaci6n de alta resistencia me&ica pero de baja conductividad elkctrica.
Se usan para sujetar el conductor a1 aislador.
Ambas aleaciones tienen coeficientes de expansi6n tkrmica casi iguales al del cobre puro, lo cud permite que 10s conectores nose aflojen al variar 10s ciclos de temperatura, de acuerdo con la variaci6n de carga en las barras.
En 10s pernos de uni6n se usa bronce al silicio que tiene igual coeficiente de expansi6n tkrmica que el cobre, teniendo como caracteristicas principales alta resistencia mechica y alta resistencia a la corrosi6n.
Los cambios de temperatura en las conexiones, debidos a )a temperatura ambiente o a la corriente elhrica, ocasionan movimientos relativos muy pequefios del
metal de las zonas de alta presi6n a las zonas de baja presi6n. haciendo que el conductor se afloje. Este fen6meno se Uama cedencia del material y aumenta cuando
10s metales son diferentes. AI aflojarse el conector, se reduce la presibn de contacto,
que hace aumentar la temperatura y con el tiempo se producen esfuerzos tales que
hacen fallar al conector. Esto es m& frecuente cuando el cable es de aluminio.
3.3.3.1 Tipos de concetores soldados
Las Figuras 3-1.3-2. 3-3.3-2, 3-5 y 3-6 muestran un conjunto de conectores y soportes, semejantes a 10s que utilia la Compaflia de Luz y Fuerza del Centro, S.A., que
se pueden elaborar con material sobrante de la construcci6n de la subestaci6n.
DlSERO DE BARRAS COLECTORAS
141
TABLA 3-9 Diferentes tipos de conectores atorniUados de tubo a tubo, de tub0 a
cable y de cable a cable
TIP0
US0
CONECTOR "I"
Derivaci6n en I dc un tubo a otro t u b . o d e un t u b a cable, o de
cable a cable.
CONECTOR "T"
Derivaci6n en T dc un t u b a dos lubm fomando un ingulo, de
un tubo a dos cables, dc un cable a otros d m o de tubo a soleras.
COPLES
Uni6n recta de tubos, cxtrcmo con atrcmo, de t u b w n cable, o
de dor cables de tubo con solua o de d m soleras.
REDUCCI6N
Uni6n recta de ~ b o s cxtrcmo
,
con cxtrcmo, que absorbe cualquier
movimiento longitudinal dc 10s tubos o de las soleras.
CONECTOR "T" EN
EXPANS16N
CONECTORES A BIRLO
DE EXPANS16N
TERMINAL DE
EXPANS16N
CLEMAS
CONECTORES A BIRLO
R~GIDO
DcriMddn en T dc un lubo a otro tubo que absorbe cualquier
desplaumicnto de lor tubos en el sentido longitudinal y angular.
Uni6n recta o en dngulo dc t u b o de solera a birlo roscado, quc
absorbe cualquier movimiento del tubo o dcl birlo.
Uni6n dc tubo a placa que absorbe cualquier movimiento
longitudinal del tubo.
Soportan 10s t u b s y van montados sobre 10s aisladores, puedm ser
tijas o dcslirnnles. Tambitn se usan para tijar cablcs o soleras, ya
Sean cstac dltimas horizontales o vcn~cala.
Uni6n recta o en dngulo dc t u b o solera a birlo roscado.
Dichos conectores se fabrican con elementos soldados de aluminio a partir de
tuberia y placa de diferentes difrmetros y espesores. Parte de elIos se produce en el
taller y parte en la obra. Los tubos de aluminio tienen la pared de grueso normal
y s61o el de 102 milimetros (4 pulgadas) es de ckdula 80.
Este tipo de herrajes puede usarse para reportar tensiones y corrientes inferiores
a 115 kV y LOO0 Amperes.
Los herrajes que soportan tensiones de 230 kV o mayores tienen una apariencia
semejante a los soldados, except0 que las aristas estan redondeadas y 10s tornillos
estan cubiertos con una especie de concha, una de cada lado de la zapata. El objetivo
de dichas conchas es cubrir las aristas de &tos para evitar la concentraci6n de campo
elktrico y, por ende, la aparici6n del efecto corona. Estos conectores se adquieren
con un proveedor especializado.
A continuaci6n se aclaran algunos puntos de las figuras mencionadas:
Figura 3-1. Muestra un soporte de tubo (clema), fijo cuando se suelda con el
tub0 (de acuerdo con la nota 1); de lo wntrario queda deslizable.
El d i h e t r o A del circulo representa la linea del centro de 10s taladros que trae
de fibrica la cabeza de 10s aisladores de apoyo (3 pulgadas). En otros aisladores el
d i h e t r o A es de 127 milimetros (5 pulgadas) por norma.
Figura 3-2. Representa una zapata que se fabrica aplastando un extrerno del tubo de aluminio. De acuerdo con las dimensiones indicadas el material sobrante se
recorta y la superficie de contact0 de la zapata se maquina.
Figura 3-3 y 3-4. Muestran dos conectores, uno transversal con respecto al eje
del tubo y otro soldado axialmente con respecto a1 mismo. Los taladros se dcsplazan
para que pueda baber cierto desalinearniento del tub0 al atornillar la zapata.
Figura 3-5. Ilustra la uni6n de dos tubos 'por medio de una junta soldada. Los
t u b s e s t b separados por 10s salientes de un anillo especial que se utilizan en la soldadura de tubos y que permiten la penetraci6n adecuada del metal fundido.
F i r a 3-6. Muestra una junta de expansi6n que utiliza cuatro tramos de cable
de aluminio, cuyos extremos deben quedar perfcctamente soldados al tub0 para tener una conducci6n elktrica 6ptirna.
3.4
AISLADORES PARA LAS BARRAS COLECTORAS
Son 10s elementos que fijan las barras conductoras a la estructura y proporcionan
adem& el nivel de aislamiento necesario.
La seleccidn adecuada de determinado tip0 de aislador depende de varios factores,
como son: el tipo de barra que se usari, el nivel de aislamiento que se determine
para el juego de barras, 10s esfuerzos a que estk sujeto, condiciones ambientales, etc.
Se usan tres t i p s de aisladores: 10s aisladores rigidos, las cadenas de aisladores
y 10s aisladores de tipo especial.
3.4.1.1
Aisladores rigidos
Este tipo de aisladores se usa para soportar barras rigidas, como son 10s tubos y las
soleras. Existen dos tipos de aisladores rigidos: 10s aisladores tipo alfiler y 10s aisladores tipo colurnna.
a) Aisladores tipo alfiler. Cada elemento de este tipo de aislador esth formado
por una sene de aisladores conctntricos formando un conjunto que refuerza
la distancia de flameo.
CLEMA
DIAM. DEL TUB0
C
D
NOMINAL INT. EXT. W I M L INT. M. A B
48
80 76 10 145 91)
51
35
42
32
W
73 76 13 145 91)
64
51
53
(10
63761914551)
76
78
64
63
73
86)
01 1W. 76 19 145 51)
76
7 8 6 3
114
122 141 76 19 145 58
1M
1W 114
NOTAS
1. PARA CLEMA FlJA SOU)AR EN EL TERRENO
2. ACOTACONES EN inm
3. SOLDAR EN EL TALLER
4. MATERIAL ALUMINK)
FIG. 3-1 Clema fija o deslizante aluminio
E
0
70
80
82
114
.
.
-
.
.
'4: J
45.
L
1
I
4 TAUDROS DE 14 mm.
1
I
I
I
NOTAS
1. TALAOROS NEMA
2. SOLDAA EN EL TERRENO
3. ACOTACIONES EN mm
4. MATERIAL ALUMlNlO
FIG. 3-2
Zapata aluminio
I
.
5
II
: 1I :
I
I
5
NOTAS
1- SOLDAFi EN EL TERRENO
2-ACOTACIONES EN mm.
3- MATERIAL ALUMlNlO
FIG. 3-3 Conector "T" transversal
x
a
I
NOTA 1
D M . DeL N B O
1 CONECTOR
WIW
I INT. IEYT. I A I B I c
32
NOTAS
1 351
42 11751mIm
1. SOLOAR EN EL TERRENO
2. A~)T*CIONES EN m i
3. MATERIAL MUMINIO
FIG. 3-4 Conector "T" axial
D~SEAODE BARRAS COLECrORAS
147
-
CIBLE DESNUW 2M MCM
NOTAS
1. SOUlAR EN EL TAUER
2. SOLDAR EN EL TERRENO
3. ACOTACIONES EN mm
4. MATERIAL MUMINK)
flG. 3-6 Junta de expansi6n
DISENO DE BARRAS COLECTORAS
149
Su principal ventaja es que evita, que entre sus pliegues, penetre lacontaminaci6n.
Su desventaja es lo dificil de su limpieza.
Este tipo de aislador se usa solo, o en columna, sobreponiendo uno sobre otro hasta alcanzar el nivel de aislamiento deseado.
b) Aisladores tip0 columna. Este tipo de aislador estA formado por una sola
pieza de mayor longitud que el tip0 anterior. Actlia como una columna mecbica.
Sus principales ventajas son:
a) Alta resistencia mechnica.
b) Alta rigidez.
c) Mayor estabilidad.
d) Ofrece una superficie mayor a la atm6sfera contaminante.
e) Aunque se contamina mas, es mis fAcil de limpiar ya sea por lluvia 0 por
algun medio artificial.
Tambien se usan solos o ensamblados uno sobre otro.
3.4.1.2 Cadenas d e aisladores
Se usan para soportar barras de cable. La selecci6n del aislador adecuado, se hace
de acuerdo con 10s esfuerzos mecbicos a que se van a sujetar.
Se enlazan un aislador con otro formando una cadena hasta obtener el nivel de
aislamiento deseado.
3.4.1.3
Aisladores especiales
Son todos 10s aisladores que tienen un diseiio especial debido a las condiciones donde se van a instalar.
Algunos de ellos son del tip0 de aislamiento reforzado que se usan en 10s casos
en que las subestaciones estan ubicadas en zonas con alto nivel de contaminaci6n
(polvo, humos quimicos, humedad, etc.).
3.4.2
Materiales
Los materiales aislantes mis usados son la porcelana y el vidrio templado.
Las principales caracteristicas de 10s materiales aislantes usados son:
a) Alta resistencia eltctrica.
b) Alta resistencia mechica.
c) Estmctura muy densa.
d) Cero absorci6n de humedad.
Las cachuchas y alfileres de 10s aisladores e s t h hechos de fundici6n de
hierro maleable.
La ventaja del hierro maleable a que elimina la oxidaci6n y, por lo tanto, no es necesaria su galvanizaci6n.
La uni6n de 10s materiales aislantes y 10s metales se hace por medio de
tratamientos especiales que aumentan la adherencia entre las superficies.
Los aisladores de tipo alfiler y columna Sienen caracteristicas elktricas muy parecidas.
El n k a o de piczas ensambladas una sobre otra, para 10s diferentes niveles de
voltaje adoptados en las subestaciones, y para las wndiciones de altura sobre el nivel
del mar de 2 300 m (Cd. de Mexico), son las siguientes: ver (Tabla 3-9 bis):
TABLA 3-9 bls Ndmero de piem en columnas de aisladores al nivel dcl mar
I
T I W ALFILER:
VOLTAlE
T l W COLUMNA:
VOLTAJE
85 kV
230 kV
400 kV
I
NIVEL DE
AIIUIENTO
AL IMPULSO kV
I7
N-RO
DE P E W S
NlVEL DE
AISLAMLENIY)
AL IMPULSO kV
MMERO DE PlEWS
554
1 175
1 675
1
3
5
Not.: Pam obtms d NBI A 2 Ua m.6.n.m. w rnullipliu el *.lor de 1. -ds
mlumma por 6 = 0.763.
3.5 CONSIDERACIONES DE LAS CARGAS EN EL DISERO DE
BARRAS
Las cargas consideradas en el diseflo de 1 s barras colectoras son todas las variables
que intervienen en el dlculo y que, de una forma u otra, influyen en el resultado
DISESO DE BARRAS COLECTORAS
151
del diseflo. Estas cargas se pueden dividir en dos grupos principales que son: cargas
estaticas y cargas dinhicas.
Se definen como cargas esthticas-todas las que actuan sobre las barras, en forma
constante y que son consideradas en el diseflo en forma vertical.
3.5.1.1
Peso del conductor
Uno de 10s factores bhicos en la selecci6n de un conductor es el peso del mismo
y 10s pesos adicionales, como son 10s concctores, hielo y 10s cables que se llegan a
instalar dentro de 10s tubos, para arnortiguar las vibraciones ocasionadas por agentes externos a1 tubo.
En el disePlo de barras de tubo, el factor determinante debido a 10s pesos anteriores, es la deflexibn del tubo. Los lfrnites prhcticos para una maxima deflexi6n del
tub0 son: -del claro, en caso de usar dos apoyos (como viga libremente apo-
so
1..
.
1
yada con carga u~formementerepartida) y de -del claro en caso de usar m b
200
de dos apoyos (viga continua con carga u~formementerepartida).
Una viga con carga uniformemente distribuida y libremente apoyada tiene una
flecha maxima de:
donde:
W, = carga total en lb
L = claro en pulg
E = m6dulo de elasticidad en lb/pulg2
f = flecha en pulg
W = peso unitario del tub0 en lb/pie
I = momento de inercia de la secci6n en pulg'
En el caso de que el tub0 est6 como una viga continua, o sea, que el tub0 este
apoyado con demas fijas, se usa 1/5 de la flecha de una viga libremente apoyada.
Si la viga tiene dos claros y es libre en 10s extremos o el tubo tiene apoyos deslizantes,
se usan 2/5 de la flecha de una viga libremente apoyada.
En algunos casos, una vez calculada la flecha de la barra, Se le da a ksta una
contraflecha, antes de montarla, igual a la flecha calculada y en esta forma se ve
el tub0 como una viga completamente horizontal.
TABLA 3-10
Caracteristiacs dc aisladorcs tipo columna en intcrnperie
(temperaturn 10°C a 4
0'C
ilESlPTENClA MECANICA
CANnLEYER
aEs1SIlWclA MINIMA
DlMBNSIONES W R T l C N YERTICN n m 1 6 TORSl6N
~
COMPVI6N
VOLT. ALTURA D m .
PISO
TECH0
k
b-m
kS
NOMI.
mm
mm
km
kI1
Oh) (Ib-Pukl
(Ib)
kv
'Y~ubl (pulp)
(I~J
(la)
2 3 3 C 6 a 6 7 8 0 8
W
Sol60 Hz)
:c h ~ l S T I C A ELECTRICAS
S
,mW DCM.pL.DEJ&LAM.
IMPULSO
1.2 x w
r SEC.
tv
A FREC. NOM. , D F .
HI]MBDO
SECO
DE N G A
kV
kV
mm
2270
82
4 540
150
BO
(pulp)
NORMAS
TIPO
70
508
ANSI.
CLg8
CAMPANA
ANSI.
C28.8
CAMPANA
c~l-nn
CILINDRlCO
CEC273
CILINDRlCO
CEI-273
CILINDRW
(1B
1
(0);
12 000)
(1 WOI
(5 000)
(8 WOI
(10 WJ
(NIVEL
oEL MAR)
(N.M.1
(N.M.1
(20)
85
Y
3.M
432
3178
1818
8080
481
27 240
210
75
115
838
230
(141)
(17)
(7 WO)
(4 WO)
(20 WO)
(40 WOI
(BO WO)
DEL MMI)
1N.M.)
P.M.)
(331
e4
1pO
240
-
4%
-
550
230
(1 WO
m.s.n.m.)
I1 WO
m.r.n.m.)
1 175
510
(1 WO
m.s.n.m.
(1 000
m.s.n.m.1
1 875
74a
(1 WO
m.e.n.m.)
(1 WO
m.a.n.m.1
1
817
(1 800)
230
4W
2850
3850
280
350
(35 3851
-
306
-
I26 5401
-
612
306
-
11 3401
(26 540)
409
(NIVEL
r em
-
4 B00
-
-
-
8 7W
1
V?)
TABLA 3-11 Caractcristica de airladores para cadenas
I
I
HUM. DE
VOLT.
UNIDMES
NDMINAL
A Z Y ~
rn.l.n.m.
kv
RESISTENCIA
DIMENSIONES C/UNIDAD VOLTNE DE FLAME0
M E C ~ I UY
DIST DE
~e u CADENA.
D~AMETR;
NOA DE DIST. DE E L L ~ I C A
DEL DISCO
BAIA FRECUENCIA
PESO
COMBIN. RESISI. AL CAROA MhX.
LA C M E N A ARCU
(NIVEL D U MAR)
LONOITUD DEFORCEL.
CAT
IMPACT0 KISTENIDA PORUNIDAD
mm
ENSECO
k8
SECO HUMBDO
(mm~
(mml
1t.3
o n l o suss
pull-lbr
lb
kv
tV
Ob.1
PU*
@dl)
lpd@
WuW
I
(31
(10)
m
HI
(la
7.m
8165
(I8 KO1
90
9 m
I180
47 100
I
(5-3/41
(10)
80
HI
(12)
7.1/4
8 165
(I8 mn
90
9IK
I
I180
41 310
85
6
127
15)
154
(101
145
I15
181
-
8 165
(18 OBI
90
9 m0
1 180
47 I W
210
16
(46
(1.1141
254
(I01
nx
61s
a1
-
8 I65
(18 m01
90
9mO
I I80
47 110
Ua
21
146
($.1/41
U1
1 185
IU(I
-
8 I61
(18 mn
90
9mO
I 180
41 110
1101
Para reducir las fldones, se usan tubos de mayor d i h e t r o , resultando a t o s
mA.s econ6miw, al reducir el nhnero de sopones de la barra y, por lo tanto, el peso
de la estructura. El incremento en el d i h e v o del tub0 no s61o hace posible mayores
claros, sino que tambiCn reduce las firdidas por efecto corona.
Las barras de tub0 deben quedar selladas en sus extremos con tapones para evitar la acumulaci6n de agua, la cual ocasiona un aumcnto en el peso del tub0 y por
tanto en la deflexi6n.
Estos tapones deben tener forma esferica, para reducir las perdidas por efecto
corona.
Aunque el m6dulo de elasticidad del aluminio es aproximadamente 2/3 del valor del m6dulo de elasticidad del cobre, 10s tubos de aluminio tienen menor deflexi6n debido a que el peso, para igual volumen, es de 1/3 del de cobre. Pero en caso
de acumular hielo, a mayor espesor de bte, el tub0 de aluminio se deflexiona rnh
que el de cobre.
Se definen w m o cargas dii&micastodas las cargas que actdan sobre las barras en
forma variable; se consideran en el diseflo en forma horizontal o axial.
Una barra dc cobre se expande 1.12 pulg por 100 pies de longitud con un incremento
de tempcratura dc 10O0F.Lo peligroso en las barras colectoras no es la wpansi6n de
las barras sino la expansi6n diferenaal entre el material de la barra y la estructura
de acero que lo soporta rigidamente, lo que oeasiona esfuerzos excesivos en 10s aisladores soporte.
Este efecto es a h m&s pronunciado si las barras colectoras llevan corriente, ya
que en este caso, el calentamimto se produce solamente en las barras, mientras que
la estructura permanece esthtica lo cual produce esfuerzos excesivos en 10s aisladores, lleghdose a romper.
TABLA 13-llbis Tabla dc mficienles de expansitin lineal
de materiales comlinmente usados en las
barras colectoras
COBRE
DISEfiO DE BARRAS COLECTORAS
155
Cualquier combinaci6n de estos material- produce esfuerzos debidos a sus diferentes expansiones termicas.
3.5.2.2 Esfuerzos rneePnicos
-
Hay otros esfuerzos en las barras que pueden causar ruptura de 10s aisladores. Estos
esfuerzos son de tip0 mecAnico a saber:
a) Impactos debido a la operaci6n de interruptores.
b) Esfuerzos mcdnicos debido a tormentas o huracanes.
c) Esfuerws diferenciales debido a asentamientos de las cimentaciones del
equipo pesado.
Debido a lo anterior, el diseno de las barras colectoras deben hacerse en tal forma que 10s esfuerzos no se transfieran a 10s aisladores soporte o a las boquillas de
porcelana del equipo pesado. Para esto, 10s esfuerzos deben ser absorbidos por juntas de expansi6n y apoyos deslizantes.
3.5.2.3 Esfuerzos eleetrornagn4ticos
Estos esfuerzos son producidos por las corrientes de cortocircuito en el sistema que
se trate. Un conductor debe tener suficiente resistencia mechica para soportar tambien 10s cortocircuitos que producen una interacci6n entre la corriente de cortocircuito y su c a m p magnetic0 produciendo fuerzas que son proporcionales al cuadrado de la corriente de cortocircuito e inversamente proportional a la separaci6n entre
fases.
Para el diseno de un bus se debe alcanzar un balance econ6mico de acuerdo con
10s tres puntos btlsicos siguientes:
a) Limitar las corrientes maximas de cortocircuito.
b) Aumentar la separaci6n entre fases.
c) Cambiar 10s arreglos de 10s buses.
Los esfuerzos debidos a cortocircuitos. que acttian sobre 10s tubos son principalmente laterales aunque tambien hay que tomar en cuenta 10s esfuerws longitudinales y 10s torsionales. Estos esfuerzos 10s reciben integramente 10s aisladores
soporte de las barras.
La magnitud de las fuerzas laterales pueden expresarse seg~inla fbrmula:
donde:
F = Fuerza lateral en libras
I = Valor instanthneo de la corriente en amperes
L = Longitud del claro en pies
d = Distancia entre ejes de conductores de fases diferentes en pulgadas
K = Factor de c o r r a i 6 n (para tubos = 1)
En circuitos monofiisicos la fuerza mi4xima bajo condiciones de cortocircuito
puede darse por la f6rmula siguiente:
donde:
W = Fuerza lateral en lb/pie
I = Valor efectivo de la corriente de cortocircuito simktrico en amperes
d = Distancia entre centros de conductores en pulgadas
En circuitos trifiisicos, la fuerza m f i m a bajo condiciones de cortocircuito puede darse por la f6rmula.
La separaci6n minima entre fases diferentes viene dada, en teoria, por la distancia de flameo entre dos electrodes en forma de agujas, determinada experimentalmente. En la prhctica este valor se amplia para tomar en cuenta diferentes formas
de conductores, caracteristicas del aire circundante y 10s esfuerzos mecinicos debido
a 10s eampos magnkticos.
3.6 FACTORES SECUNDAIUOS EN EL DISEAO DE LAS BARRAS
COLECTORAS
Existen varios factores inherentes a la forma y condiciones de las barras mismas,
que no dependen de las condiciones externas y que son importantes para determinar
la capacidad de corriente que pueden Uevar un grupo de barras colectoras. Entre estos factores se encuentran 10s siguientes:
1) Efecto corona
2) Radio interferencia
3) Efecto superficial
DISENO DE BARRAS COLECTORAS
157
4) Efecto de proximidad
5 ) Emisividad tCrmica
6) Vibraci6n
7) Corrosi6n
3.6.1
Efecto corona
El efecto corona es una descarga causada por la ionizaci6n del aire que rodea al conductor cuando 6ste se encuentra energizado.
Puede oirse como un zumbido y es visible en la noche como un resplandor violeta.
El efecto corona se debe ?I gradiente de potencial en la superficie de 10s conductores y es funci6n del d i h e t r o del conductor.
Los factores que afectan las pCrdidas por efecto corona son: el d i h e t r o del
conductor, la rugosidad de la superficie del conductor, la humedad del ambiente y
la altura sobre el nivel del mar, a la que e s t h instalados 10s conductores.
Las perdidas en cables durante tiempo lluvioso llegan a ser I2 veces mayores
que en tiempo seco. La altitud de 3 000 m reduce el nivel de voltaje al c u d se inic
cia el efecto corona, en 32%.
Como resultado del efecto corona, el dihmetro de un conductor no vendra definido por la densidad de corriente, sino por la distancia entre apoyos y por dicho
efecto corona.
Se ha encontrado que el tipo de conductor m& eficiente para altos voltajes es
el conductor cilindrico hueco o alguno con nlicleo de material relativamente barato,
rodeado de una capa de material conductor.
CALCULO DEL EFECTO CORONA EN LAS BARRAS DE 400 kV
Para encontrar la magnitud del efecto corona. primer0 se calcula la magnitud de la
tensi6n critica disruptiva del fluido que rodea el conductor (V,), que siempre debe
ser superior a la tensi6n del conductor a tierra, de acuerdo con la expresi6n:
Vo
C, > I siendo C, = y
En donde:
V, = Tensi6n critica disruptiva en kV,,, de fase a neutro
V = Tensi6n del conductor en kV,, de fase a neutro
o sea, el efecto corona desaparece cuando C, es igual o superior a la unidad.
El valor de V, se obtiene a partir de las expresiones siguientes:
a) Para el caso de circuitos trifisicos con un solo conductor por fase:
V, = 69 mW3 (1 - 0.07r) r Log,, DMG x 100
RMG
b) y, para el caso de circuitos trifhsicos w n conductores mutiples por fase:
Log,, DMG x 100.
2 (HMG)
d(4 (HMG)' + (DMQ2
donde:
V, = Tensi6n crftica disruptiva en kV eficaces de fase a neutro.
m
-
= Factor de superficie = mf x m,
m, = Coeficiente de forma del
conductor
m, = Coeficiente de la superficie
del conductor
1
Para secci6n circular.
0.9 Para cables con capa exterior de
12 a 30 alambres.
0.85 Para cables con capa exterior de 6
alambres.
0.9 Para cables nuevos y limpios.
0.8 Para cables viejos y limpios.
0.7 Para cables viejos y sucios.
0.5 Para cables cubiertos con gotas
de agua.
--
6
= Factor de densidad del aire
6 =
3 . 92 x b
273
t
+
(Vkase capitulo 2
Tabla 2-4)
r = Radio del conductor en cm
R = Radio del circulo en cm, sobre el que esthn colocados 10s n conductores
n = Nlimero de conductores por fase
DMG = Distancia media geomktrica en m
RMG = Radio medio geomktrico en m
HMG = Altura media geornetrica en m
En donde:
DMG = qdd x d, x d,
d,
d,
d,
= Distancia en m entre centros de las f a s a AB
= Distancia en m entre centros de las fases BC
= Distancia en m entre centros de las fases CA
RMG =
HMG =
h.
hb
he
'
m
x h, x h,
= Altura media de la fase A en m
= Altura media de la fase B en m
= Altura media de la fase C en m
La altura media de cualquier fase = h = h, -0.70 F
en que:
h,
F
= Altura de la fase en m al punto de soporte
= Flecha en m del conductor de la fase de que se trate
Ejemplos. Por lo tanto, nose entrari en mAs detalle y se dari como ejemplos
de la aplicaci6n de las citadas f6mulas. el d c u l o realinado para barras de 400 kV.
ler. Caso:
Barras de cable de 2 conductorespor fuse, ACSR. de 1113 MCM cada uno, dispuestos en forma horizontal con ~epcr~Ci6n
de 8 m entre fases.
Altura de la fase al soporte = 21.5 m
Flecha media, F = 4 m
Radio del conductor, r = 1.64 cm
Factor de superficie, m = 0.9 x 0.9 = 0.81.
El radio del circulo del haz de cables R = 22.5 cm.
El factor de densidad del aire para el Distrito Federal es:
El nlimero de conductores por fase n = 2.
RMG, = 4.64 x 45 = 8.58 cm = 0.0858 m
HMG = 21.50 - 0.7 x 4 = 18.7 m
160
DlsEfiO DE SUBESTACIONES EL~?C~'R~CAS
Por tanto, el voltaje critic0 disruptivo sera:
Sustituyendo
V, = 69 x 0.81 x 0.840(0.929)(0.928) x 3.2 log,,
10.08
0.858
2 x 18.7
4 x 7 + 10.08'
Coeficiente de seguridad =
]= 130 log,, 115
268&
400
= 1.16 > 1, lo cual es correcto.
Borras de tub0 de 5' de didmetro de un mnductorpor fuse dirpuesfas en formo horizonrol. con seporoci6n de 6.50 m enfre feses.
Radio del conductor, r = 7 cm
Factor de superficie, rn = 1 x 0.9 = 0.9
Factor de densidad del-aire en el D.F., 6 = 0.7695
6'" = 0.840.
La separaci6n minima entre fases es de 6.50 m.
DMG = 6.50
p=6.50 x 1.26 = 8.2 m
Vo = 69 rn 6 '/3
DMG x loo "
(1 - 0.07 r)r log,, r
I
Y sustituyendo valores:
820
VO = 69 X 0.9 X 0.840 (0.51) x 7 log 7
3866
Coeficiente de seguridad C.S. = -- 1.67 > 1
400
3.6.2
Radiointerferencia
Se llama radiointerferencia a1 efecto obtenido en una recepci6n de radio, cuando la
relaci6n de la intensidad de campo deseada, a la intensidad de campo indeseable
(ruido atmosfkrico, ruido producido por el hombre o seflal de radio) es menor que
el valor detectado por el oido humano en la frontera entre lo satisfactorio y lo insatisfactorio.
A continuacibn se ve el procedimiento para determinar si una cierta configuraci6n
de conductores produce una seflal de mido arriba de un nivel tolerable. Para ello
se calcula el voltaje a tierra del sistema para un nivel seguro de mido. Cornparando
este resultado con el voltaje real que se tiene en la S.E. de linea a tierra, se puede
saber si 10s conductores propuestos no causan radiointerferencia.
El orden a seguir es el siguiente:
1. Se calcula el miximo gradiente de superficie unitario (gm) en kV/pulg/kV
a partir de la siguiente fbrmula:
gm =
2
4h
d 4 LA--)
d,
donde:
gm = gradiente unitario m&ximo de superficie en kV/cm/kV
d, = dihnetro equivalente en cm del conductor
h = altura media de la linea en cm
2. Se determina el gradiente de vohaje en el que se inicia el fen6meno de efecto
corona con la'formula de Peek.
e. = 21.16 (1
0 301
+ -)(2)
fi
Generalmente este gradiente se limita a
e, = 15.8 kV/cm, valor eficaz, para tenet niveles de radiointerferencia aceptables.
Nola: La ecuacidn (1) a vdlida solamcnlc para una configuraci6n dc una sola llnca atrea, paralela
al plano de licrm.
Para orrar configuracioncr. consultar el apendice dc la pig. 230.
donde:
e,
= El gradiente de voltaje de la superficie a1 cual el efecto corona se ini-
r
= Radio real de un conductor sencillo o el d i h e t r o equivalente si se
S
= Factor de correcci6n de la densidad del aire.
cia en kV rms/cm.
usa conductor trenzado, en cm.
3. Cdlculo del voltaje de inicio del efecto corona, aproximadamente igual al
voltaje de radioinfluencia RIV (Radio Influence Voltage).
donde:
E. = Voltaje de inicio efecto corona en kV rms de linea a tierra
e, = del punto 2
g, = del punto 1
4. Cdculo para el ajuste de varias condiciones de superficie.
E = K (E")
donde:
E = Voltaje de inicio de efecto corona en kV rms de linea a tierra de un
conductor para la condici6n de superficie seleccionada
E, = del punto 4
K = Factor de superficie seleccionado (se elige de la Tabla 3-12)
5. Dcterminaci6n del voltaje de iiuea a tierra para un nivel especifico de RIV
(RIV: es el voltaje a tierra del conductor a una frecuencia de radio de 1 000
kHz. No es el Rive1 de radiointerferencia).
E = Voltaje a tierra en kV rms para la condici6n de la superficie seleccionada y nivel seleccionado de voltaje de radiointerferencia
E = Resultado del paso 4
K
= Factor de multiplicaci6n del RIV
En la Tabla 3-13 hay varios factores posibles de RIV.
Otra v n se recomienda una superficie de conductor cableado a la intemperie.
El nivel seguro de RIV (voltaje de radioinfluencia) recomendado es 100 microvolts,
. .
DISEAO DE BARRAS COLECTORAS
163
TABLA 3-12 Factores de supcrlicie
CONDICIONES DE LA SUPERFlClE
FACTOR DE SUPERFICIE
RECOMENDADO
Conductor liso
Conductor cableado en buenas condicioncs,
nucvo, limpio y sew
Conductor cableado usado s la internpaie
Conductor cableado usado a la intempcric
Conductor cableado nucvo, scco y
tensionado por medios usuales
Conductor cablado, h6medo y nucvo o
usado en la inlernpcric
'
"
+
+
+
1.00
0.92
0.82'
0.68
- 0.78'.
0.53 - 0.73 +
0.16+ +
Valorrr obtmidm de muntras en zmu sin mnmmin.ei6n.
ler. valor obtcllido de muestras m zonnr dummte mntuninadrr.
lo. Vdor obanido & mumr.s m ranas pom mnminadsr.
lrr. valor dtcnido dr mucslrsl dc malerial muy mdvuada.
20. valor oblcnido de m w r u dc matcrbl pom mdlraodo.
Nora: El ualar mls bajo a el quc u uu p r a ~ N I dU"810, definitive &I RIV.
Fanor de s u p n f ~ i ep m condunores hlimedor mn d i b n m rupaior a 1': p r a d i h u r m rnenorn dc I' rc usarl
UD factor ligeramml mayor.
que esth de acuerdo con el repone del FCC sobre radiointerferencia, que enurnera
seis clasificaciones de radio recepci6n; la clase m& baja teniendo un nivel de ruido
mMmo es de 16 dB (arriba del nivel de 1 microvolt/metro). A la distancia de 30 m
(100 pies) de la fuente, un nivel de RIV de 100 microvolt corrcsponde a un nivel de
ruido de aproximadamente - 1.56 dB, mientras que un nivel de RIV de 1 000 microvolts tiene un nivel de seed de ruido de 18.4 dB. Estos valores se derivan de la
ecuaci6n (6). Como el efecto de las tres fases fue considerado a1 determinar estos
TABLA 3-13 Factores de. radioinfluencia
FACTOR RIV
CONDICIONES DE LA SUPERFICIE
100 microvolt 1WO microvolt
Conductorcs cableados en buenas
condicioncs, nucvor, limpios y sccos.
1.01
1.04
Conductor cableado usado a la intcrnpcric
1.J4
1.07
Conductor cablcado, nuevo, scco y
tensionado por rnkodos usualcs
1.15
1.25
Conductor cableado, h6medo y nucvo o
usado a la intemperie
1:75
2.50
niveles de mido y la regi6n de 100 microvolts esth muy bajo de 16 dB, se considera
que este nivel da una sefial segura de mido yes adecuada para prop6sitos de diseilo.
Comparando el resultado de este paso con el voltaje a tierra propuesto para el
sistema, se determinars si es necesario hacer alguna revisi6n en el diseiio. Si el diseiio
no es adecuado, la revisi6n se harh en el tamaao del conductor, arreglo fisico o en
el voltaje de operaci6n.
La f6rmula para calcular el campo electrico de una linea de transmisi6n a una
distancia de X metros es:
donde:
E = Campo elkctrico en microvolts/m
Y = Voltaje maxim0 de radiofrecuencia del conductor (RIV) en microvolts a
1 000 kHz
D = Distancia entre fases en cm
d = D i h e t r o del conductor en cm
x = Distancia de la fuente en metros
Nivel de ruido en radio en dB = 20 log,, E (arriba del nivel de 1 microvolts/m).
La6 seis clasificaciones de radiorrecepci6n arriba mencionadas han sido definidas a trav6s de pruebas subjetivas de 10s efectos de la radiointerferencia sobre la recepci6n de una radiotransmisora normal y son las siguientes:
Clase A. Enteramente satisfactoria.
Clase B. Muy buena, leve ruido de fondo.
Clase C. Buena, mid0 de fondo evidente.
Clase D. Ruido de fondo muy evidente aunque se alcanza a oir fkilmente una
conversaci6n.
Clase E. Conversaci6n inteligible hicamente con una concentraci6n severa.
Clase F. Conversaci6n ininteligible.
Ecuaciones para el mhximo gradiente unitario superficial, de acuerdo con las diferentes configuraciones abajo indicadas. (Las flechas indican la direcci6n en la que
el gradiente de superficie es mAximo.)
4h
PI, = 2 log. d
2h
PI, = 2 log,, -
S
=
4(h +
P,, = 2 log.
d
PI, = 2 log.
2h
S
$)
1
PI, + PI,
4(h +
PI1 = 2 log,
d
S
4(h - 3)
p22 = 2 log,
d
2 ( h + -)S
4 6
P I , = 2 log,
S
2 (h --)
PI, = 2 log"
d
S
44
2 0 - &)
P, = 2 log,
S
4(h +
P I , = 2 log.
$1
d
4(h
- $1
PI, = 2 log,
4(h +
L)
\12
P , , = 2 log.
d
4h
Pu = 2 log. d
d
2(h
PI, = 2 log.
+ -)S2
4(h
PI, = 2 log.
-S ,
\12
d
S
2(h
2h
PI, = 2 log, -
PI, = 2 log.
2h
P,, = 2 log, -
PI, = 2 log,
\12S
S
+ L)
2\12
S
2h
fis
168
DlSEM DE SUBESTACLONES ELI~TRICAS
2(h -
PI,= 2 log,
B
= P,, + PI,
C
= P,,
S
S
P,, = 2 log.
2(h - -)S
2
a
S
+ P,,
B-C
QI = A , - ,
A-C
Q2 = A B - C
NOMENCLATURA
d = Dikmetro del conductor en cm
h = Altura del centro del haz de cables al suelo en cm
S = Separaci6n entre cables del haz en cm
PI,. PI,, etc. = Coeficientes de potential de Maxwell
Q,, Q,, etc. = Cargas por unidad de longitud y por unidad de voltaje del conductor
gm = Mdximo gradiente por unidad de superficie del conductor o haz
en kV/cm/kV
Ejemplo ilustrativo:
Determinar si un cable de 4/0 American Wire Gauge (calibre de 4/0) en un sistema trifhsico con 161 kV produce un nivel de seiial de ruido seguro. al nivel del mar
(6 = 1).
DISERO DE BARRAS COLECTORAS
donde:
d = 1.34 cm (0.528 pulg)
h = 244 cm (96 pulg)
Determinar g,.
1. Del ap&ndice,encontramos:
4h
P,, = 2 log, d
= 2 log.
4 x 244
1.34
= 2 log. 727
P,, = 13.2
2. Determinaci6n del gradiente de voltaje del inicio del efecto corona.
169
170
DlSERO DE SUBESTACIONES EL~~CTRICAS
3. Y el gradiente unitario mAxirno de superficie es:
Sustituyendo valores:
= 2.95 x 0.0759
= 0.2275 kV/cm/kV
4. Determinar el voltaje del inicio del efecto corona.
E - -e.
Y
g,
= 28.8 = 127 kVrrns de la linea a tierra.
0.2275
5. Determinaci6n de la correcci6n s e g h la condicibn de la superficie.
Usando 10s valores de factores de superficie prhcticos de (0.68 a 0.78).
E, = E" K
donde el:
Limite inferior El = 0.68 x 127 = 86.2 kVrms de linea a tierra.
(zona altamente contaminada)
Limite superior El = 0.78 x 127 = 98 k V m de linea a a tierra.
(zona de poca contarninaci6n)
6. Determinar el voltaje de linea a tierra para un nivel de (RIV) especifico.
Usando el nivel seguro de (RIV) recornendado, de 100 microvolts.
Limite inferior E = 8 6 . 2 ~1.04 = 89.8 kVrms de Unea a tierra
Limite superior E = 98 x 1.04 = 102 kVrms de linea a tierra
Finalmente como el voltaje de linea a tierra del sistema de 161 kV es de 93 kV
y este valor estll por abajo del valor calculado de 102 kV. Se puede dccir que el sistema operarll seguro, con poca posibiiidad de radiointerferencia a una distancia de
100 pies de la fuente de radiointerferencia. en una zona de poca contaminaci6n.
Si la linea se encuentra en una zona de alta contaminaci6n, es necesario incrementar el calibre del conductor.
3.6.2.2 Metodo de dlculo por computDdorn
Para saber si 10s conductores de una subestaci6n causan radiointerferencia o no, ha
sido elaborado un programa de computadora que resuelve este problema. Estc programs se basa en el procedimiento dcscrito en el punto anterior y calcula, siguiendo
una serie de pasos, el nivel de voltaje para el conductor o arreglo de conductores
en que se tiene un nivel seguro considerado de 100 microvolts, de voltaje de radioinfluencia. (RIV).
Los datos de entrada del programa son: distancia entre fases, d i h a r o exterior
del conductor y espaciamicnto entre conductores por fase. Tambitn se le indica al
programa que arreglo se usa, en caso de tener varios conductores por fase.
El resultado quc imprime el programa es un conjunto de voltajes de fase a
tierra, del arreglo de conductora dado, para el cual se tiene el nivel seguro de voltaje
de radioinfluencia de 100 microvolts. Este conjunto lo da por medio dc dos niveles de voltaje a tierra; un valor inferior, cuando el conductor esta en una atm6sfera
con wntaminaci6n industrial y, una valor superior;cuando el conductor esta en una
atm6sfera Libre de contaminaci6n industrial.
Ejemplo. Como aplicaci6n del metodo, se obtendrA el nivel de radiointerferencia
por barras de 400 kV.
Se desea saber si para las barras colectoras tubularres de aluminio, con un diAmetro de 5 pulgadas y con separaci6n entre fases de 6.50 m operando en un sistema
con voltaje de 400 kV entre fases, produce radiointerferencia.
Los datos que se le dan al programa son 10s siguientes:
DiAmetro exterior del conductor = 5.563 pulg
Distancia entre fases = 255.905 pulg
Arreglo de conductores = uno por fase
Separaci6n entre conductores (si son varios por fase) = 0.0 pulg
Los resultados que da el programa son:
172
DlSENO DE SUBESTACIONES EL~CTRICAS
Nivel de voltaje interior = 492.42 kV rms
Nivel de voltaje superior = 564.84 kV rms
ve, 10s valores anteriores son superiores al valor del voltaje a tierra
-de-lasComo
b a r ~ ~i u~ e. s d e h b 0 / & k ~ . De lo cual wncluye que starnos abajo d d !
se
nivel de 100 microvolts de voltaje de radioinfluencia. que produciria radiointerferencia.
3.6.3 Efecto superficial
Una comente alterna, al circular a traves de un conductor, produce un flujo magnet i c que
~ genera una fuerza electromotriz que se opone al paso de la corriente y como
en el centro del conductor el flujo magn&ico es mayor, se produce el llamado efecto
superficial, o sea que la corriente se concentre en la periferia del conductor aumentando su resistencia aparente.
Como consecuencia de lo anterior, tambikn se ha encontrado que el conductor
mhs eficiente a el conductor hueco. Cuando se usan grupos de soleras que acttian
como un solo conductor, la corriente se concentra en las soleras exteriores con lo
que el efecto es favorable ya que estas soleras son las que tienen mejor ventilaci6n.
3.6.4
Efecto de proximidad
El efecto de proximidad se debe a1 fenbmeno resultante de las inducciones causadas
por la corriente de una barra y la corriente de retorno en la barra paralela. Estas
wrrientes generan campos magneticos que originan fuerzas electromotrices que se
oponen al paso de la corriente en las porciones mAs alejadas de las barras, haciendo
que la corriente se concentre en las porciones m h cercanas de las dos barras, produciendo un calentamiento mayor en estas zonas.
El efecto de proximidad es inversamente proportional a la distancia entre conductors. Donde hay espacio, se recomienda una separaci6n minima de unos 45 cm.
A1 reducirse la distancia, se reduce la capacidad de conducci6n debido a que aumenta la resistencia aparente del circuito.
Se define como la velocidad de radiaci6n tCrmica de un material.
Un conductor cubierto de una superficie oscura puede llevar mayor cantidad
de coniente para una determinada elevaci6n de temperatura, que un conductor simisin oscurecer su superficie.
Por ejemplo, un conductor de cobre negro puede emitir hasta 25% mAs calor
que un conductor con la superficie pulida.
are
DISERO DE BARRAS COLECTORAS
173
El efecto de la superficie de las barras conductoras sobre La cantidad total de calor disipado se muestra en la siguiente tabla tomada de un conductor redondo de
cobre de 4' de diametro.
TABLA 3-14 Emisividad tCrmica
SUPERFICIE
PALIDA
BRILLANTE
LIOERA OXlDAC16N
MEDIANA OXIDACL6N
MUY OXIDADA
PINTLIRA GRANULADA
PINTURA LISA
1
DISIPACION DE CALOR w/pi&
COEF. DE
EMlSlVlDAD
W R RADIACI~N RADIACI6N CONVECCI~N TOTAL
I
I
0.03
I
0.68
I
I
13.44
I 14.12
La vibraci6n en conductores elktricos es la causa frecuente de fallas de tipo mecC
nico.
La vibraci6n de conductores aCreos puede dividirse en dos tipos:
a) Vibraciones resonantes de alta frecuencia y baja amplitud.
b) Vibraciones de baja frecuencia y Bran amplitud, llamadas danzantes o galopantes.
Generalmenfe, esta clase de vibraciones son producidas por el viento.
Las fallas debidas a vibraciones resonantes son las mis destructivas y son causadas por la fatiga del material. La mayor parte de las fallas ocurren en 10s puntos
de soporte.
Los mCtodos mas usados para disminuir el efecto de la vibracibn son 10s siguientes:
a) Sustituyendo conductores de gran resistencia a la fatiga por materiales con
limites de endurecimiento menores.
b) Cambiando la forma de conductores cableados, en vez de un conductor s6lido.
C) Mejorando el diseiio de las clemas de soporte o colocando algunos accesorios como 10s siguientes:
d ) Usando ckmas de suspensi6n diseaadas en tal forma que la vibraci6n en un
tramo de conductor pase a trav6s de ellas a1 tramo adyacente, evitando el
reflejo de la vibraci6n en el primer tramo.
e) Usando varillas protectoras prefonnadas en las clemas de suspensi6n, que
incrementan el m6dulo de sccci6n.
f) Usando amortiguadores que absorban la energla de la vibraci6n y que eviten
las amplitudes destructivas.
Es la destruai6n de una sustancia, generalmente en metal, por la reacci6n qulmica
o eledroquimica con el medio que la rodea. Los materiales m& usados para wnductores elcaricns c ~ n son
o el wbre y el aluminio, son altammte resistentes a la corroai6n atmosftrica. En el caso del acero, aun galvanizindolo sc corroe al usarse en
tonas salinas o en mnas industriala, por lo que debe usarse en lugares sccos o
a distritos males.
Existen varios tipos de wrrosi6n, pero 10s m8s frccuentes son la corrosi6n atmwftrica y la corrosidn galvhica.
Es la corrosi6n producida en un material que esth expuesto en exteriores.
En el caso del cobre y el aluminio, esta corrosi6n produce una capa de 6xido
sobre el material, que lo aisla de la atm6sfera. protegi6ndolo y deteniendo el proceso
wrrosivo.
En el caso del acero, esta capa de 6xido no es proiectora. pot lo que la acci6n
wrrosiva continha, invisiblemente, debajo de la primera capa, hasta la destrucci6n
total del meal.
Gste a el peor tipo de corrosi6n y se debe a la accibn electroquimica de metal electropositivo cuando dos o m&s metala diferentes entran en contacto en presencia de
La corrosi6n galvhnica en zonas salinas e industriales adquiere granun electr6lito.
- - ~ r o p o r c i o n e en
s comparaci6n con zonas rurales y su intensidad se desarrolla sea n se indica en la Tabla 3-15.
de la tabla y, en caso de haber destmcci6n, el metal destruido es siempre el que se
encuenlra situado en la Dane su~eriorde la t a b l a ~ t C h M d p , i
Por ejemplo, en caso de usarse conductores de m a g n e z y de platino, se tendria
la maxima intensidad de corrosi6n galvhnica como lo muestra la tabla, destruyendo-
DISEQO DE BARRAS COLECTORAS
175
TABLA 3-15 Seric galvhica de 10s metaled
EXTREMO AN~DICO(WW
-1
u
Magnclio
Aluminio
Duduminio
Zinc
Csdmio
Hierro
Bun0
Plomo
Nlqucl
Latoncs
Brmces
Moncl
Cobre
PISIS
Or0
Platino
a
E X ~ M CAT~DICO
O
WW)
se en a t e caso la pieza de magnesio. En el caso del aluminio y del wbrc, siempre se
destmiri la nieza de aluminio.
Una manera de reducir la wrrosi6n aalvanica es disminuir a1 maxim0 la resistencia de contacto. Como caso prActico &usan elementos bimct(Uicosy pastas anticorrosivas. Las pastas anticorrosivas sellan la conexi6n contra la oxidaci6n y
wrrosi6n evitando que la humedad del ambiente penetre en la conexi6n. AdemBs,
estas pastas contienen partfculas m d i c a s wnductoras que, cuando se presionan
entre el conductor y el conector, rompen la pelicula de 6xido y a c t h wmo puentes
para Uevar la wrriente, ocupando las Areas donde se ha roto la pelicula de 6xido.
Los metodos m8s comunes para prevenir la corrosi6n entre el aluminio y el cobre son 10s siguientes:
1. Sellar las superficies de wntacto con cromato de zinc o cualquier otro tipo
de pasta anticorrosiva comercial.
2. Recubrir las superficies de wntado con estaiio, cadmio o zinc, metales que
se mcuentran en la serie galvanica mtre el aluminio y el wbre.
3. Insertar una placa b i m d c a de cobre y aluminio cntre las superficies de
wntacto, quedando unidas las superficies del mismo metal.
4. Soldar las dos superfiaes de aluminio y cobre.
El uso de las pastas selladoras es bastante wnfiable, p r o con 10s elementos atmosfCriws esta pasta se va destruyendo, quedando expuestas las superiicies de 10s
metals e inicibdose asi la destmcci6n de la junta, por lo que se debe hacer una
revisibn peri6dica de las juntas reponiendo la pasta en caso de que Csta ya no sirva.
En el caw de superficies recubiertas, es recomendable, ademh, el uso de pastas
selladoras, lo que aumenta la seguridad de este metodo. El uso del estaao, da la resistencia de contact0 m h baja que cuando se usa zinc o cadmio.
Las placas bimetlllicas se hacen uniendo fuertemente una placa de cobre sobre
una placa de aluminio ya sea por medio de soldadura a tope o por el uso de algun
cement0 conductor.
En el uso de olacas bimetacas se debe usar tambikn una Dasta anticorrosiva.
Se rt~omiendaaue al conectar dos ~iezas,una de aluminio y otra de cobre,
destruyendo.
El clllculo de las barras colectoras incluye a 10s factores vistos en 10s pzirrafos anteriores.
En primer lugar se establece el calibre minimo de las barras ya sea en cable o
en tubo y de cobre o de aluminio para soportar la corriente mkima total, prevista
para el s t a d o final de la subestaci6n. Este calibre se calcula para el conductor al
trabajar a una tempcratura mkima de 30°C sobre el ambiente de 40°C de acuerdo
con las nonnas NEMA.
3.7.1.1
Cargas vertieales en las barras tubulares
Una vez elegido el calibre minimo posible, se van dando incrementos de diimetro
de 1/2 pulg y se empiezan a calcular las distancias entre soportes para las flechas
m&ximas tolerables debidas a la carga vertical del conductor. Como se vio anteriormente, las flechas maximas estin dadas por:
1
f = 15
0L para 2 apoyos y
1 L para m& de 2 apoyos
f=200
Con estos valores de / 10s sustituimos en la f6rmula:
DISERO DE BARRAS COLKTORAS
177
Si el tubo esta como viga continua, o sea, con varios apoyos deslizantes y el central rigidamente sujeto, la flecha es de I/5 del valor anterior. Si el tub0 s61o tiene
dos claros y es deslizante en 10s extremos, la flecha es de 2/5 del mismo valor.
Ejemplo:
Calculense 10s claros maximos permitidos para las flechas maximas anteriores,
al utilizar tubo de aluminio de 2 1/2 pulg y 5 pulg de d i h e t r o .
a) Tubo de 2 1/2 pulg de d i h e t r o .
1. Sustituyendo el valor defobtenemos el claro maxim0 para un tub0 libremente apoyado:
Sabiendo que:
W.L
W,= -
12
Despejando L:
Sustituyendo valores tenemos:
2. Al considerar el tub0 con dos claros se usa flecha de 2/5 se tiene:
la flecha de 2/5 se time:
3. Al c o d d e a r d tubo como vlga continua, con m h de dos apoyos ae usa la
flsch dc 1/5:
donde:
L = 560 pulg = 14.10 m
Was Longitudes mBximas entre apoyw, sedan s610 considerando el peso del
tubo.
b) Tubo de '5 pulg de d i h a r o :
1. Para tubo librernente apoyado, usando la expresi6n (9).
DISENO DE BARRAS COLECTORAS
179
3. Para tubo usado como viga continua, usando la wprai6n
.
(IT):
-
Los seis valores antenores nos dan 10s claros maximos referidos unicamente a1
peso propio del tubo. En algunos casos para amortiguar las vibraciones edlicas se
introduce un cable de calibre adecuado al d i h e t r o del tubo, y cuyo peso deberh tomarse en cuenta en el d c u l o de las flechas de las barras. En lugara muy frios, a
la componente vertical del peso anterior habria que sumarle una m g a uniformemente repartida formada por la maxima acumulacidn de hielo sobrc el tub0 considerado.
En esta parte del c6Icul0, se consideran 10s esfuerzos horizontales a que esthn sujetas
las barras, y que son: Esfuerzo por cortocircuito, esfuerm debido a la presidn del
viento, y el esfuerzo debido a temblores de tierra. Geperdmente para d chlculo, se
consideran las siguientes sumas de esfuerzos:
1. Esfuerzo por cortocircuito
2. Esfuerzo por cortocircuito
+ viento.
+ temblor de tierra.
La mayor parte de estas dos components horizontales se considera aplicada en
"cantilever" sobre 10s aisladores soporte de las barras yes la que nos Limita la longitud del claro entre dos soportes continuos, de acuerdo con la resistencia del aislador
que se ha seleccionado.
a) Esfueno por cortocircuito
En nuestras subestaciones de 400 kV se ha aceptado hasta la fecha un cortocircuito
rnkimo de 20 000 MVA. La fuerza horizontal que ocasiona este cortocircuito es la
siguiente:
Primero se obtiene el valor de la corriente de cortocircuito para ese voltaje:
Despuk, en la Tabla 5-2 de "Distancias a tierra y entre fases", del capitulo 5
se encuentra que la separaci6n normal entre centros de fbes de buses rigidos es de
6.50 m.
Con estos datos se usa la f6rmula:
donde:
F,
= Fuerza horizontal debida a cortocircuito en lbs
I, = Corriente maxima de cortocircuito, valor efectivo en Amp
D = Distancia entre conductores en pulg
I = Longitud del chro en pies
EFta f6rmula nos da la fuerza maxima de cortocircuito entre fase y tierra, que
es un valor mayor que en el caso trifhsico, en la relaci6n de 43.2/37.5.
b) Esfneno debido a1 viento
Este esfuem se debe a la velocidad del viento, que produce una presi6n en la superficie del conductor. A continuaci6n se da ma tabla con valores de presi6n sobre diversos conductores:
TABLA 3-16 Praiona debidas a1 viento
donde:
P = Prai6n del viento en kg/mz
v = Velocidad del viento en m/seg
Para el caso de tubos se usarh la f6rmula:
P = 0.075 fl
El c&lclllode la fuerza en el tub0 debida a la presi6n del viento se calcula con
la siguiente f6rmula:
donde:
F, = Fuerza debida al viento en kg
P = Prai6n por nento en kg/m2
L = Longitud del claro en m
d = Diametro exterior del tubo, en m
Transformando la auaci6n (13) al sistema inglks nos resulta:
donde:
P = Presi6n del viento en lb/pie2
v = Velocidad del viento en pie/seg
La fuerza horizontal mixima que esth aplicada sobre el tubo, sera la suma de
la fuerza debida al cortocircuito m8s la fuerza debida a1 viento.
Igualando la fuerza horizontal mixima de un claro con la resistencia a1 esfuerzo
en "cantilever" del aislador soporte, y aplicando un factor de seguridad d e f s =
1.25, se calcula la longitud del claro miximo entre dos apoyos tomando en cuenta
s610 10s esfuerzos debidos a cortocircuito y viento.
R,
F,", = f.s
donde:
R. = Resist. del aislador en lb.
f s = Factor de seguridad.
Por lo tanto:
L=
Re
'"I + 1.19 x lo-' v'd)
1.25 (43.2 x 1W7y
donde:
= Longitud del ciaro en pies
I, = Comente maxima de conocircuito, valor efectivo en amperes
D = Distancia mtre wnductore en pulg
d = Dihctro exterior del tubo en pulg
v = Vdocidad del viento en pielseg
R. = Resistencia del aislador en "eantilwer", en lb
L
memplo: Calctilese el claro mMmo de un tub0 de 5' 0 considerando esfuerzos de cortocircuito y nento, con 10s siiientes datos (S.E.Santa Cruz):
,I = 29 OOO Amp
D = 6.50 m
d
= 5.00 pulg
v = 75 pie/s
R, = 970 1b
L=
970
1.25 (14.2 + 3.34)
Ahora, la fucm
= 44.4 pies
debida a cortocircuito por unidad de longitud a:
Sk acuerdo wn la expreci6n 12 W m o s
y por unidad de longitud:
Sustituyendo valores resulta:
La fuerza P debida al viento por unidad de longitud es, de acuerdo con la expresi6n 15:
Sustituyendo valores:
C)
Esfueno debido a temblor
Para el caso de considerar el esfuerw debido a temblor de tierra, se considera segun
el Reglamento de Constmcciones para el Distrito Federal, un empuje lateral m h o
de 0.2 (de la aceleraci6n de la gravedad g), lo que se traduce en multiplicar el peso
unitario del tub0 por un factor de 0.2 para obtener la fuerza debida a temblor, por
unidad de longitud de la barra.
Para el caso del ejemplo anterior, considerando un tub0 de 5 pulg de diametro
y con peso unitario de 5.05 lb/pie, la fuerza debida a temblor por unidad de longitud
sera la siguiente:
Este valor es menor que la fuerza debida a1 viento por unidad de longitud de
3.34 lb/pie encontrada en el ejemplo anterior, pot lo q w para objeto de cdlculo,
basta s61o considerar 10s esfuerzos debidos a cortocircuito m6.s 10s debidos a1 viento.
3.7.2
M m n i z n c i 6 n del d l c u l o por compntadora
El d c u l o de barras colectoras se puede efectuar tambi6n por medio de una computadora. Por medio de este mktodo es posible tomar en cuenta un mayor nCmero de
datos y obtener un mayor nCmero de alternativas con mucha mayor rapidez que hacikndolo en forma normal.
Para nuestros diseaos de barras colectoras de tubo, se pane de un programa
basado en obtener a partir de una variedad muy amplia de condiciones, las capacidades de potencia y corriente de cortocircuito que pueden soportar las barras para cada
una de esas condiciones. Las diferentes variables que se utilizan para el d c u l o son
las siguientes: resistencia de 10s aisladores y de 10s tubos, d i h e t r o y peso unitario
de 10s tubos, condiciones atmosf6ricas como nento y hielo, resistencia de las u ~ o nes de tub0 ya sean soldadas o remachadas, separaci6n entre apoyos, separaci6n entre fases, altura de 10s aisladores y Nveles de voltaje. La variedad de condiciones
esta dcfinida por el nCmero de valow Gue se le dan a cada variable del programa
o al generar varias condiciones por medio de incrementos en algunas variables como
son separaci6n entre fases y longitudes de claros.
Usando el teorema de 10s tres momentos para un tub0 y considerado como una
viga continua uniformemente cargada, el programa calcula las cargas en 10s aisladores soporte asi como la localizaci6n de 10s puntos de inflexi6n para determinar el
lugar donde deben efectuarse 10s empalmes de 10s tubos.
El programa permite calcular las capacidades de cortocircuito miurimas en
MVA que soportan 10s aisladores y 10s tubos variando 10s valores de las resistencias
en "cantilever" de 10s mismos, y usando diferentes longitudes de tub0 de aluminio.
Los datos que requiere el programa son 10s siguientes:
Peso unitario del tubo.
Distancia minima entre fases.
Nhmero de incrementos para la distancia entre fases.
Velocidad del viento sin hielo.
Velocidad del viento con hielo.
D i h e t r o exterior del tubo.
Resistencia de la soldadura.
Resistencia de la junta remachada.
M6dulo de secci6n del tubo.
Voltaje de operaci6n.
Longitud del claro.
M6dulo de elasticidad del material del tubo.
Momento de inercia de la secci6n del tubo.
Longitud del increment0 en la distancia entre fases.
Numcro de aisladores diferentes que sc pmeban en el diseao.
Resistencia miurima del aislador.
AItura del aislador.
DISERO DE BARRAS COLECTORAS
185
La secuencia del programa es la siguiente:
a) C&lculode 10s momentos de la barra.
1. Lee todos 10s juegos de datos que se le proporcionen para calcular varias
alternativas.
2. Obtiene 10s momentos en la barra, usando un metodo matricial que incluye la inversi6n y el producto de las matrices y escribe el momento vertical
en cada soporte.
3.Construye y resuelve juegos de ecuaciones de segundo grado para encontrar 10s puntos de inflexi6n y escribe la localizaci6n de estos puntos.
4. Por medio del momento vertical miximo, encuentra y escribe el momento
horizontal de la viga.
b) CAlculo de las capacidades maximas de cortocircuito en MVA y amperes para 10s diferentes tipos de aisladores, haciendo variar las resistencias en "cantilever" de 10s mismos.
1. Utilizando el primer tip0 de aislador, calcula las capacidades miximas de
cortocircuito en MVA y amperes que puede soportar el tubo, y da varias
soluciones para diferentes distancias entre fases. Este c&lculolo realiza
para condiciones de carga, hielo y viento y despuks para viento hicamente, tomando en cuenta que se usen juntas soldadas y juntas remachadas.
2. Al hacer este chlculo, revisa si la resistencia de la junta (soldada o remachada) es compatible con 10s esfuerzos a que estA sometido este tip0 de
tubo, en caso de no ser compatible, escribe una nota indicando que esta
combinaci6n de tub0 y junta no se pueden usar.
3. Calcula las deflexiones del tub0 y escribe la deflexi6n maKima bajo la condici6n mixima de carga.
4. Realiza el cAlculo de las capacidades maximas en MVA y amperes que
pueden soportar este tipo de aislador, dando varias alternativas de distancia entre fases y bajo condiciones atmosfkricas de viento con hielo y de
viento unicamente.
5. Inicia otra secuencia de cAlculos para otro tip0 de aislador, hasta terminar
con todos 10s tipos.
6.
Inicia otra secuencia de chlculos, pero para otro tipo o dimensi6n de
tubo, repitiendo todos 10s chlculos anteriores.
Una vez con todas las alternativas posibles y teniendo presentes varios tipos de aisladores y tubos, se toma la decisi6n m h conveniente para
las condiciones que se requieran en la subestacibn.
RESULTADOS DEL c ~ C U U )
3.8
Como resultado del cAlculo de barras colectoras tubulares a1 usar un programa de
wmputadora, se obtienen las caracteristicas de capacidad maxima de cortocircuito
de t u b s y aisladores en 10s voltajes m8s usados en las subestaciones como son 85,
230 y 400 kV.
3.8.1
Buns de 85 kV
Para el estudio K considetaron 10s siguients parhetros:
Dihetros de 10s tubos:
Separaciones entre fuses:
Separaciones entre soportes:
Carp de tuptura en "cantilever" de 10s
aisladores:
Velocidad del viento:
No se consider6 carga de bielo.
2.. 2 1/2' y 3"
2.50, 3.00 y 3.50 m
2.50, 5.00, 7.50 y 10.00 m
816 kg (1 800 ib)
80 km/h
Se consider6 la earga del cable amortiguador con un peso equivalente a un cable
ACSR 336 MCM.
La Tabla 3-17 muestra las capacidades de cortocircuito de tubos y aisladores.
3.8.1.3
Selecci6n del material y distaneins
Para una capacidad maxima de cortocircuito de 5 000 MVA y una distancia normal
entre fases de 3 metros, el d i h e t r o minitno de t u b es de 2-' 1 con separaci6n mit
2
xima entre soportes de 5 metros.
Las columnas de aislaaores con resistencia de 816 kg o equivalentes en catacteristicas mechicas, con tubo de 2-' 1 de d i h e t r o y separacibn entre soportes de
2
5 metros, permiten una capacidad de cortocircuito de 8 000 MVA.
Para wordinar la capacidad de cortocircuito entre tub0 y aisladores se puede
u t i l i r tub0 de 3" de d i h e t r o con lo cual resulta para el conjunto tub-aisladores
DISENO DE BARRAS COLECTORAS
187
TABLA 3-17 MVA mfimos de cortocircuito para barras de 85 kV
Separacidn cntrc roporles
kparaci6n
enuc fasa (m) 2.50 m 5.00 m 7.50 m 10.00 m
T u b de 2' 6
2.50
3.00
3.50
7 994
8772
9 486
3 895
4274
4 622
2 463
2703
2 923
1 669
1831
1 980
Aisladora
816 kg
2.50
3.00
3.50
11 550
12 614
13 707
8 136
8 928
9 655
6 617
7 261
7 853
3 708
6 264
6 774
2.50
3.00
3.50
11049
12 124
13112
5437
5 966
6452
3514
3 8%
4170
24%
2 738
2962
Aisladorcs
816 kg
2.50
3.00
3.50
11 484
12601
I3 627
8 082
8868
9 591
6 567
7206
7 192
5 658
6209
6 714
T u b dc T 9
2.50
3.00
3.50
14078
I5 448
16 706
6 957
7 634
8 255
4 537
4 979
5 384
3 281
3 600
3 893
Aisladores
816 kg
2.50
3.00
3.50
11402
I2 512
13 531
8015
8 795
9 511
6504
7 137
7 718
5597
6 141
6 641
I
Tub0 dc ZT' 4
N01.s:
-
1. El tub0 de 2' 4 wn upudh cnlre a
1. ~ltuba dr 2++
Eo. A
n atre
dc 10 msuor lim flccna mayor dr 1 / 2 0 dcl clam.
de 10 m a i
i
maw dc IIMO
clue.
una capacidad de cortocircuito de 7 500 MVA, que esti en concordancia con la capacidad de 10s interruptores de 85 kV.
3.8.2.1
Consideraciones
Para el estudio se consideraron 10s siguicntes pardmetros:
Diimetros de 10s tubos:
Separaciones entre fases:
Separaciones entre soportes:
5.00, 7.50, 10.00, 12.50,
15.00, 17.00 y 20.00 m.
Cargas de ruptura en "cantilever" de 10s
aisladores:
607 kg (1 340 lb).
Velocidad del viento:
80 km/h.
No se consider6 carga de hielo.
Se consider6 la carga del cable amortiguador con un peso equivalente a un cable
ACSR 336 MCM.
La Tabla 3-18 muestra las capacidades de wrtocircuito de tubos y aisladores.
3.8.2.3
S d e d 6 o del material y diitnncias
Para una capacidad maxima de cortocircuito de 15 000 MVA y distancia normal entre fases de 4.50 metros, el didmetro minimo del tub0 es de 2-' 1 con separaci6n
2
-
mlixima entre soportes de 6 metros.
Para las mismas caracteristicas anteriores pero con d i h e t r o de tub0 de 5' la
scparad6n maxima entre soportes es de 12.50 metros.
Las columnas de aisladores con resistencia de 607 kg, con tub0 de 2-'d1e dii2
metro y separaci6n entre soportes de 6 metros, permiten una capacidad de cortocircuito de 23 MO MVA.
Las mismas wlumnas de aisladores con tub0 de 5' de didmetro y separaci6n entre soportes de 12 metros permiten una capacidad de cortocircuito de 15 052 MVA.
Estos liltimos valor= e s t b m k pr6ximos a la capacidad de cortocircuito de 10s
interruptores de 230 kV.
3.8.3 Banns de 400 kV
Para el studio se consideraron 10s siguientes parhetros:
Didmetro de 10s tubos:
Scparaci6n entre fases:
DISERO DE BARRAS COLECFORAS
189
TABLA 3-18 MVA mrlximos de conocircuito para barras de 230 kV
Scparaci6n mtrc soponer
Separaci6n
entre fasa (m) 5.00 m 7.50 m 10.00 m 12.50 m
Tub0 dc 2' 9
4.00
4.50
5.00
5.50
6.00
13 341
14165
14 944
I5 685
16 392
8 438
8%0
9 452
9921
10 368
5 716
6069
6 403
6720
7 023
Nola I
4.00
4.50
5.00
5.50
6.00
24 298
25799
27 217
28 566
29 853
19 736
20956
22 IOU
23 203
24 249
17 001
18051
19 044
19 987
20 888
Nota I
4.00
5.00
5.50
6.00
18622
19778
20 860
21 893
22 880
12036
12780
13 483
14 151
14 788
8548
9076
9 576
10050
10 503
6024
6687
6 949
7 294
7 622
Aisladorcs
607 k8
4.00
4.50
5.00
5.50
6.00
24 185
25 679
27 091
28 433
29 714
19 618
20 830
21 975
23 064
24 103
16 874
17 916
18 901
19 838
20 732
14 985
15 910
I6 785
I7 617
18 411
T u b de 3' r
4.W
4.50
5.00
5.50
6.00
23 827
25 300
26 691
28 013
29 275
15 541
16 501
17 408
18 270
19 094
11 238
11 932
12 588
13 212
13 807
8 471
8 995
9 489
9 959
10 408
Aisladora
M)7 kg
4.00
4.50
5.00
5.50
6.00
24 045
25 531
26 935
28 269
29 543
19 472
20 675
21 812
22 893
23 924
I6 717
I7 750
I8 726
19 654
M 540
I4 815
I5 731
I6 5%
I7 418
18 203
Ailadora
k8
I
Tubo dc ZT'
r
4.50
Norrr:
I. El rubo de 2-dc d i h n r o , par rur e u . n e r i r r k u mcdniur. no n adauada p r n e l . d i i o drbido 8 que re cn-
cuenlrnn nlimeras im.ghuios m lor dkulor.
1. Lor tubos ds 2
-'
I y 3'de d i h n r o coo rrpu.ci6n earre rcponcr de 12.50 mar- rimen f l a b mayors dc
2
1/2M de nu ehor.
Separaci6n entre soportes:
Carga de ruptura en "cantilever" de 10s
aisladores:
Velocidad del viento:
No se consider6 carga de hielo.
5, 10, 15 y 20 m.
607 kg (1 340 lb)
80 km/h
Se consider6 la carga del cable amortiguador con un peso equivalente a un cable
ACSR 336 MCM.
La Tabla 3-19 muestra las capacidades de cortocircuito de tubos y aisladores.
3.8.3.3 Sekci6a dd material y distancias
Para una capacidad maxima de cortocircuito de 20 000 MVA, las separaciones mAximas entre soportes que admiten 10s tubos considerados son las siguientes:
a) Con separaci6n normal entre fases de 6.50 metros.
Tubo de 5' 0: 15 metros
Tubo de 6 0: 17.5 metros
b) Con separaci6n normal entre fases de 8 metros.
Tubo de 2--'1 6 : 9 metros
2
De acuerdo con 10s clUculos anteriores y tomando en consideraci6n 10s valores de
las capacidades de cortocircuito maximas en 10s diferentes voltajes, se seleccionaron
10s siguientes materiales:
Barras de 85 kV:
1 de diimetro.
1. Tubo de 2 2
2. Guga minima de nrptuta en "cantilever" de 10s aisladores: 816 kg (1 800 lb).
3. Separaci6n maxima entre soportes: 5 m.
4. Capacidad maxima de cortocircuito: 5 000 MVA.
DISERO DE BARRAS COLECTORAS
191
TABLA 3-19 M V A maximos de cortocircuito para barras de 400 kV
~
-
~
-
Separaci6n cntre sopona
Separaci6n
enlrc fasrs (m) 5.00 m 10.00 m 15.00 m 20.00 m
1
Tuba de 2 y 9
6.00
6.50
7.00
7.50
8.00
39 791
41436
43 018
44 544
46020
18 24%
19021
19 748
20 448
21 125
Nota I
Noca I
6.00
6.50
7.00
7.50
8.00
51 901
54 047
56 110
58 101
bO025
36 216
37 714
39 I54
40 542
41 885
Nom I
Noca I
Tub0 de 5' 6
6.00
6.54
7.00
7.50
8.00
91 235
95 007
98 634
102 133
105 516
44 452
46 289
48 057
49 762
51 410
28 016
29 174
30 288
31 367.
32 401
I8 648
I9 419
20 I61
20 876
21 567
Aisladores
607 kg
6.00
6.50
7.00
7.50
8.00
50 783
52 882
54 901
56 849
58 732
34 813
36 252
37 636
38 971
40 262
27 366
28 497
29 585
30635
31 649
22 615
23 550
24 449
25 a17
26 I55
Tubo de 6' r
6.00
6.50
7.00
7.50
8.00
114 108
118 826
123 363
127 738
131 969
55 967
58 281
60 506
62 652
64 727
35 852
37 334
38 7b0
40 134
41 464
24 882
25 910
26 900
27 854
28 776
Aisladares
607 kg
6.00
6.50
7.00
7.50
8.00
50 307
52 386
54 386
56 316
58 181
34 151
35 562
36 920
38 230
39 4%
26 441
27 534
28 585
29 599
30 580
21 338
22 220
23 069
23 887
24 678
Aisladora
607 k8
1. El tubo dc 2 1 . dr dilmetro. par rur spraadniear mccAnicu, no a adsundo p u a el diwfia dcbido n quc
2
2. El t u b de 2!-'
de dilmetra. ma lepu.ci6n entre soporter dc IO.C7l m time k o c h . mayor dc 1/2M dcl elaro.
2
3. Los tubos dc S' y 6'de d i i e t r o con w u i 4 n cntm ropanu de 20.W m licncn k h a r msyorn de 11333 dc
rur claros. Con s e m c i b n de 15.0 m lu k b ~ aon
r mrnorrs dc llMO dc N r cluos.
4. El t u b de Ydc d i h a r o pucde tenet +uiona
mtrc rapones h u m de 15 metros con necha ncnor dr 1/200
dc ru clnro y e-idd
de eanacircuito de 20 Om M V A .
Se usan dos d i h e t r o s de tubo, de 2--'1 y de 5'.
2
1. Tubo de 2 L wde d i h e t r o .
2
2. Carga minima de ruptura en "cantilever" de 10s aisladores: 607 kg (1 340 lb).
3. Separaci6n m h h a entre soportes: 6 metros.
4. Capacidad maxima de cortocircuito 15 000 MVA.
5. Para el tub0 de S", con el mismo tipo de aisladores (carga minima de ruptura
en "cantilever": 607 kg), y con la misma capacidad maxima de cortocircuito
(15 000 MVA), la separaci6n maxima entre soportes es de 15 metros.
1. Tubo 2-' 1 de d i h e t r o .
2
2. Tubo 5' de d i h e t r o .
3. C i i f i i f - i &-~ -~ iu ri%a 'htilever"
4. Separaci6n maxima entre soportes:
de 10s aisladores: 607 kg (1 340 ib)
a) TUPO de 2-1-' 0: 9 metros.
2
b) Tubo de 5" 0: 15 metros.
5. Capacidad mhima de cortocircuito: 20 000 MVA.
La decisi6n para utilizar tubo de Z.L'
de d i h e t r o en las barras de 85 y 230 kV,
2
se tom6 en base a la tendencia de limitar el cortocircuito en estas tensiones, abriendo
10s anillos correspondientes.
DISERO DE REDES DE
TIERRA
Uno de 10s aspectos principales para la protecci6n contra sobretensiones en las subestaciones es la de disponer de una red de tierra adecuada, a la cud se conectan
10s neutros de 10s aparatos, 10s pararrayos, 10s cables de guarda, las estructuras metalicas, 10s tanques de 10s aparatos y todas aquellas otras partes metdicas que deben
estar a potencial de tierra.
4.1.1
Necesidad de In red de tiern
La necesidad de contar con una red de tierra en ]as subestaciones es la de cumplir
con las siguientes funciones:
a) Proporcionar un circuit0 de muy baja impedancia para la circulaci6n de las
corrientes de tierra, ya sea que.se deban a una falla de cortocircuito o a la
operaci6n de un pararrayos.
b) Evitar que, durante la drculaci6n de estas corrientes de tierra, puedan producirse diferencias de potencial entre distintos puntos de la subestacibn, significando un peligro para el personal.
c) Facilitar. mediante sistemas de relevadores, la eliminaci6n de las fallas a
tierra en 10s sistemas el&tricos.
d ) Dar mayor confiabilidad y continuidad al servicio elkctrico.
4.1.2
Llmltes d e corriente tolerabies por el cuerpo humano
La conducci6n de altas corrientes a tierra en instalaciones electricas, debidas a disturbios atmosftricos o a fallas del equipo, obliga a tomar precauciones para que 10s
gradientes elCctricos o las tensiones resultantes no ofrezcan peligro a 10s operadores
o, en general, al personal que labora en el recinto. Intensidades del orden de miles
de ampens, produan gradientes de potencial elevados en la vecindad del punto o
puntos de contacto a tierra y si, ademis, se da la circunstancia de que alglin ser viviente se apoye en dos puntos, entre 10s cuales existe una diferencia de potencial debida al gradiente amiba indicado, puede sufrir una descarga de tal magnitud que
sobrcpase el h i t e de su contractilidad muscular y provoque su cdda. En tal situaci6n. la comente que circula por su cuerpo aumenta y si por desgracia b t a pasa por
abdn Qgano vital como el coraz6n, puede originar fibrilaci6n ventricular y sobrevenir la muerte.
El umbral de percepci6n se acepta generalmente como de aproximadamente 1
miliampere. Si el camino de la corriente incluye la mano y el antebrazo, las contracciones musculares, el malestar y el dolor aumentan d crecer la corriente y bastan
intensidades de unos cuantos miliamperes para evitar que el sujeto pueda soltar el
electrodo agarrado con la palma de la mano, que es la condicci6n de contractilidad
antes mencionada.
Se pueden tolerar intensidades de corriente superiores, sin originar fibrilacidn,
si la duraci6n es muy Eorta. La ecuaci6n que Jiga 10s parhetros de la intensidad
de corriente tolerable y el tiempo que puede tolerarla un organism0 es:
Resulta:
en donde I es el valor efectivo de la corriente que circula por el cuerpo, en amperes
y t es el tiempo de dwacibn del choque elktrico en segundos. 0.0135 es una constante de energia, derivada empiricamente.
Es necesario para una buena comprensi6n tomar en cuenta 10s diversos casos
que pueden presentarse al hacer contacto con superficies a diferente potencial. Las
diferencias de potencid tolerables se determinan de acuerdo con 10s conceptos de
tensiones de "paso", de "contacto" y de "transferencia".
En la Figura 4-1 se muestra el circuito equivalente de la diferencia de tensi6n
de un "paso" o contacto entre 10s pies.
La distancia de contacto entre 10s pies se supone de 1 m.
La Figura 4-2 muestra el circuito equivalente para un "contacto" entre la mano
y 10s dos pies. La distancia medida sobre el suelo, igual al alcance normal, es de I m.
En la Figura 4-3, se muestra un ejemplo de un contacto con potencial "transferido". En este caso se hace contacto con un conductor que estd a tierra en un punto
lejano. La tensi6n del choque elktrico puede ser esencialmente igual a la elevaci6n
total de potencial de la malla de tierra.
Los circuitos incluyen las resistencias del sistema de electrodes de tierra (R,,
R, y RJ,las resistencias de contacto de la mano y la de 10s zapatos (las dos Slltimas
se consideran despreciables), la resistencia R, del terreno inmediato debajo de cada
pie y la resistencia del cuerpo R,. Para fines prdcticos se consideran:
R, = 3 s para cada pie, dondePs es la resistividad superficial (ohms-m) que
toca el pie.
El valor de la resistencia del cuerpo humano R, es variable, recomenddndose
tomar 1 000 ohms para la resistencia entre 10s dos pies y entre pies y manos.
Sustituyendo las constantes apropiadas de 10s circuitos en cada caso y 10s valores tolerables de corriente de la ecuaci6n (1) se obtiehe:
E0.W
=
116 + 0 . 7 ~
volts
\rT
RT
+ -)I,
2
-
;
~~M
1
0
-
+ 1 . 5 ~)0 116
\rT
E",.
= (R,
Emntaflo
- 116 + 0.17~,volts ; v w x *rna*cJ
d7
= (1 000
l-a€lAu
Como norma, se ha tomado como valor m h i m o de tensi6n que puede soportar
el cuerpo humano durante un tiempo de 1.2 seg el valor de 150 V.
4.1.3
Disposiciones besicas de las redes de tierra
Para las redes de tierra, se han considerado bhicamente 3 sistemas:
a) Sistema radial
6 ) Sistema de anillo
C ) Sistema de red
C u m cb dmaci6n cb lensi6n
mspsuo r urn Usna lejana, d
I
CirCUlU una m n i n t e de
mnocirmilo I par la eatructura.
Cuna cb d.vaei6n de tensih
r e 8 p m a una tierrs lejana, al
dnxllu urn ~ n i dsa
COROCC~il0IPOT I. glVuC1ura.
RT
-
Maiatmcia ds tiana
FIG. 4-2 Tensi6n de contact0 a una estructura conectada a tierra
Cuwa de elevaci6n de tensl6n
respecton una tierra lejana al
circular una corriente de
Rc
w
Ro
FIG. 4-3 Tensidn de transferencia
RT
P
--
ReeiMencI.9 dd CUT
'
de tiem
4
El sistema radial es el m h barato pero el menos satisfactorio ya que a1 producirse una falla en un aparato, se producen grandes gradient- de potential.
Este sistema consiste en uno o varios electrodos a 10s cuales se conectan las derivaciones a cada aparato.
El sistma de anitlo se obtiene colocando en forma de anillo un cable de cobre
de suficiente calibre (aprox. 1 000 MCM)alrededor de la superficie ocupada por el
equipo de la S.E. y conectando derivaciones a cada aparato, mediante un cable m8s
delgado (500 MCM o 410 AWG).Es un sisterna ecodmico y cficiente y en 4 se eliminan las grandes distancias de descarga a tierra del sistema radial. Los potenciales
peligrosos disminuyen al disiparse la corriente de falla por varios caminos en paralelo.
El sistema de red es el mis usado actualmente en nuestro sistema electrico y
consiste, como su nombre lo indica, en urn malla formada por cable de cobre
(aprox. 4/0 AWG)conectada a travCs de electrodos de vatillas de copperweld a partcs m8s profundas para buscar zonas d e menor resistividad. Este sistema es el m h
eficicnte, per0 tambikn el m8s car0 de 10s tres tipos.
4.2
4.2.1
Elementos d e la red d e tierra
Conductores
Los conductores utilizados en 10s sistemas de tierra son de cable de cobre de calibres arriba de 4/0 AWG dependiendo del sistema que se utilice. Se ha escogido el
calibre d n i m o de 4/0 AWG en cobre por razones mecinicas, ya que elktricarnente
pueden usarse cables dc cobre hasta No. 2 AWO. Para sistemas de anillo se ha usado
cable de wbre de 1 000 MCM y en cambio, para el sistema de malla, se est.4 usando en la actualidad cable de cobre de 410 AWG.
Se utiliza el cobre por su mejor conductividad, tanto electrica Como tCrmica,
y, sobre todo, pot ser resistente a la corrosi6n debido a que es cat6dico respecto a
otros materiales que pudieran estar enterrados cerca de 61.
Son las varillas que se clavan en terrenos m8s o menos blandos y que sirven para
encontrar zonas m8s humedas, y pot lo tanto con menor resistividad elktrica. Son
especialmente importantes en terrenos desprotegidos de vegetaci6n y cuya superficie, a1 quedar expuesta a 10s rayos del sol, est.4 completamente seca.
Los tlectrodos p"eden fabricarse con tubos o varillas de fierro galvanizado, o
bien, con varillas de copperweld.
En el caso del fierro galvanizado, se puede usar en terrenos cuya constituci6n
quimica no ataque a dicho material.
En terrenos cuyas componentes son mPs wrrosivas, se u t i l i el coppenveld
que consiste en una varilla de fierro a la c u d se adhiere una l h n a de cobre. Este
cobre estA soldado s6lidamente yen forma continua a la varilla de fierro. Este material combina las ventajas de alta conductividad del cobre con la alta resistencia mechica del fierro. Tiene buena conductividad, excelente resistencia a la corrosi6n,
buena resistencia mechica para ser clavada en el terreno y se puede wnectar a 10s
cables de la red de tierras a trav& de 10s conectores mencionados en el inciso 2.4.
4.2.3 Eleetrodos para pararrayos
Con este titulo distinguimos al conjunto de electrodos que se instalan sobre la parte
m8s elevada de las estructuras de una subestaci6n y que sirven para complementar
la red de cables de guarda que se extiende sobre 10s copetcs de las estructuras de la
subestaci6n (S.E.) para protegerla de las posibles descargas directas de 10s rayos.
Dichos electrodos estin fabricados con tramos de tub0 de fierro galvanizado
de unos 40 mm de diimetro y 3 m de largo, atornillados a la structura de la S.E.
y cortados en bisel en su parte superior para producir el efecto de punta.
Debido a que las descargas de 10s rayos son de atta frecuencia, se recomienda
que las terminales de descarga de la red de hilo de guarda, asi como las terminales
de descarga de 10s pararrayos deban tener, como minimo, el mismo calibre del cable de la red de tierra y lo ideal seria utilizar un cable de descarga del mismo calibre
de las barras para atenuar el reflejo de ondas que provoca un aumento en la amplitud de la onda de choque.
4.2.4 Conectores y accesodos
Son 10s elementos que nos sirven para unir a la red de tierras 10s electrodos profundos, las estructuras, 10s neutros de 10s bancos de transformadores, etc.
Los conectores u t i l i d o s en 10s sistemas de tierra son principalmente de tres
tipos.
a) Conectores atornillados
b) Conectores a presi6n
C ) Conectores soldados
Todos 10s tipos de conectores deben poder soportar la corriente de la red de
tierra en forma continua.
Los conectores atornillados se fabrican con bronces de alto contenido de cobre,
formando dos piezas que se unen por medio de tornillos cuyo material est8 formado
por broncs al silicio que les da alta resistencia mecPnica y a la corrosi6n.
La utilizaci6n del bronce, que es un material no magnetico, proporciona una
conducci6n segura para las descargas atmosftricas que son de alta frecuencia.
Los conectores a pcesi6n son m b econ6micos que 10s atornillados y dan mayol
garantia de buen contacto.
Los conectores soldados (cadweld) son 10s m& econ6micos y seguros por lo que
se usan con mucha frecuencia.
Los conectores para sistemas de tierra difieren de 10s usados en barras colectoras, en que se fabrican para unir 10s electrodes de tierra al cable; de la malla de tierra
al cable de las estructuras, etc. En general, se utilizan en 10s siguientes t i p s de conexiones atornilladas:
a) Del electrodo al cable de cobre de la malla, tomando en cuenta si el cable
I
es paralelo o perpendicular al electrode.
I
b) Del clectrodo a dos cables verticales.
c) Del electrodo a tres cables verticales.
d) De un cable a un tub0 o columna.
e) De dos cables a un tub0 perpendicular a ellos.
f) Zapata para conexi6n a diferentes equipos.
g) Conector T de cable a cable.
h) De un cable a placa.
iJ De dos cables a placa.
J) De tres cables a placa.
k) De variUa a placa.
4.3 Factores considerados en el diseiio
Habiendo fijado 10s limita tolerables de tensi6n, puede procederse al disefio y a la
constmcci6n del sistema de tierra, para lo cud se tomaran en consideraci6n 10s factores que en seguida se enuncian.
4.3.1
Caracteristicas del terreno
Para determinar las caracteristicas del suelo, normalmente se obtienen muestras hasta una profundidad razonable que pueda permitir juzgar de la homogeneidad y con-
dicionts de humedad o nivel de aguas freiticas. Para determinar la resistividad
eltctrica es conveniente hacer mediciones con mttodos y aparatos aceptados para
estos fines. Las mediciones deben incluir datos sobre temperatura y condiciones de
humedad en el momento de efectuarlas, tipo de terreno, profundidad de la medici6n
y concentraciones de sales en el suelo.
La siguiente tabla da una idea de 10s valores medidos de la resistividad:
DISESO DE REDES DE TIERRA
TABLA 4.1
201
Resistividades medias del terreno
TIP0 DE TERRENO
RESISTIVIDAD
EN OHM-METROS
TIERRA ORGANICA
MOJ AD A
TIERRA HOMEDA
TIERRA SECA
ROCA S ~ L I D A
1 01
lo'
El contenido de sales, Acidos o fdcalis afecta en forma muy apreciable la resistividad abatikndola. La resistividad depende fuertemente del contenido de humedad.
Cuando &a se reduce abajo del 22% por peso, la resistividad crece bruscamente.
En este caso, se impone el uso de varillas verticales de suficiente longitud para llegar
a las capas de mayor humedad e instalar las mallas del sistema de tierras a mayores
profundidades a efecto de que queden en contact0 con la tierra humeda.
La grava o roca triturada colocada en la superficie ayuda tanto a evitar la evaporaci6n del agua como a reducir la magnitud de 10s choques elktricos, dada su alta
resistividad.
La temperatura tambikn ejerce una influencia apreciable sobre la resistividad
del terreno. A menos de O°C la resistividad crece bruscgmente y a mayores temperaturas decrece, except0 al llegar a1 punto de ebullici6n del agua que rodea al electrodo
por el cual pase una corriente muy intensa, resultando entonces resistividades elevadas debido a la evaporaci6n de la humedad.
4.3.2 Corrientes miximas de cortocircuito a tierra
Para determinar el valor corrercto de la corriente de falla a tierra, utilizada en el
cAlculo del sistema de tierras, se decesita:
a) Determinar el t i p de falla posible a tierra que produzca el miximo flujo de
corriente entre la malla del sistema de tierras y la tierra adyacente, y por lo
tanto su mayor elevaci6n de potencial y 10s mayores gradientes locales en
el Area de la subestaci6n.
b) Determinar por c6mputo o por analizadores, el miximo valor efectivo de
la corriente simktrica de falla a tierra f entre la malla de tierras y la tierra
circundante en el instante de iniciarse la falla.
4.3.2.1 Tipos de fallas a t i e m
Son de dos t i p s principalmente:
205
DISEAO DE SUBESTACIONES EL~CTRICAS
a) Falla monofbica a tierra
b) Falla polifhica a tierra
Para cualquiera de 10s tipos de falla mencionados, se debe hacer primero un diagrama equivalente a 10s de la Figura 4-4, que represente la situaci6n real de 10s circuitos.
El diagrama debera incluir todo hilo akrm neutro que estk conectado al sistema de
tierras o a 10s neutros de 10s transformadores.
4.3.2.2
Componente simhtrica de la comente a tiern en el instante de
In lnlclaci6n de la falla
El maxima valor efectivo de la corrimte simttrica de falla a tierra
la ecuaci6n:
r se calcula por
r = 3R + 3R, + (R,+ R, +3ERJ + j (X;+ X, + Xo) amperes
(4)
En la mayoria de 10s casos, cuando la resistencia sea despreciable se usa:
r = x; + 3E
x, + xo amperes
En las ecuaciones anteriores:
= Valor efectivo de la corriente simktrica en el instante en que se inicia
la falla a tierra, en amperes.
E = Tensi6n de fare a neutro, en volts.
R = Resistencia a tierra estimada del sistema de tierra local de la subestaci611, en ohms.
=
Resistencia minima de la falla misma, en ohms.
R,
R, = Resiqtencia de secuencia positiva, en ohms por fase.
R, = Resistencia de secuencia negativa, en ohms por fase.
R, = Resistencia de secuencia cero, en ohms por fase.
X; = Reactancia subtransitoria de secuencia positiva, en ohms pot fase.
X, = Reactancia de secuencia negativa, en ohms por fase.
X, = Reactancia de secuencia cero, en ohms por fase.
I"
Los valores de R , , R2, RorX;,X, y Xo sorllos correspondientes del sistema vistos desde el punto de falla. Los d c u l o s se efectuan excluyendo las corrientes que
no circulan entre el sistema local de tierras y la tierra. (V6anse 10s casos 1, 3 y 4 de
la Figura 4-4.)
CaSO
I. Falla dentra
del
-~
-~ k-d de la sstaci6n. S i S e
made Ierras l o d solamente La wrroente ae IaUa u.
~
~
~
~
~
~
~~~
~~
~~
pue ei csmlno madlam oumrntolrado pot la red de
nenado s Uena &lo en pvnto remalo Lawlrlenle 1tal m Idla lluye M la red as llsna hacsa ta llerra
Case 3. Falla en la estaclan. Sistema conectado a tiwra tanla en la estaci6n como en olras puntos. La
mrrlenle de lalla regreoa a1 neutro locd a trav6s de la red ds tierras y a lm neutros remotos a Ira"& de
la tierra. h
t
a er la cwnpanente que i m p r a sn el ealudio de tensimes pellgosas.
Case 4 Fa la en la ,nea lvera de la eslac86n S sterna a taarra 1mente y en Mms p ~ n t wPane de la
corr enle regrera ae a tmrs a1 s,stems local de t~wrasy delerm na el admento de potencral f gradlenler
all CaSOr I.2 y 3 mdeslran fallas dentro del locd MI la ertac~onEl caw 4 muaslra una falla exlerna en
la linea
FIG. 4-4
4.3.3
Factores d e correcci6n considerados en el cillculo d e las corrientes
d e cortocircuito
En el dlculo anterior, se usan factores de correcci6n para la determinaci6n de la
corriente de falla a tierra que se considera para el dlculo del sistema de tierras. Los
factores de correcci6n se usan en 10s siguientes casos:
a) Cuando sea necesario tomar en cuenta el efecto del desplazamiento de la onda de corriente por corriente continua y 10s decrementos en las componentes
transitorias de corriente directa y alterna de la corriente de falla.
b) Cuando sea peninente tomar en cuenta 10s aumentos de las corrientes de faIla a tierra debidos al crecimiento del sistema el&trico.
4.3.3.1
Factor d e decrement0 D
Este factor se produce por el desplazamiento de la componente de corriente directa
y por la atenuaci6n de las componentes transitorias de corriente alterna y directa de
la corriente de falla.
Debido a que 10s cortocircuitos suceden en forma aleatoria con respecto a la
onda de tensibn y, como el contact0 puede existir en el momento en que se inicia
la falla, se hace necesario suponer una onda de corriente de falla a tierra asimktrica
desplatada 100% durante el tiempo del choque elkctrico. Como las experiencias para fijar el umbra1 de fibriIaci6n e s t h basadas en corrientes senoidales simCtricas de
amplitud constante, es necesario determinar la magnitud efectiva I de una corriente
senoidal equivalente a la onda de falla asimktrica. El valor de I se determina pot la
siguiente expresi6n.
donde:
I
= Valor efectivo ajustado de la corriente de falla a tierra, en amperes para
usarse en 10s calculos.
T = Duraci6n de la falla y por lo tanto del choque electrico, en segundos.
r = Tiempo a panir de la iniciaci6n de la falla.
i, = Valor efectivo de la corriente de falla a tierra, a1 tiempo I.
DISERO DE REDES DE TIERRA
D = Factor de decremento que toma en cuenta el efecto del desplazamiento
de la corriente directa y a la atenuacibn de las componentes transitorias
de corriente alterna y directa de la corriente de falla.
Al aplicar la ecuacibn anterior, resultan para el factor de decremento D 10s valores que a contiuuaci6n se indican:
TABLA 4-2 Factores de decremento
Para otros valores de duracibn intermedia pueden interpolarse linealmente 10s
valores del factor D.
4.3.3.2
Factor d e seguridad por crecimiento de la subestaci6n
Resulta prudente tomar un margen adecuado para estimar 10s aumentos futuros de
las corrientes de falla por aumento de la capacidad del sistema electric0 o por interconexiones posteriores, pues las modificaciones posteriores a la red de tierra resultan
costosas y generalmente se omiten dando motivo a introducir inseguridad en el sistema. Este efecto puede tomarse en cuenta disminuyendo la impedancia del sistema
o aplicando un factor de seguridad al valor calculado de la corriente de falla.
4.3.4
Efecto de la resistencia de la red de tierra
En la mayoria de 10s casos basta con calcular la corriente de falla a tierra despreciando las resistencias. Sin embargo, pueden presentarse casos en donde la resistencia
predicha del sistema de tierras sea muy alta comparada con la reactancia del sistema
que obligue a tomarla en cuenta. Esto implica un problems, pues mientras no estk
disefiado el sistema no puede conocerse su resistencia. Este circulo vicioso se puede
romper, ya que una vez determinada la resistividad del terreno, la resistencia depende del Area del sistema de tierra que normalmente ya se conoce.
La resistencia puede estimarse por:
0 con mayor precisi6n por:
En donde:
R = Resistencia d d sistema de tierras de la subestaci6n, en ohms.
J = Raistividad media del terreno, en ohms-metro.
r = Radio del circulo que tenga la misma itea que la ocupada por el sistema
de tierras, en metros.
L = Longitud total de 10s conductores del sistema de tierras, en metros.
Esta raistencia es de una fracci6n de ohm.
4.3.5
Efecto de 10s huos de guarda
Cuando 10s hilos Be guarda de Las l i n w abreas quieran conectarse a la malla de
tiesra dc la subestaci6n, debe de tomarse en cumta que bstos desvian una pequeila
porci6n de la comente de falla restsndosela al sistema de tierras. En vista de que
la comente a tierra se divide en proporci6n inversa a las resistencias de la malla y
de 10s hilos abreos, se hace necesario establecer sus valora aunque sea aproximadamente.
Un hilo de guarda de una linea que estk wnectado a tierra en muchos puntos
se wmpona como un conductor con una impedanaa longitudinal Z, y con una
conductancia transversal 1/R2 y si la linea es de una longitud suficientemente grande, la impedancia cquivalente es independiente de la longitud y puede calcularse por:
Por ejemplo, un hilo de guarda de acero, de 70 mm2 de secci6n tiene una impedancia longitudinal de aproximadamente 4 ohms/km.; si se suponen 3 conexiones
a ticrra por km de 30 ohms cada una, la resistencia transversal es de unos 10
ohm/km. El hilo visto desde la fuente aparece como una impedancia de 6.3 ohms,
ligeramcnte inductiva que qucda en paralelo con la resistencia propia de la subestaci6n. si K wnecta a su estructura.
Se 0bsewa que 6.3
R y se puede dapreciar en la mayoria de 10s casos la
corriente de tierra que se desvia por 10s hilos de guarda.
DISERO DE REDES DE TIERRA
207
FIG. 4-5 Flujo de corriente de tierra por un hilo de guarda
Este metodo de chlculo estA encaminado a dar una soluci6n prhctica a1 disefio de
sistemas de tierra basado en establecer limites seguros de diferencias de potencial
que pueden existir en una subestaci6n. bajo condiciones de falla, entre puntos que
pucden ser tocados por algJn ser humano. Sin embargo, es refomendable usar mktodos de prueba para verificar la seguridad del sistema de tierras una vez constmido.
En el cAlculo del sistema de tierra que aqui se presenta. se considera que el sistema esth formado por una malla de conductores enterrados horizontalmente.
DlSEAO DE SUBESTACIONES ELBCTRICAS
208
4.4.1.1 Diseao preliminar
Antes de hacer el diseiio, es conveniente empezar por la inspecci6n del proyecto de
la subestaci6n, referente a la disposici6n del equipo y de las estructuras.
Un cable continuo debe bordear el perimetro de la malla para evitar concentraciones de corriente y por lo tanto gradientes altos en 10s extremos de 10s cables. Para
formar la malla se wlocan cables paralelos, en lo posible, a diitancias razonablemente unifonnes y a lo largo de las estnrcturas o alineamiento del equipo, para facilitar las conexiones.
El disefio preliminar debe ajustarse de tal manera que la longitud total de 10s
conductores enterrados, incluyendo las varillas, sea cuando menos igual a la calculada con la ecuaci6n (8). para que las diferencias de potencial locales permanezcan
dentro de 10s limites tolerables.
Los conductores de las mallas deben reforzarse en 10s casos que lo ameriten.
para que pucdan Uevar las corrientes de falla maximas.
Se supone el sistema formado por mallas de cable de cobre enterrado a una profundidad de 0.3 a 0.5 m debajo de la superficie, aproximadamente. En nuestras subestaciones instdamos varillas verticales de cooperweld de aproximadamente 5 / 8 '
de d i h e t r o y de unos 3 metros de longitud, principalmente cuando la resistividad
del terreno es alta en la superficie.
4.4.1.2
CPlculo del calibre del conductor de la red
Cada uno de 10s elementos del sistema de tierra, incluyendo 10s conductores de la
propia malla, las conexiones y 10s electrodes, deberin diseiiarse de tal manera que:
a) Las uniones elCctricas no se fundan o deterioren en las condiciones m& desfavorables de magnitud y duraci6n de la corriente de falla a que queden expuestas.
b) Los elementos sean mechnicamente resistentes en alto grado, especialmente
en aquellos lugares en que quedan expiestos a un dano fisico.
c) Tengan suficiente wnductividad para que no contribuyan apreciablemente
a producir diferencias de potencial locales.
La ecuaci6n de Onderdonk permite seleccionar el conductor de cobre y la uni6n
adecuados para evitar la fusi6n.
La ecuaci6n es la siguiente:
En donde:
I
A
= Corriente en amperes.
=
Secci6n de cobre, en circular mils.
S = Tiempo durante el cual circula la corriente I. en segundos.
T,,,= Temperatura maxima permisible, en grados centigrados.
T, = Temperatura ambiente, en grados centigrados.
Pueden suponerse normalmente 10s siguientes valores:
T, = 4ooc.
T, = 1 083OC. temperatura de fusi6n del cobre.
T, = 450°C, temperatura permisible para la soldadura de l a t h .
T, = 250°C, temperatura permisible para las uniones con conectores.
La Tabla 4-3, permite seleccionar en fonna rdpida la seccibn de cobre necesaria,
a partir del tiempo de duraci6n de la falla, bashdose en la ecuaci6n anterior.
TABLA 4-3 Calibres del conductor de cobre mlnimos,
que previenen la fusi6n
Circular mils por ampere
Tiempo de duraci6n
de falla
30 segundos
4 scgundos
l scgundo
0.5 segundor
4.4.1.3
Cable
Con uniones dc
soldadura dc
Con unioncs de
solo
la16n
co~ores
40
30
14
7
5
20
I0
6.5
65
24
I2
8.5
Cdlculo de 10s potenciales de paso, de contacto y de malla de la
red de tierra
Como paso previo para determinar la longitud adecuada del conductor que forma
la malla, se hace uso de la ecuaci6n que limita la tensi6n de contacto ya que las tensiones de paso que se obtienen en instalaciones apropiadas son generalmente menores y, ademh, las resistencias en sene con 10s pies limitan la corriente a travh del
cuerpo y kste tolera corrientes de magnitud superior a travks de las extremidades inferiores.
Las tensiones de transferencia son mas diffciles de limitar y generalmente obligan a aislar las partes, o a tratar en fonna especial el problema (vhase inciso 4.4.1.6).
Sc escogen gemralmente las tensiones de contacto a esttucturas wnectadas a
tierra al cenuo del recthguto de una malla en vez de Ias tensiones de contacto de
puntos a 1 metro de distancia horizontal al conductor, ya que existen muchas posibi-
lidades de que el objeto tocado a distancias superiores a un metro, est6 conectado
directa o indirectamente a la m a k Este caso especial de tensibn de contaao se Uamar&"temi6n de malla". Generalmente es de un valor superior que las tensions
de wntacto, a un metro del conductor de la malla.
Para instalaciones con tamaiios de conductores, profundidad de enterramiento
y espaciamientos dentro de 10s Umites usuales, 10s valores de las diferentes tensiones
son de las siguientes magnitudes:
donde:
= tensi6n de un paso, de una distancia horizontal de un metro, en
E,
E,,
E-
volts.
= tensibn de wntacto a una distancia horizontal de un metro del conductor de la malla de tierra, en volts.
= diferencia de potential, en volts, del conductor de la malla y la superficie del terreno al centro del rectangulo de la malla.
p = resistividad elktrica del terreno, en ohm-metros.
i = corriente, en amperes por cada metro de conductor enterrado, que
fluye a tierra.
Las f6rmulas antenores son aproximadas y para tomar en cuenta la profundidad de entermmiento, la irregularidad en el flujo de la corriente en partes diferentes
de h red, d d i h e t r o de 10s conductores y su espaciamiento pueden usarse las 161mulas siguientes:
donde:
K, = s un coeficiente que toma en cuenta el e f m o del niunero de conductores paralelos n, el espaciamiento D, el d i h e t r o d y la profundidad de
enterramiento h de 10s conduaores que forman la red.
Su valor se calcula como sigue:
trlo& 16hd
z
1
K"
4
6
' ...
8
etc.
I
el n6mero de factores en el segundo tCrmino es de dos menos que el nlimero de conductor- paralelos en la red bisica, excluyendo las conexiones transversales.
Kt = es un factor de correcei6n por irregularidades para tomar en cuenta el
Q
I
L
flujo de corriente no uniforme de partes diversas de la red. V h e la Figura 4-6.
= es la resistividad media del terreno, en ohm-metros.
= es la corriente total efectiva maxima, en amperes, que fluye entre la red
de tierra y la tierra, ajustada por decrement0 y crecimimto futuro del
sistema.
= es la longitud total del conductor enterrado, en metros.
Por lo que toca al factor de irregularidad K,,b t e fluct6a mtre I .O y algo m8s
de 2 como se 0bsewa en la Figura 4-6 y depende de la geometda de la red. En la
misma figura estan anotados 10s valores del product0 K, . K,.N6tese que 10s valores mhs altos resultan en las esquinas de la red, debikndose al hecho de que la corriente se wncentra rn& en 10s lados y en las esquinas.
Una vez calculadas las tensiones de paso, de contact0 y de malla, y utilizando
la longitud aproximada del diseiio preliminar, se comparan dichas tensiones con 10s
valores tolerables del cuerpo humano, yen esta forma $esabe si el diseilo queda dentro de 10s limites de seguridad requeridos. En urso de no ser asl, se procede a calcular
la longitud total del conductor necesaria para caer dentro de 10s limites de seguridad.
4.4.1.4
CPlculo de la longitud total del conductor
Igualando el valor de Ed, de la ecuaci6n (14) al maxim0 valor tolerable de la
ecuaci6n (3) se obtiene:
De aqui se deduce el valor deL, o sea, la longitud del conductor enterrado necesaria para mantener la tensi6n de malla dentro de 10s Ifmites de seguridad:
donde:
Q, = resistividad del terreno inmediato bajo 10s pies, en ohms-metro.
Toma en cuenta el tratamiento de la superficie (p. ej. grava) que puede
tener una resistividad diferente a la del terreno natural.
t = duraci6n maxima de k falla, en segundos.
MAUA A
MALLA d
MALLA C
MALLA D
MALU E
MALLA F
La6 cilran en iO. diagramas son los productos de 10s meflcientes Km x Ki detwrninadosen dalos expenrnentelea obtenldas pot Koch.
-
qus loa valores de K, para las Mallan A. 8. C y D weden cdwlarse muy apmximadarnenlepor K,
0.650 + 0.172 n en donde "n" es el numem de mnductorss padslas en una dirsecl6n.
N61-
Determinaci6n de 1-
meficienlesK, y K, de la ecuaci6n.
Emai~a= Km
. kip^I
FIG. 4-6
DISERO DE REDES DE TERRA
213
Se dan casos en 10s aue la lonnitud
- calculada ~ o lar ecuaci6n anterior es demasiado grande, como para ser econ6micamente realizable. En estos casos es recomendable tomar en cuenta todos 10s conductores que deriven la corriente de falla, como
son electrodes enterrados, tuberias de agua o cualquier otra tuberia de hierro enterrada, asi como cimentaciones o redes de tierra que no se habian considerado por
ser pequefias.
En 10s casos donde 10s valores de la resistividad del terreno y la corriente de
falla sean bajos, la longitud calculada resulta tan pequefia, que se hace dificil hacer
las conexiones del equipo a la malla. En est6s casos se necesita m& conductor que
el necesario para el control de 10s gradientes de potencial en la malla.
4.4.1.5 Cdlculo de la elevacidn m k h a del potencid de la red y cficulo
de 10s potenciales de paso en la periferia de la malla
El aumento mbimo de potencial de la red de tierra sobre un punto remoto de la
tierra, se obtiene multiplicando el valor de R de toda la malla, obtenido por medio
de la ecuaci6n (a), por la corriente total de falla.
donde I es la corriente mixima de cortocircuito. De esta ecuaci6n se comprende que
para valores bajos de R o I, la elevaci6n de tensi6n E puede resultar dentro de 10s
valores de seguridad. Si asi resultara, no habria necesidad de d c u l o s adicionales.
Generalmente no suede asi y se hace necesario hacer una comprobaci6n de 10s potenciales locales.
Dentro de la malla, es posible reducir 10s potenciales de contact0 y de paso a
cualquier valor deseado, haciendo las erogaciones correspondientes, aun llegando al
extremo de reducir 10s valores de tensi6n a cero, utilizando una placa dlica. Pero
el problema de 10s potenciales peligrosos fuera de la malla, pueden existir aun cuando se use una placa dlida.
La ecuaci6n mAs exacta, para calcular 10s potenciales de paso fuera de la malla,
es la siguiente:
Em, = K, K , p :
:Rs
. I(i.p -31
donde:
K,
=
L
es un coeficiente que toma en cuenta el efecto de nlimero de conductores
n de la malla, el espaciamiento D y la profundidad de enterramiento h
de 10s mismos.
Su valor se calcula como sigue:
f 14
DISENO DE SUBESTACIONES E L B ~ R I C A S
El niunero total de tCrminos dentro del parkntesis es igual al numero de conductores trausversales (los de menor longitud) en la malla bisica, excluyendo las conexiones de 10s conductores paralelos (10s de mayor longitud) K,.p, I y L son 10s
parametros definidos en la ecuaci6n (IS).
Gencralmente cuando la6 resistividades de la superficie tanto dentro como fuera
de la malla son semejantes, 10s potenciales de paso en la periferia no resultan peligrosos. Pero cuando la seguridad dentro de la malla se consigue s610 utilizando roca
triturada de alta resistividad, colocada en la superficie y si dicha roca no se prolonga
fuera &I sistema de tierra, 10s potenciales de paso fuera de la malla pueden resultar
peligrosos. Esto se puede evitar prolongando fuera de la malla la capa de roca triturada, o eliminando esquinas o proyecciones agudas en la malla propiamente.
4.4.1.6
Investigaci6n de ios potenciales de transferencia
Entre las Areas de la red de tierra y puntos externos existe el peligro de producirse
potmciales de transferencia a travks de 10s conductores de 10s circuitos de comunicaci6n o de seaales de 10s hilos neutros de 10s circuitos de baja tensibn, de 10s conduits,
tuberias, rides, rejas metslicas, etc. El peligro reside generalmente en 10s potenciales
de contacto. La importancia del problema se encuentra en las muy altas diferencias
de potencial que pueden resultar, acerdndose al valor mAxho de elevaci6n de la
teasi6n de la red de tierra durante 10s cortocircuitos, en contraste con la porci6n relativamente baja de ella que se obsewa normalmente en las tensiones de "paso" y
de "contacto" dentro del h a de la malla de tierra.
Para estos casos se han diseilado aparatos de protecci6n, como son 10s transformadores de aislamiento y de neutraliici6n. o se dan recomendaciones de c6mo con a t a r ciertos elernentos de la subestaci6n para evitar estas condiciones pdigrosas.
Las r&omendaciones bhicas son las siguientes:
Ricles. Los rieles que entran a una ntaci6n no deben conectarse a la red de
tierra de la subntaci6n porque transfiere un aumento de potencial a un punto lejano
durante un cortocircuito. Por el contrario si la puesta a tierra es en un punto lejano. Se introduce el mismo peligro pero en el Area de la estaci6n.
Para eliminar estos riesgos se aisla uno o m& pares de juntas de 10s rieks, donde Cstos salen del Area de la red de tierras.
Neutros de 10s alimentadores o circuitos secundarios de baja tensi6n. No deben
conectarse a la red de t i m a de la estaci6n 10s MUtrOS de los alimentadores o circuitos secundarios de baja tensi6n, pues al elevarse la tensi6n de la red durante un cortocircuito, toda la elevaci6n de potencial de la red se transfiere a puntos lejanos
como una tensi6n peligrosa entre este hilo "conectado a la tierra" de la estaci6n y
la tierra propia del lugar de que se trata.
DISERO DE REDES DE TIERRA
215
Para eliminar este peligro se aisla de tierra el hilo neutro de baja tensi6n procurando no reducir el tiempo de libranza de las fallas de baja tensi6n. Pero a1 aislar
de la estaci6n este neutro se pueden introducir potenciales remotos a la ataci6n.
por lo que debe considerarse este hilo neutro como un conductor vivo, aislado de
la red de tierra y a d e d se debe evitar que pueda ser tocado pot el personal.
Tuberias de agua. Las tuberias de agua deben conectarse a la red de tierra, preferiblemente en varios puntos. La misma regla debe seguirse con tubedas de gas y
con las chaquetas metaicas de 10s cables que esttn en contacto con el terreno. Si
la red de tuberias es extensa contribuye a reducir la resistencia a tierra de la red de
tierra.
Edificios. Los edificios construidos dentrodel drea de la subestaci6n se consideran como parte de la misma, sobre todo si estdn unidos directamente al edificio
de la subestaci6n por tuberfas, cables, telbfonos, etc. Si kstos a t a n alejados y no
hay eslabones conductores, se pueden considerar 10s edificios con sus propias redes
de seguridad locales. Si a t a n alimentados electricamente desde la subestaci6n. deben poseer sus propios transformadores de distribuci6n. cuyos neutros secundarios
deberdn conectarse solamente a la tierra local de 10s edificios considerados.
Bardas metdlicas. En las bardas aparecen las tensiones de contacto mds peligrosas, ya que por estar en la periferia de la red de tierra aparscen 10s maximos gradientes de potencial superficiales.
Se recomienda que el perimetro de la malla de tierra se extienda mhs alld de la
reja, a 1 o 1.5 m fuera de ella para evitar tensiones de contacto peligrosas a personas
ajenas a la subestacidn.
4.4.1.7
Revisi6n del diselo
En caso de haber hecho el cdlculo total para el diseito preliminar y encontrar que
la malla puede resultar peligrosa, se hace un nuevo diseflo, ajustdndose a la longitud
calculada por la ecuaci6n (17) para caer dentro de 10s limites de seguridad. En este
caso se hacen orra vez todos 10s cdlculos, para revisar si el nuevo diseito resulta seguro.
Ademhs de lo anterior, para mejorar la operaci6n de la red de tierra pueden
seguirse las siguientes indicaciones:
a) Reducir la resistencia total de la red reduciendo el aumento de potencial mdximo y por lo tanto, el potencial maxim0 de transferencia. Hay dos formas
de reducirla que son: aumentar el Area de la red, o cuando el Area estd confinada, usar varillsis enterradas y conectar la red a tubos de pozos profundos.
b) Reducir el espaciamiento de 10s conductores que forman las mallas acerdndose en el limite a la condicibn de placa metaica. Esto permite eliminar 10s
potenciales peligrosos.
c) Agregar capas de roca triturada de alta resistividad en la superficie del terreno para aumentar la resistencia en serie con el cuerpo.
(Reduce la corriente por el cuerpo de LO a 20:l).
d ) Proveer pasos adicionales a las corrientes de falla a tierra por medio de 10s
cables de guarda de las lineas de transmisi611, conecthndolos a la red de
tietra.
e) L i i t a r cuando sea posible las corrientes de falla a tierra sin aumentar 10s
tiempos de intermpci6n ya que en general este hecho tiene un efccto adverso
a la seguridad.
fJ Prohibir el paso a ciertas heas limitadas, donde sea poco prhctico eliminar
la posibilidad de que aparezcan diferencias de potencial excesivas durante
las fallas a tierra.
4.4.2
Mecanizaci6n por computadora
El cslculo de la red de tierra se puede efectuar tambikn por medio de una computadora.
Por medio de este mktodo es posible desarrollar 10s chlculos del diseiio antes
descrito que, aunque no abarcan litotalidad de las consideracionw, si permite llegar
a resultados satisfactorios con mucha mayor rapidez que hacikndolo en forma normal.
El programa que se usa estA basado en el mismo procedimiento del inciso anterior.
4.4.2.1
Nomenclatura
Los datos que requiere el programa son:
M
= Ntimero de conductores transversales (lado corto).
N = Nlimero de conductores paralelos (lado largo).
X = Longitud de la red, en metros.
Y = Ancho de la red, en metros.
I = Corriente de cortocircuito primaria, en amperes.
p, = Resistividad de la superficie, en ohm-metro.
p. = Resistividad del terreno, en ohm-metro.
H = Profundidad de enterramiento, en metros.
B = Longitud de conductor adicional, en metros.
A = Area oc,upada por el terreno de la S.E. en metros cuadrados.
L = Longitud total del cable de la malla, en metros.
t = Tiempo de duraci6n del cortocircuito, en segundos.
DISERO DE REDES DE TIERRA
4.4.2.2
217
Procedimiento d e dlculo del programs
El programa funciona de la siguiente manera:
1. Imprime el nombre de la planta o subestacibn.
2. Lee 10s datos de entrada y 10s imprime.
3. Determina el drea del conductor requerida, en circular-mils = (corr. mix.
de cortocircuito)
4. Compara esa drea con las Areas de las secciones de 10s conductores de 210,
4/0 AWG, 250 MCM y 500 MCM y determina el calibre del conductor recomendado.
5. Si el calibre del conductor requerido es mayor de 500 MCM imprime el letrero "El calibre del conductor calculado es mayor que 500 MCM" pero usa
el diametro del cable de 500 MCM en el resto de 10s ci4lculos.
6. Calcula el potencial tolerable, con el valor inicial de p, = 0.
w.
7. Calcula:
Long. de la red L, = NX + MY + B + L (empezando con N = 3).
Y
Espaciamiento de la malla = D = N- 1
16H (Didm. cond.)
4".ll.
=
IKmK,Pe A
Long. de la red = L,
Si Em,, > E,,,,,,, incrementa N en uno y regresa al paso (7) para calcular
un nuevo valor de Em,, y continlia hasta que Em.,, 5 E,,,,,,.
,.,,.5 E,,,.,.,,., el programa calcula:
9. Si E
Resistencia de la malla de la planta = R, = - +
L,- L
4,
(Cuando hay planta generadora)
P C
p.
Resistencia de la red de tierra = R, = -
+?
4,P
(De la subestaci6n cuando hay planta generadora)
Resistencia total de la red = R, =
I
-- R, . Rp
1
1
R, + Rp
-+R,
R,
10. Imprime 10s valores de:
Longitud de la red, en ohms.
Resistencia de la red, en ohms.
Ntirnero de conductores paralelos.
Ekpaciamiento de 10s conductores de la red, en metros.
Potencial tolerable (E,& en volts.
Potmcial de la malla (E-),
en volts.
Potencial de paso (Em), en volts.
Potencial de transferencia (E,&, en volts.
11. Fija 10s valores d e p , = 50, 100, 500, 1 000,3 000 y para cadap, repite 10s
cilculos anteriores empezando desde el paso 6.
Como ilustraci6n de este mCtodo, v h e el inciso 4.5.2.
4.5 Ejemplos de dlmlo de la red de tierra
Como ilustraci6u d; 10s c&~los antes descritos, se dan como ejemplos 10s pasos seguidos en el discao de la red de tierras de la S.E. Santa Cruz de 4001230 kV.
Se toma como Area bhica, la ocupada tinicamente por el equipo, con la cual se diseila la red de tierras.
a) Diseilo preliminar.
El area cubierta por la red de tierras es de 510 m de largo por 240 m
de ancho.
Los conductores transversales (10s de menor longitud) estaran espaciados cada 34 m. Los conductores paralelos (10s de mayor longitud) estaian
espaciados cada 24 m.
Superficie F = 240 x 510 = 122 400 m1
Radio equivalente de la superficie total.
Longitud del cable:
- -
-- .-.
..
.-
- .-
Resultan 16 conductores transversales y 11 conductores par=
16 cond. de 240 m = 3 840 m
5 610 m
11 cond. de 510 m = L = 9 450 m
Tiempo de duracidn de la falla:
Se toma como tiempo de apertura de 10s interruptores 3 ciclos y un
tiempo total de duraci6n de la falla entre 0.1 y 0.2 s. t = 0.2 s.
Corriente de cortocircuito a tierra
La potencia de cortocircuito calculada hasta 1 990 es de:
MVA,
= 7 500 MVA (Trifhica y a tierra)
y el voltaje critico en la subestaci6n V = 230 kV:
C = 18,827 amperes
kc-4 a & ~ w )
que es la corriente mAxima de cortocircuito que se tiene en la subestaci6n.
220
DlSEfiO DE SUBESTACIONES E L ~ ~ C R I C A S
Factores:
Se utiliza como factor de decrement0 D para t = 0.2 seg. (seg~inTabla
4.2) D = 1.20.
Factor crecimiento del sistema = 150.
La corriente de cortocircuito para el disello de la red es:
f = D x fc x I, = 1.20 x 1.50 x 18 827 = 33 889 amperes.
h a dcl conductor para duraci6n de la falla de 0.5 r con uniones con
abrazadera = 8.5 cm/amperes.
s e a del co&uctor = 8.5 x 33 889 = 288 000 circ. mils (rnilbimas
de pulgada circularm = CM).Para 10s conductores de conexi6n al equipo
se utiliza un calibre de 300 000 CM.
Para 10s conductores de la malla, haciendo las conexiones en 10s nodos.
se u t i l i i cable de Cu desnudo (21 l 600 CM) o # 4/0 AWG.
Dihnetro del cable de 4/0 AWG. d = 13.4 mm.
Resistencia de la red:
Resistividad del terreno ( m e d i d a ) ~ ,= 35 fl - m.
Si se coloca roca triturada en la superficie, p, = 3 000 fl - m.
Se supone inicialmente una longitud de la red de L = 9 450 m.
R = 0.048 ohms
Efecfo de 10s hilos de guarda:
El numero de 10s hilos de guarda que llegan a la subestaci6n son 10.
per0 conservadoramente se toman 8, por considerar que dos circuitos se
puedan cnwntrar en mantenimiento.
Si el hilo de guarda es de acero de 3/8', su resistencia es: 2, = 1.8
fl/km.
Resistencia equivalente de 10s hilos de guarda:
Base de las tomes = 8 x 8 = 64 m2.
DISEAO DE REDES DE TIERRA
Radio equivalente: B =
221
= 4.51 m
Resistencia aproximada de la torre:
Resistencia
e
35 (medida)
de la torre: R,,, = - =
2zB
6.28 x 4.51
1 1.23
n
Habiendo 3 torredkm
R,=--
3
- 0.41
n
La impedancia equivalente (hiios de guarda-torres).
z=
= Ji.8 x 0.41 = 0.86
n
8 hilos de guarda representan:
z = - - 0.1 I n
8
Porcidn de corriente que circularci por la red de tierra:
Luego:
I,, = 0.6% x 33 889 = 23.587 amperes
Elevacidn de tensidn de la red:
E = 23 587 x 0.048 = 1 132 volts
b) CAlculo del potencial de malla de la red:
Con el diseflo original, usando 16 conductores transversales, espaciamiento D = 34 m y profundidad de enterramiento h = 0.50 m resulta una longitud L = 9 450 m.
Potencial de malla:
1
donde K, = D=
+-I
3
2 r In 1 6 / 1 6
4
5
6
7
8 "'
17
18
19
20
Con un factor de K, = 2.00
Em, = 1.083 x 2.00 x 35 x
587 = 189 volts
9 450
c) Potenciales tolerables a1 cuerpo humano.
Em/tien.
Emu.,
- 1 1 6 ~ 0 . 7 ~ 3-5 140 314 volts
40.2
-Zz=
- 1 1 6 X 0 . 7 X 3000 - 2216
40.2
4957volts
-m=
a) Cglculo de la longitud del cable necesario para tener seguridad dentro de la
subestaci6n.
A partir de la ecuaci6n (17)
L =
K , K , ~ I ~ ~
116 + 0.17p,
6.
Utilizando roca en la superficie:
Lu,,
=
1.08 X 2.0 X 35 X 23 587 X
116 + 0.17 x 3 000
Sin utilizar roca en la superficie:
a 1 273 m
=
DISEAO DE REDES OE TIERRA
223
e) CAlculo del potencial de paso fuera del perimetro de la malla.
K, = 0.349 con K, = 2
E',,
0.349 x 2 x 35 x'
23 587
9 450
= 61 volts
f ) Conclusiones:
De 10s resultados antes obtenidos, comparando la maxima elevacibn de
potencial de la red ( E d con el potencial minimo tolerable al cuerpo humano
E-
= 189 v < Em.,,
= 273 v
-
- ,
Se ve que la red de tierras es segura.
Tambikn se deduce que la malla es segura, al comprobar que la longitud
necesaria para estar dentro de la seguridad es menor que la longitud del diseno original.
Al comprobar tambikn que la elevacibn del potencial de paso fuera de
la malla (Em = 61 volts) es menor que el tolerable por d cuerpo humano,
con tierra natural (E,,,_
= 314 volts) se deduce que hay seguridad y no
es necesario adoptar medidas especiales para reducir las elevaciones de tensi6n.
Con relaci6n a 10s potenciales transferidos, se deberh adoptar las precauciones necesarias para no tener elevaciones de potencial altas, ya que la
elevacibn total de la red es de
E = 1 132 volts
Para que la corriente de soltar quede dentro del limite de 9 miliafnperes,
se necesita que la corriente permanente satisfaga:
224
DISENO DE SUBESTACIONES EL~CTRICAS
que nos indica el valor del ajuste minimo necesario para la operaci6n correcta de 10s relevadores tierra.
4.5.2 Cdlculo cod computadora
El siguiente caculo se hizo para la subestacidn Sta. Cruz utilizando el programa para computadora descrito en el inciso anterior (4.2) en el cual se us6 una resistividad
del terreno de 13.3 ohm-metro, que es m& cercana a la realidad, y se dan como datos 5 conductores transversales. El resultado del programa es el siguiente:
a) Datos
5
No.. de conductores transv.
Longitud de la malla
Ancho de la malla
Long. tot. de varillas de tierra
Corr. m h . de cortocircuito
Tiempo de dur. del cortocircuito.
Resistividad del terreno
Resistividad de la superficie
Area tot. adicional a la red
Prof. de entierro de la malla
Corr. Princ. de cortocircuito
Long. tot. adicional a la red
Area del conductor calculada
Calibre del cond. recomendado
510.000 metros
240.000 metros
0.000 metros
35 400.007 amperes
0.200 segundos
13.300 ohm-metros
0.000 ohm-metros
0.000 metros cuad.
0.500 metros
35 400.007 amperes
0.000 metros
= 144 143.656 Circ-mils
=
4/0 AWG
2 730.000 metros
0.021 ohms
3
120.000 metros
368.951 volts
359.495 volts
64.806 volts
768.781 volts
50.000 ohm-metros
2 730.00 metros
0.021 ohms
Long. de cond. de la malla
Resistencia de la red
Numero de wnds. paralelos
Espaciamiento de 10s conds.
Potencial tolerable
Potencial de la malla
Potencial de paso
Potencial de transferencia
Resistividad de la superficie
Long. de cond. de la malla
Resistencia de la red
Numero de conds. paralelos
Espaciamiento de 10s conds.
Potencial tolerable
Potencial de la malla
Potencial de paso
Potencial de transferencia
Resistividad de la superficie
Long. de cond. de la malla
Resistencia de la red
Nlimero de conds. paralelos
Espaciamiento de 10s conds.
Potencial tolerable
Potencial de la malla
Potencial de paso
Potencial de transferencia
Resistividad de la superficie
Long. de cond. de la malla
Resistencia de la red
N6mero de conds. paralelos
Espaciamiento de 10s conds.
Potencial tolerable
Potencial de la malla
Potencial de paso
Potencial de transferencia
Resistividad de la superficie
Long. de cond. de la malla
Resistencia de la red
Numero de conds. paralelos
Espaciamiento de 10s conds.
Potencial tolerable
3
120.000 metros
396.902 volts
359.495 volts
64.806 volts
768.781 volts
=
-
-
=
-
-
-
=
=
-
100.000 ohm-metros
2 730.000 metros
0.021 ohms
3
120.000 metros
424.853 volts
359.495 volts
64.806 volts
768.781 volts
500.000 ohm-metros
2 730.000 metros
0.021 ohms
3
120.000 metros
648.459 volts
359.495 volts
64.806 volts
768.781 volts
1 000.000 ohms-metros
2 730.000 metros
0.021 ohms
3
120.000 metros
927.%8 volts
Potencial de la malla
Potencial de paso
Potencial de transferencia
-
Resistividad de la superficie
Long. de cond. de la malla
Rejlstencia de.la red
N h e r o de wnds. paralelos
Espaciamiento de 10s conds.
Potencial tolerable
Potencial de la malla
Potencial de paso
Potencial de transferencia
=
=
-
=
-
359.495 volts
64.806 volts
768.781 volts
3 000.000 ohms-metros
2 730.000 metros
0.021 ohms
3
120.000 metros
2 046.002 volts
359.495 volts
64.806 volts
768.781 volts
c) Conclusiones:
Como el programa no toma en cuenta todas las consideraciones del ~ c u l o
clbico descrito anteriormente (4.4.1). de 10s resultados, se ve que la red queda bastante segura con 3 conductores paralelos (10s de mayor longitud) y 10s
5 conductores transversales dados como dato. La longitud minima que resulta es de 2 730 metros, que es inferior al disefio que se hace menci6n en
el ejemplo anterior (4.5.1).
4.6 CONCLUSIONES
Una vez wnstruida la red de tierras y con la medici6n del valor de la resistencia,
es posibk recalcular la elevaci6n del potencial de la red. Con esta resistencia medida
no ea posible comprobar 10s valores calculados de potenciales de paso y de contacto,
ya que se derivan del valor de resistividad del terreno. Sin embargo, si la diferencia
entre 10s valores calculado y medido de la resistencia de la red son grandes, se pond r i en duda la seguridad de la red, aunque cada caso debera ser juzgado por sus
caracterlsticas particulares para saber si se hace una investigaci6n mAs detallada
0 no.
Con el disefio aqui presentado, se pretende evitar caer en el extremo de dos situaciones; por un lado evitar tener diseflos peligrosos y por otro lado evitar sobrediseflos que resulten muy costosos.
Debe bacerse hincapie en las siguientes consideraciones:
EI mejor mcdio para obtener seguridad es el libramiento rapido de las fallas.
Los valores bajos de resistencia de las redes de tierra no son una garantia de
seguridad, a menos que sea tan bajo que a1 circular la maxima corriente de cortocircuito a travCs de ella, no se eleve el potencial de la malla a un valor peligroso. En
caso contrario, se debera hacer un estudio de 10s gradientes de potencial.
PROYECTO F~SICO
DE LA SUBESTACION
5.1 GENERALIDADES
Este capitulo trata de la forma de efectuar las diversas conexiones entre 10s elementos que integran la subestaci6n. de las disposiciones para su instdaci6n; de dimensionar las distancias entre las diferentes partes de la subestaci6n, de acuerdo con el
diagrama unifilar, el diagrama esquemhtiw de protecci611, 10s niveles de tensi6n fijados, las distancias de seguridad consideradas, las dimensiones del equipo y la disposici6n flsica del mismo; todo lo c u d ha de quedar plasmado en un dibujo de
planta y en otro de elevaciones, con 10s detalles necesarios por separado.
Siempre que se proyecte una instalaci6n de acuerdo con un diagrama unifilar.
sera necesario efectuar diversos tanteos para determinar la disposici6n mas conveniente de 10s aparatos, de rnanera que el costo de la instdacibn sea el menor posible.
Para normar criterios, un incremento en la distancia de aislamiento en el aire
de un 20%, supone un incremento de la supetficie ocupada por la subestaci6n del
orden del 17%, y un crecimiento del largo y el ancho del orden de un 8%, lo cual
supone un incremento en el costo del orden del3%. Lo anterior muestra que la variaci6n de las distancias en el costo total de una subestaci6n puede considerarse casi
despreciable, considerando que el equipo representa un 70% del costo total.
Tomando en cuenta 10s conceptos arriba expresados, el arranque del proyecto
de una subestaci6n se puede efectuar a partir de la siguiente secuencia de operaciones:
Antes de efectuar el proyecto definitivo, se acostumbra efectuar varios dibujos de
la planta, optimizando varios arreglos posibles, mostrando 10s diferentes acomodos
del equipo que logren reducir a1 mAximo la superficie del terreno utilizado y, sobre
todo, que faciliten las maniobras de operaci6n y mantenimiento del equipo imtalado. Despuks se analiza cada uno de 10s anteproyectos, y se escoge el m4s adecuado
tknica y econ6rnicamente.
Para efectuar el anteproyecto adecuado, Cste se decide con base en 10s factores
siguientes:
1. Datos topogrificos, incluyendo curvas de nivel.
2. Datos del suelo, como son: resistencia mecsnica, nivel de aguas freiticas,
etc&era.
3. Datos catastrales, incluyendo el trazado de las vias de comunicaci6n y terrenos colindantes.
4. Contaminaci6n. Analizar el tipo de humos, vapores o polvos que puedan
afectar las instalaciones de la subestaci6n. sobre todo en la cercania de zonas
industriales.
5. Resistencia elkctrica del terreno. Obtener valores promedio de la resistencia
elktrica dentro del Area de la subestaci6n. en diferentes puntos de la misma
y en diferentes Cpocas, durante un d o .
6. Pwrtas. Fijar la localizaci6n de la(s) principal(es) puerta(s), en funci6n de
la rnaniobrabilidad de 10s equipos miis pesados y voluminosos.
Bajo este concept0 se consideran las Uneas akeas y 10s cables subterrheos.
1. Inforrnaci6n topogrifica sobre la l d z a c i 6 n de 10s remates de todos 10s
circuitos de potencia y distribucidn que penetran en la subestaci6n.
2. Tipo de torrcs utilizadas, tensiones m e h i c a s y calibre de 10s conductores.
c)
Diagram unifdnr
El diagrama unifilar debe considerar todas las ampliaciones previstas para la instalaci6n, aunque de momento s61o se construya parte de la subestaci6n.
Dimemiones exteriores de 10s equipos principaln indicados en el diagrama unifilar, cuyo acomodo Ueva a encontrar un Area minima de terreno.
Con todos 10s datos expuestos, se procede a la elaboraci6n de 10s diferentes anteproyectos ya mencionados y a la selecci6n del m& apropiado.
5.3
PROYECTO
A partir del anteproyecto aceptado, se requiere mis informaci6n preliminar que
complemente a la proporcionada en el anteproyecto, a saber:
1. Localizacibn de la subestacibn
2. Datos de disefio
2.1 Lado de alta y de baja tensi6n
a) Tensi6n nominal en kV
b) Tipo de conexi611 de 10s bancos de transformadores
c) Sccuencia de rotaci6n de fases
2.2 Transformadores
a) Numero de unidades
b) Capacidad por unidad
C ) Tensiones de transformaci6n
4 Conexiones, en alta, en baja tensi6n y en el terciario si existe
2.3. Lineas de transmisi6n
a) Numero de circuitos
b ) Calibre del conductor y numcro de conductores por fase
c) Capacidad de corriente por fase
2.4 Arreglos de la subestaci6n
a) En cada una de las areas de alta y de baja tensi6n y de tensiones intermedias que puedan existir. Se trata de indicar si es barra partida,
interruptor y medio, etcetera
2.5 Capacidad del cortocircuito monofasico a tierra y del trifhsico
a) Lado de alta tensi6n
b) Lado de baja tensibn
2.6 Tiempo maxima de libramiento en ciclos, que se permite a una falla en
el lado de alta tensidn
2.7 Resistividad del terreno
2.8 Condiciones geogrificas
a) Temperaturas promedio maxima y minima anuales y a la maxima
y minima registrada
6) Viento. Velocidad mhxiima en kil6metros por hora, dando un factor
de seguridad de 1.5
c) Hielo. Espesor mbimo en centimetros, dando un factor de seguridad de 1.0
FIG 5 1 Diagr.~made eventos
f
BARRAS
I
Z30kV
-I-----
t#----
SECCIONAMX( I
(CUCHILW
I
SECCIONMOR1
/'
I
I
I
I
INTERRUPTOR
, I
I
I
I
SECCONMOR I
(CUCHILUS)
SECCONAWR
L----i'
SECCK)NADOR
'\
i
(CucHILus)
,
I
I
I
I
rLi
IMERRUPTOR
INTERRUPTOR
I
I
1
I
4I
I
I
L d
I
I
I
I
SECCONADOR
(CUCHILLAS)
'\
SECCIONACOR
(CUCHILLAS)
IMERRUPTOR
rl-
I
I
1
1
INTERRUPTOR
t
)
I
SECCIONAWR
SECCONMOR
BARRAS
WkV
I
I
I
I
BANCO OE BO MVA
W Z 3 kV, 30 6
RANCO DE BO MVA
A
'
rt,% BANCO FUTURO
I
ZONA DE 23 kV
-----------I
ZOW DE 23 kV
(MUM)
I
I
I
---- ----------- JI
FIG. 5-2 Diagrarna unifilar de subestaciones nonalizadaa de 230123 kV
d) Lluvia. Cantidad m&xima en centimetros por hora y la duraci6n en
nllmero de horas
e) Nieve. Altura maxima
fl Nivel ceriunico del lugar
8 ) Altura sobre el nivel del mar
h) Intensidad sismica
I) Contaminaci6n
Para no divagar sobre 10s proyectos fisicos, de la gran cantidad de arreglos unifilares posibles segtin las necesidades de s e ~ c i ose
, va a considerar un ejemplo prictico de proyecto de una subestaci6n formada incialmente por dos transformadores
trifbicos de 60 MVA cada uno, con relaci6n de 230/23 kV, una alimentaci6n de
dos circuitos de 230 kV y una salida de 23 kV formada por ocho alimentadores de
9MVA cada uno. La etapa final esti formada por 3 bancos de 60 M V A y 12 alimentadores de 9 M V A cada uno.
La orgaoizaci6n y secuencia del proyecto se muestraen la Figura 5-1 donde se
muestra el diagrama de eventos, en donde a partir de 10s datos fijados durante el
proeeso de planeaci6n. el grupo de proyectos inicia su desarrollo.
5.3.1
Arreglo fisico
Coosiderando que la tensi6n de 230 kV forma parte de un anillo alrededor de una
ciudad, y aprovechando las caracteristicas de 10s diagramas unifilares analizados en
el capltulo uno, se debe utilizar un arreglo de mixima confiabilidad, como son 10s
siguientes.
En la Figura 5-2 se muestra el diagrama unifilar utilizado en el lado de 230
kV con disposici6n de interruptor y medio y en la Figura 5-3 se muestra la disposici6n final del lado de 23 kV usando doble anillo.
En la Figura 5-4 se muestran 10s dibujos de planta y perfil de la zona de 230
kV y en la 5-5 se muestra la planta del lado de 23 kV.
5.3.2 Niveles d e tensi6n
Lk acuerdo con 10s criterios expuestos en la Tabla 5-1, en el irea de 230 kV, el nivel
bbico de impulso a 2300 m.s.n.m., es de 900 kV y utilizando 10s valora de la Tabla
5-2 se obtiene que la separaci6n minima entre 10s buses flexible (cable), que se van
a utilizar en a t e caso, para la tensi6n nominal de 230 kV, es de 4.50 metros entre
centros de buses y de 4.00 metros del centro de bus a 10s ejes de las columnas de
las estructuras. Esto origina que la distancia entre ejes de columnas, de un m6dulo
de transformaci6n, sea de 17 metros.
ESOUEMA DEL ARREGLO FfSlCO
INTERRUPTORES ABlERTOS EN CONDlClONES NORMALES DE OPERACION
O INTERRUPTORES CERRADOS EN CONDICONES NORMALES DE OPERACION
FIG. 5-3
SOLINM SQlnW Z W d M3VdS3
VISTA DE ELEVAC16N S.E. 230123 kV
a)
Wlb
I
VISTA OE P U N T A S.E. P0123 kV
b)
Pullb
.g
FIG. 5 5
TABLA 5-1 Distancias dc scguridad
1
Zonas de circulacib
del personal
Nivel de
Tensidn Pislamiato
nominal
al impulso
del sistema a 2 300 m
kV
kV
23
85
230
125
450
400
1 425
WO
Disuncia
de b a ~
(diruncias
minimas de fax
a tierra a 2 300 m)
m
Dimcia
adicional
m
0.282
1.177
2.507
3.759
2.25
2.25
2.25
2.25
AlNra
&a
de
panes
vivas
m
3.W
3.43
4.76
6.01
Zonas de trabajo del personal
Distancia
Distancia
Distanda mlnima Dirtancia mimma
adicional horizontal adicional vertical
m
m
m
m
1.75
1.75
1.75
1.75
3.W
3.00
4.26
5.51
1.25
1.25
1.25
1.25
3.00
3.00
3.76
5.01
-
TABLA 5-2 Distancias a tima y entre fasea a trav& del sire a 2 300 m de altitud
2
1
Nivel de
Tensifin
aislamimlo
nominal
al impulso
del sistema a 2 3000 m
kV
kV
23
85
230
400
I25
450
900
1 425
3
4
DirtDnda
minima de
no fkunco
a 2 300 m
cm
25.6
107
27.9
354.6
\
5
'
28.2
117.7
250.7
375.9
31.5
135.4
288.4
432.3
Norm
Columna 3 P Valores CEI mrregidoa pam 2 3W m de altitud.
Valora de la columna 3 x 1.10 para V c 380 kV
Columna 4
Vdora dc la columns 3 x 1.06 para V z 380 kV
Columna 5 = Valores de la columna 4 x I .I5
5
{
6
7
Dinancia
DistandP
Distnncis
Msundn
minima
minima de
n o d mve
normal mtre
lase a tierra enve faaa cmtroa de
a n m s de
a 2 300 m
a 2 300 m buses rlgidos b u m no rigidcm
cm
cm
cm
50
200
360
650
100
250
450
800
PROYECTO FfStCO DE LA SUBESTACI~N
5.3.3
I
i
239
Caractedslicas generates de In subestad6n
Siguiendo con el ejemplo, la capacidad instalada de transformadores es inicialmente
de 120 MVA. con dos transformadores trifhsicos de 60 MVA cada uno. Aceptando
una sobrecarga de 20% en cada transformador, cuando el otro estt fuera de semicio, se obtiene lo que se llama capacidad firme instalads que en este caso sera de
60 x 1.20 = 72 MVA, sin ocasionar una disminuci6n importante en la vida del
transformador.
La subestaci6n se prevb para que, en funci6n del increment0 constante de cargas, se pueda ampliar instalando un tercer transformador de las mismas caractertsticas, con lo cual se obtiene una capacidad firme de 72 x 2 = 144 MVA aceptando
la misma sobrecarga en dos transformadores, cuando el tercero estt fuera de servicio.
Carga conectada. La subestaci6n se diseiia para dimentar, inicialmente con dose
transformadores trifhsicos de 60 MVA, una carga constituida por ocho alimentadores de 23 kV, con una capacidad de 9 MVA cada uno, que proporciona una carga
maxima total de:
Analizando se obtiene:
Capacidad instalada = 2 transformadores de 60 MVA cada uno
= 120 MVA
Capacidad f m e = 60 x 1.2 = 72 MVA
8 alimentadores x 9 MVA = 72 MVA
Se llega a la capacidad maxima disponible cuando se tengan en operaci6n 10s
tres transformadores trifhsicos de 60 MVA, de acuerdo con la Figura 5-3, en cuyo
caso se pueden ailadir cuatro alimentadores mhs de 23 kV, para tener un total de
doce. Como la capacidad firme con tres tramformadores de 60 MVA es de 144
MVA. sera oosible en a t e caso aumentar la canacidad de cada alimentador a
i44
= 12 MVA. Por lo tanto, el cquipo e instalaciones de la sec12 alimentadores
ci6n de 23 kV debe tener una capacidad para soportar una carga de 12 MVA por
aiimemador.
Mir~
Analizando el nuevo caso, se time:
Capacidad instalada = 3 tramformadores de 60 MVA cada uno
= 180 MVA
Capacidad f m e = 60 x 2 x 1.20 = 144 MVA
12 allmentadores x 12 MVA = 144 MVA
Conocircuito en baja tensi6n. El cortocircuito trifhico, simktrico, en el lado
de 23 kV, considerando bus infinito, o sea limitado exclusivamente por la impedancia del transformador, se puede considerar de 400 MVA. El conocircuito monofiisico a tierra, considerando la impedancia del transformador, en serie con la de un
reaaor de 0.4 ohms conectado en el neutro de la estrella. se puede considerar de 213
MVA.
-
5.3.4
Dingrnma unifilar
El punto de partida del proyedo fisico de una subestaci6n es el establecimiento del
diagrama unifilar.
El diagrama unifilar es el resultado de vaciar 10s arreglos fisicos, ya vistos en
el capitulo uno, en alta y en baja tensi6n. en forma monopolar y considerando todo
el equipo q y o r que i n t e ~ e n een una subestaci6n.
A cada seEci6n del diagrama unifdar le denominamos m6dul0, observhdose
tres m6dulos en la zona de alta tmsi6n y seis m6dulos en la zona de baja tensi6n.
Cada m6dulo cuenta con tres intlrmptores, cada uno de 10s cuales cuenta con
dos juegos de transformadores de comente y dos juegos de cuchiuas.
Entre 10s dos interruptores exteriores y el central, se connormalmente la
llegada de una lfnea y la salida de un banco de transformadores, aunque se pueden
tmer dos lineas, dos bancos o una lfnea y un banco. Los transformadores de corriente se utilizan para obtener las seilales para la protecci6n y medici6n. mientras que
las cucbiUas en ambos lados del interruptor permiten a kste aislarse del sistema para
recibii el mantenimiento adecuado.
En la operaci6n normal de interruptor y medio, 10s 3 interruptores de cada m6dulo deben estar eerrados. Cada juego de b m a s tiene su propia protecci6n diferencia1 y en caso de una falla en alguna de las barras, se desconecta el juego de barras
afectado, al abrirse automiiticammte todos 10s intermptores correspondimtes a ese
juego de barras, sin ocasionar la pCrdida de ninguna de las lineas, ni de ninguno de
10s bancos.
A partir del diagrama unifilar se obtiene la primera parte de la lista de material,
la del equipo mayor, quc scentrega a la secci6n de ingenieria que se dedica a preparat las especificaciones del equipo y solicitat la compra del mismo a1 departamento
indicado.
Los transformadores e intermptores, en especial, deben pedirse con una anticipaci6n de un aRo y medio a su instalaci611, que es el tiempo promedio que requieren
10s uamites de compra, unido al de fabricaci6n. El resto del equipo mayor puede
pcdiise con un aao de anticipaci611, y el equipo menor, es suficiente con seis meses.
La compra de 10s diferentes equips se efectlia por medio de concursos, o bien,
comprando directammte a 10s diferentes fabricantes especializados.
Una vez que se conoeen 10s proveedores se solicitan 10s planos del equipo, especialmente aquellos referentes a dimensiones generales y pesos, para proceder al dimensionamiento de la planta general de la instalaci6n.
5.4 PROTECCI~NCONTRA SOBRETENSIONES
A1 diseaar una subestaci6n es necesario protegerla contra 10s tres tipos de sobretensiones que se pueden presentar.
1. Sobretensiones debidas a descargas atmosfkricas.
2. Sobretensiones debidas a maniobras de interruptores.
3. Sobretensiones debidas a desequilibrios en el sistema, provocadas por fallas
a tierra o por p4rdida sribita de carga.
De estos tres casos, 10s dos primeros son 10s m&s importantes. Para el equipo
que trabaja a tensiones inferiores a 230 kV, las sobretensiones que lo afectan m8s
son las provocadas por las descargas externas, que tienen una duracibn del orden
de decenas de microsegundos.
Para el q u i p o que trabaja a tensiones superiores a 230 kV, las sobretensiones
mks peligrosas son las ocasionadas por maniobras de interruptores, que tienen una
duraci6n d d orden de miles de microsegundos y su magnitud es una funci6n de la
tensi6n nominal.
5.4.1 Descargas atmosfCricas
De las ondas debidas a rayos, s61o Uegan a la subestaci6n aquellas cuya magnitud
es inferior a1 nivel de aislamiento de la linea y que, por lo tanto, no alcanzan a contornear 10s aisladores de la instalaci6n. Estas ondas pueden ser de polaridad positiva
o negativa, predominando estas liltimas.
5.4.2 Madobras de interruptores
De las ondas debidas a la operaci6n de interruptores, las sobretensiones mas elevadas se obtienen al efectuarse la apertura de lineas largas o cables de potencia en vacio, apertura de corrientes de excitaci6n de transformadores o reactancias y, sobre
todo, cuando se efectlian recierres en lineas que pueden haber quedado cargadas a
una tensibn elevada, al producirse la desconexi6n inicial. Los elementos utilizados
para limitar las sobretensiones por maniobra, van de acuerdo con el tip0 y disefio
de cada interruptor.
En la Tabla 5-3 se muestra la coordinaci6n del aislamiento para las s~bretensiones debidas a la operaci6n de interruptores en diferentes tensiones.
El fen6meno de que a1 abrir una corriente aparece una sobretensibn, se basa
en el principio de la conservaci6n de la energia, o sea, existe una energia cinktica
debida al flujo de una corriente, al interrumpirse el flujo de ksta, la energla cinktica
se transforma en energia potential, apareciendo una tensi6n elkctrica entre las terminales de 10s contactos abiertos.
TABLA 5-3 Ejemplos de foordinaci6n de nislamiento por sobr*ensioncs originadas
por la operad6n dc intermptorcs
Dicho en otra forma, la energia almacenada en la inductancia L de un transformador es
Liz, siendo i la magnitud de la corriente en el momento de interrumpirse el circuito. A1 abrir la circulaci6n de corriente entre 10s contactos, la energla se transforma en electrostAtica, o sea en f CV, donde C es la capacitancia
del sistema, y V es la tensi6n que aparece entre 10s contactos del interruptor. Esta
transferencia de la energia almacenada en el c a m p magnktico, al c a m p elktrico,
se realiza por medio de un fen6meno de resonancia que ocurre cuando la8 reactancias inductiva y capacitiva son iguales, o sea:
sustituyendo:
en donde, despejando, se obtiene la frecuencia de oscilaci6n de la tensi6n.
y cuyo valor pico de La tensi6n se obtiene a1 igualar las dos energlas y despejar el
valor de V, o sea
Como resumen de lo anterior, en las especificaciones de 10s interruptores se debe establecer que al abrir un interruptor, en ningdn caso se debe producir una sobretensi6n mayor de 2.5 veces la tensi6n nominal. Tambikn como dltima protecci6n
contra las sobretensiones y de acuerdo con lo indicado en el capitulo cuatro, cada
subestaci6n debe contar con una red de tierra bien disefkada a la que se conectan 10s
neutros de 10s transformadores, las descargas de 10s pararrayos, 10s cables de guarda, las estructuras memcas, 10s tanques de 10s aparatos, rejas y partes metaicas
en general, que deben estar siempre a1 potential de la tierra circundante.
5.4.3 Proteeci6n contra sobretensiones
La protecci6n contra las sobretensiones pucde llevarse a cabo mediante la utilici6n
de uno o dos de 10s sistemas que se proponen.
1. Pararrayos.
2. Blindaje.
Las caracterkticas de 10s pararrayos deben seleocionarse con arreglo a las condiciones especificas de cada sistema, y coordinarse con el aislamiento de 10s transformadores o cables de potencia.
La teosi6n nominal que se indica en la placa de un pararrayos se refiere a la
tensi6n mAxima, a frecuencia nominal, a la cud se puede interrumpir la corriente
remanente de una descarga transitoria, quedando despues el pararrayos como si
fuera ua aislador.
Para seleocionar la tensi6n nominal de 10s pararrayos, uno de 10s puntos a considerar son las sobretensiones pot fallas-en el sistema, siendo la m& importante la
falla de fase a tierra que es la que produce las sobretensiones, a frecuencia nominal,
de mayor magnitud. La magnitud de estas sobretensiones depende de las caracteristicas del sistema y especialmente de la forma en que estin conectados 10s neutros
de 10s transformadores y generadores. Los dos parhetros principales que definen
o yRo donde X,y X,
la magnitud de las sobretensiones son las relaciones x
I
R,
son respectivamente las reactancias positiva y cero del sistema y R, R, son tambikn
las resistencias de secuencia positiva y cero, respectivamente.
En la grhfica de la Figura 5-6 se muestra la magnitud de las sobretensiones a
tierra, durante un wrtocircuito monofssico a tierra, expresado en por ciento con
respecto a la tensi6n nominal entre fases, antes de ocurrir la falla, en funci6n de
R y para un valor dado de R, y R,.
y de 2
x,
X,
R,
Estas relaciones son las que determinan la tensi6n.nominal por seleccionar y a
partir de la cud se especifican 10s pararrayos adecuados.
De acuerdo con nomas, 10s pararrayos se denominan de 100,80 y 75% considerando que a medida que 10s pararrayos disminuyen su porcentaje de tensi6n, disrninuye asimismo su precio. Los de 100% se utilizan en sistemas con neutro aislado
o con alta impedancia a tierra, su tensi6n nominal es de un 5% mayor que la tensi6n
nominal del sistema.
Los pararrayos menores de 100% se utilizan en sistemas conectados directamente a ticrra. variando su valor nominal en funci6n de la relaci6n de las impe'dancias, s e g h se obsewa en la Figura 5-6. Es decir, si el sistema tiene como pardmetro
xo
Ro
1 el punto esti entre las curvas de 80 y 75%. por lo que puede
- x.
' = 3 y ~ =
.
solicitarse un pararrayos de 80%. Una consideracibn importante en la selecci6n de
un pararrayos, a que al utilizar uno de tensi6n inferior a1 SO%,, &e r d m ~ .b.gab
3
--4
NOT*: Los ntimaos mlocadoa lDbnr las c u m i n d l la le&
en zuaqukra ae IM lases, exprsllsda en pa dsnto & la te&
max(ma & far a Oars que puede aparecer
rmrmd enIra haw
FIG. 5-6 Tensiones rn&imas entre fase y tierra en el lugar de la falla, para sistemas con
neutro conectado a tierra, bajo cualquier oondici6n de falla
to, pero va a operar con mayor frecuencia, exponiendose a una mayor posibilidad
de fallas. Por el contrario, si se u t i l i un pararrayos para una tensi6n superior a
la adecuada (10% arriba) puede que nunca opere y ademh debido a que su tensidn
de operacidn se acercaria a 10s niveles limite del aislamiento del equipo por proteger,
podrIa ocurrir que el equipo protegido se dailara.
Por lo anterior, y atendiendo a las estadlsticas, se recomienda que para sistemas
con el neutro conectado directamente a tierra la tensi6n nominal del pararrayos pueda ser de hasta un 10% mayor que el valor indicado en la figura anterior.
Pararrayos para proteger sobrdensiones por maniobra. Para seleccionar la tensi6n de operaci6n de un pararrayos se deben coordinar 10s trcs conceptos siguientes:
1. El nivel de aislamiento que va a soportar, por maniobra de interruptor, el
equipo por proteger. S&n las normas ANSI este valor debe ser 0.83 de nivel bhico de impulso del aislamiento protegido.
2. La sobretensi6n maxima originada por la maniobra de interruptores.
3. Tensi6n de operaci6n de 10s pararrayos que soporte la operaci6n de 10s interruptores.
nustrando el caso con un ejemplo, se puede obsewar:
Ejemplo.Selecci6nese la tensi6n de operaci6n de un pararrayos por maniobra
de intemptor, en un sistema con tensi6n nominal d e 230 kV.
1. El nivel basic0 de impulso del devanado del transformador es de 900 kV.
El nivel de aislamiento que se permite soportar al devanado por la operacibn
del interruptor, de acuerdo wn-lac normas ANSI es:
2. La sobretensi6n maxima generada por operaci6n de interruptores es, segtin
norma ANSI,de 2.5 veces el valor piw de la tensi6n nominal a tierra o sea:
3. La tensi6n de operaci6n del pararrayos, pot operaci6n de intemptores, se
selecciona considerando un 10% arriba de la sobretensi6n msxima, o sea:
.
El rnargen de protecci6n (mp) obtenido de acuerdo con 10s datos encontrados
es de:
mp = 747 - 515
515
100 = 45%
que es mayor del 20% que como minim0 estabkce la norma para ser wrrecto.
Dc 10s datos obtenidos se puede concluir que, por un lado, se tiene buen margen
para que el pararrayos no opere por maniobra de interruptor y, por el otro lado,
tambih se time buen margen de protaci6n para el equipo por proteger (transformador).
Resumiendo:
.
El intemptor pucdc hacer llegar a: 468 kV la sobretensi6n de maniobra
'
TABLA 5-4 Coordinaci6n dcl nivel dc aislamicnto en las subestacioncs de 230 kV
--
I CARACI'ERiSTlCAS DE PROTECCI~NDE LOS PAWWUYOS PARA ZM LV
Voltale m)uimo de d n u r m
kV(cmu)mrrkntcde8x t o e
&.
mlximo dc Vobjr mWmo de VoMe mlrimo de
f m c de dado. mda de &.do a n robre
homhcidn
voluicr debldos Voltaje mlnimo de
on& I MO kV/@
1.2 x 50
Voltaje
del
ccbado U) c.p.8.
a operaci6n dc
miaomundw
micro-doa
pumyos
nomid
i a t m p t o r a kV
kV
kV
kV
dtl c i r d o
kV
kV
(HW)
( m )
(m)
(effiu)
Volt*
UO
7.30
694
547
600
5KA10KAMKA
476
)60
535
605
i
u c ~ ~ ~ c m d r ~e
n AISLAMI~NTO
~ u s
DEL EQUIPO BLBmco PARAw kv
*
Twfwmador de Pa&
(d=-udOa)
~ ~ a r f m r m de
d aPaencia (boquillu)
Tramformadm de Corrkntc ( d e v d a )
T-fmmrdor
de CmImtc (pxmhu)
Tr.nrforrmdor dc Pat&ll (dolloldor)
T r u u f m d o r de Potmill (porcehu)
la-OIP
Cl~hihY
PUYnyol fx.mdMI)
G,hmnm de 7 ,iddom 0. B. 31 1 2
C d c D v & 1 6 & I d o r ~ & l W ' X53N"
Nivel de lW.mMto nnrmliudo
Nivel de aidamlento a 2 3 0 rn de lltitud
Blj. Ireawlch 8.* f m d 1 impulse
(SCcO)
@W)1 . 2 ~ 5 0
kV
kV
kV
(Cw)
(-)
(clicu)
lmpulso
w. f r ~ r n C i . B.ja f r ~ n c i e i a 1.2
so
393
W
US
4€4
US
460
95
US
Us
46Lw11)
74J
445
660
t7S
630
93
900
IWI)
1 MO
I OSO(I)
1 050
1 MO(I)
I O%I)
1 0M(I)
I MO
IWI)
I UJ(I1)
(sea)
kV
1-(
(hhedo)
kV
(dim)
395
469
460
469
383
383
4€4
469
383
3%
3%
489
383
5lg
521
691
49l
microwndor
kV(nau)
WO
913(31
1050
913(3)
IOU)
913(3)
9130)
9130)
9130)
1 131(3)
I O(IH4)
TABLA 5-4 Coordinaci6n del nivel de aislamiento en I& subcstacioncs de 230 kV (Conlinuacidn)
Ill DISTANCIAS A TlERR.4 Y ENTRE FASES EN SUBESTACIONES DE 2M kV
Sepuaei6n
Nivel de D i m c i a
Dirmcia
Dirlanda
normnl earc
lialuniento mlnlm. de mlaima de mlnimr rmrc cmuos dc fllimpulro no ~lunm fue a tiara
fucr
de bvvr
a 2 3 W m a2MOm a 2 3 W m
a2MOm
rlgidddor
011
ml
cm
011
900
227.9
7.31
360
189
Scp.rscUn
normal cnue
ecnuos de f& buss no
rigid-
cm
011
cm
Em
""
450
416
MO
U6
316
(227.9 x 1.1) ( 8 1 x 1.15)
I
Nircl dr ahlamienla b u t s I mO m de alfitud (No-
m1.Y ANSI)
' Niwl dr &l.mhto 0 rn de dthud (76em HI X e O
' FMDI dl m&d. wr altilud wl d quip instdado n 23m 0.87
n
y
1.
F-or
de m&n
wr allilud pm
Lor 7CS Y TPS tienen el rnllma NBI
b
(normu CEI Y ANSI)
a 2 3W m 0.76 (d
-
-
Dirtmcia
Allura mlnima h o h n r a l
de plnc, vivw minim a lu Dhmcia
Dimcia
robm unu de put- vivu hni2nu.l de v a t i u l de
eircuki6n
mbjo
trabajo
dwbimu
)
.
9
1
ib173 + t
CEll
pormlsnu y dolaludas debido a qur k t 0 3 no -stlo p W & n por la p.mmyo$.
El pararrayos opera a:
El transformador soporta:
515 kV
747 kV
En la Figura 5-7 se muestra la coordinaci6n entre la caracteristica de aislamiento dcl transformador con NBI de 900 kV y las caracteristicas de protecci6n de' 10s
pararrayos de 240 y 192 kV, selewionados para impulso por rayo.
Por otro lado, en las Tablas 5-4 y 5-5 se muestran como resumen, 10s niveles
y las caracteristicas de aislamiento, distancias a tierra y entre fases, de las subestaciones de 230 y 23 kV. F i e n t e se incluyen las Tablas 5-6 y 5-7 donde se muestran
las caracterististicas de protecci6n de 10s pararrayos de 23 y 230 kV indicados en el
ejemplo tipo.
5.4.3.1.1
LoenlIzaci6n del pararmyos
La cotrecta protecci6n de un q u i p altamente sensible a las sobretensiona el&trias,como pueden set 10s transformadores o 10s cables de potencia depende de la
distancia entrc el punto en que se l o d i n 10s pararrayos y el punto en que se localiza el squipo por proteger.
Entre 10s factores principales que afectan la separaci6n entre 10s pararrayos y
el q u i p o por proteger, se consideran 10s siguientes:
1. Magnitud y pendiente del frente de la onda de tensi6n incidente
2. Caractcristicas de protecci6n del pararrayos
3. Magnitud y forma dc la onda de tensi6n que puede resistir el transformador
4. Impedancia caracterlstica de lineas y buses
L.os p a r m y o s produrn la m f i m a protecci6n en el punto donde se encuentran localizados, y su nivel de protacei6n disminuye en ambos sentidos a partir del
punto m8ximo. diiminuyendo la protecci6n del equipo, a medida que 6ste se va alejando del pararrayos.
La tensi6n originada por una onda que aparece en un punto, a una distancia
detcrminada del pararrayos, esth dada por la expresi6n:
en donde:
V, = Tensi6n que aparece en punto p a una distancia D entre el punto y
el pararrayos, originada por una sobretensi6n transitoria
V, = Tensi6d de maxima descarga del pararrayos, en kV
= Pendiente del frente de onda incidente en kV ps
*
dl
TABLA 5-5 Coordinaci6n del nivcl dc aislpmicnto en las subestaciona de 23 kV
I CARAL~ER~STICAS
DE P R W C C 1 6 N DE LDS PARARRAYOS PARA 23 kV
- - ~ - - - ~ ~
Dcnorniruci6n
&I
ImIIIIaYW
kV
(rtisu)
24
~
Vollajc nominal
del Eircvita kV
Vdujr r n h o
de h e o , frcnte
xo
-
dc 006I MO LV/
Ncam efectiva
>3
at*m
XI
Zl6
23
V o l u b rdxima
dc OMeo wd.
dc 1.2 x m
VolUjc d x i m o
deflMW.2
Vohaje . j e o de derusa kV
1-(
w u II x
m
rnicro~rdos
9 c.p.r.
micraqundm
(=&a)
(Ah
76
61
5kA 1 O W m k A
42
492
555
635
-
TABLA 5-5 Coordinaci6n del nivel de aislamiento en las subcstacionca dec 23 kV. (Continuucidn)
Ill DlSTANCUJ A WRPA Y IWI'RE FASES EN WBISTACIONES DE U(I kV
scp.ruMn
Di*.ob
Dhmch
%cia
nomvlmwc
n o d a m Altmmlnima
horkmul
Niwldr mlnlnudc ~dnimade mlnlnumue uwadefua m w a d e f u a depu¶arlvu m k i m a p ~ Dhuod.
.iShmmulO
M ~ ~ M X Of"C.fiem
fW
&bDa
rlvu
debwarn h r o l l u d c
hdZmWd
1 3 0 0 m k V 12300m 12300m
a2MOm
ci"xkk5n
de~cuMaur
riddm
r~~
cnhlo
cm
an
an
cm
Em
rm
cm
cm
.
JO
100
'lGrrld.~oh.ruI~mdrdn~(Norm.CUyANSI)
1 W d r ~ l o ~ ~ m d . ~ r d p 6 m H ~ y 2 1 ~ 0
Frtor de mmmh WI &.tad w el q u l b o -1
a2
mO
.n.(-as
CEI y M I 1
125
25.6
29
6
X I
33
(29 X 1.151
MO
115
MO
VOLTAJE NOMINAL DEL CIRCUIT0
MO DE FLAMEO, FRENTE DE ONDA
VOLTAJE M h I M O DE DESCAROA ( a e u )
CORRIENTE 8 x 20 MICROSEOUNDOS
TABLA 5-7 Caracteristicas de proteccibn de 10s pararrayos para 230 kV
VOLTAIE NOMINAL DEL CIRCUIT0
MICROSEGUNDOS (acsta)
VOLTAJE MAXIMO DE DWCARGA (crcRn)
CORRIENTE 8 x 20 MICROSEOUNDOS
D = Distancia en metros entre el pararrayos y el punto a proteger.
300 = Velocidad de propagaci6n de la on& en metros/@.
Ejemplo. Encuentrm la tensi6n que aparece en ambos lados de un pararrayos,
considerando que incidc una on& con un frente de 1 000 kV p. El pararrayos tiene
una dmominaci6n de 240 kV y de acuerdo con la Tabla 5-4 tiene una tensi6n mkima de flamco, cuyo valor de piw es de 600 kV, con on& de 1.2 x 50 ps.
Como soluci6n, la Figura 5-8 nos indica que para proteger un transformador,
con un NBI interior de 900 kV, y para star dentro de un margen de protacci6n adecuado, siunprc y cumdo consideremos que la tensi6n maxima admisible por el
transformador, no exceda de 800 kV, 10s pararrayos deben instalarse a menos de
30 metros del mismo.
Otra forma de enfocar la localizaci6n de un pararrayos, s obtener la distancia
maxima entrc k c y el equip por proteger, partiendo de la tensi6n maxima permiti-
a)p.nL-0.
0
E , - B a ) + 2 x I o M ) x ~ - ~ k V
b)p.nL-30m;
30
E x - B a ) + 2 x IWOx--800kV
c ) p m L - W m : E,Ba)+2x
3w
m
1 W O x s - 1mkV
FIG. &8 Dlstancia entre el pararrayos y el equipo
PROYECTO FfSlc0 DE WI SUBeSTACldN
255
da en el transformador o cable de referencia. Esto se obtiene despejando D de la
expresi6n anterior:
D =
300 ( vm-V,)
dv
(T
donde:
V,
= Tensi6n maxima permitida en el equipo por proteger, S e a n datos del
fabricante
memplo. Determinese la separacibn m M i a entre un transformador y el jucgo
de pararrayos; vtase Figura 5-9, considerando que la tensi6n maxima de HBI a la
que puede someterse un transformador de 400 kV, cs de 800 kV, si 10s pararrayos
operan con una on& de 1.2 x 50 ps y un valor de pica de 750 kV, y la on& incidente
avanza con un frente de 1 000 kV/ps.
I
I
FIG. 5 9 Distancla mAxima del pararrayos
D =
300(800-750)
2XlMW)
= 7.5 metros
Por nonna, x considera que la distancia D del pararrayos al objeto por proteger, ya tiene incluido un margen de protecci6n de 20%.
En la realidad, las distancias de 10s pararrayos no deben exceder de unos 15 m
del equipo por proteger.
Como nsumen general de lo tratado en pararrayos, basta con el siguiente ejemplo:
Selccci6nense 10s pararrayos para proteger un transfonnador conectado a una
linca de 115 kV cuyas caracteristicas son las siguientes:
Caraaeristicas de la red
1. Tensi6n maxima de operaci6n
- 123 kV
2. Impedancia caracterlstica de la linea (Z,)
- 280 ohms
3. NBI de las cadenas de aisladores y aislamientos externos del
equip0
- 550 kV
4. Coeficimte de falla a tierra en el lugar de la instalaci6n del
pararrayos (K,).
- 0.8
Chlculo de las caracteristicas del pararrayos
Tensi6n nominal V, = kV,
K, = 0.8
= 123 kV
La corriente x descarga del pararrayos es (I,)
Si el Nvel c e r h u ~ c o= 40 se puede tomar K = 2
Con cstos datos, en un catflogo de fabricante se puede seleccionar un pararrayos
de 6xido de zinc de 10 k.4, que en el catdogo presenta las siguientes caracteristicas:
Tensi6n nominal
98 kV
Tensi6n de descarga con onda de 1.2/50 ps (cresta) 318 kV
Tensi6n residual a 10 kA (cresta)
272 kV
Para la tensi6n de operaci6n se utiliza la mayor de las 3 anteriores.
Distancia de instalaci6n mhxima, con margen de protecci6n del2OQo. La tensibn m f i m a permisibte en el equipo por proteger es:
v*(X)
= NBI - 0.2 NBI
= 0.8 NBr
= 0.8 x 550 = 440 kV
La distancia maxima (considerando descarga de rayo) a la que se pueden instalar 10s pararrayos es:
Es una malla formada por cables de guarda que se instala sobre la estructura de la
subestaci6n.
Cubles de guurdu. Se entiende por cables de guarda una serie de cables desnudos, generalmmte de acero, que se fijan sobre la estructura de una subestsci611, formando una red que actria como un blindaje, para proteger las W e s vivas de la
subestaci6n de las descargas directas de 10s rayos. La red de cables de guarda actiia
como contraparte del sistema de tierra. A veces se complements o se sustituye por
una serie de bayonetas de tubo de acero galva~zado,tambibn wnectadas a la red
de tierra de la instalaci6n. que se fijan en la pane superior de 10s remates de las COlumnas de la estructura de la subestaci6n.
Para el d c u l o del blindaje se pueden utilizar en forma m8s o mmos aproximada 10s siguientes metodos analltiws:
1. Metodo electrogeom~trico
2. Metodo de Bewley
3. Metodo de bayonetas
B1 cslculo d d blindaje a partir del metodo electrogeomttrico se desarrolla en la forma sipiente:
La tensidn que a p a m e en 10s conductores se calcula en forma anllloga a las Ifncsr d t trmamisidn, o sea:
donde
I, = comente dc ray0 obtenida a partir de la cuwa de distribuci6n de la comentc de 10s rayos
Z. = impedancia caracteristica de 10s conductores
In corrimte dtl rayo I. y la impedancia caracterlstica Z, se pueden determinar tambitn por Ins expresiones siguientcs:
en donde:
T.C.F. = ansidn critica de flameo
Z, = 60 log
re
ohms
en donde:
r, E radio externo del conductor
Y = dtura efectiva del conductor, que a su vez se determina a pattir de:
1
Y, = dtura de remate del conductor en la torre en m
f = tlecha del conductor en metros
El modelo electrogeomCtrico de blindaje considera a I. como el valor de la corriente minima que produce salidas de la instalaci6n por falla del blindaje.
Esta corriente establcce una distarlcia (ru) llamada radiocrltico de flameo, respecto a 10s conductores m b elevados de la subestaci6n. y cuya expresi6n es:
En el modelo electrogeom6trico se considera que a1 quedar protegidos 10s conductores mis altos de una subestaci6n, 10s nivcles infenores quedan autom8ticamente protegidos, y ademb considera que la zona de atracci6n de 10s rayos en el hilo
de guarda, genera una paribola, como se muestra en la Figura 5-10.
I
I
I
:,
I
ZONA II
FIG. 6-10 Zona de atraccibn de un ray0
En dicha figura:
7
X,
= AItura del hilo de guatda sobre el suelo en metros
= Ditancia msnima a la que se localizan 10s puntos protegidos por el cable de guarda
En la figura 5-1 1 se obsena la posicidn del cable de guarda C, y del cable de
fuerza C, por proteger. La clabomci6n dcl modelo elec/mgeomCtrico se realiza
considerando la zona dc protcccidn. a aqu6Ua limitada por dos pn18bolas que parten
de 10s cables de guarda.
FIG. 5-11 Protecci6n de un cable de fuerza
h, = Altura m e a del objeto por proteger, localizado exactamente debajo
del cable de guarda (C.)
r,
= Altura del plano imaginario. Normalmente se considera que:
o bien,
cuando
por lo que la altura mAxima del cable de fuerza serA:
Como en d i d a d 10s cables de guarda no se instalan exactamente encima de 10s cables por pmteger. entonces conviene establecer la protecci6n par zonas, como se
muestra en la Figura 5-12 en donde aparae la magnitud 88 que se denomina dngulo
del blindaje.
PIANO IMAGINARIO
FIG. 5-12 Proteccidn por zonas
En la Figura 5-13 se representa el caso fisico de la figura anterior.
FIG. 5-13 Caso real de la fgura anterior
en donde:
b
= Distancia horizontal entre CFY C,
= Distancia vertical entre CFy C,
c
= Distancia entre centros de 10s cables CFY C,
d
= Distancia entre fases
o
8, = Angulo de blindaje
= Radio crftico de flameo o radio de la zona de atracci6n
r,
con estos datos se pueden determinar dos de las cuatro variables a, b, c, e8.
Normalmente, r, que es la altura del plano imaginario de tierra, es igual a la
altura h del cable de guarda. La altura minima de las posibles posiciones que pueden
ocupar 10s cables de guarda, se obtiene a partir de la siguiente cxpresi6n:
bdn = r, -
JG
Dividiendo micmbro a miembro entre d y considerando que D s d
El Brca total dc la subestaci6n A se puede dividir en n subareas (puede ser el Brea
de un m6dulo) o sea:
n = -A
a
El n ~ m e r ode heas consideradas puede ser el nlimero de m6dulos, m& el nlimero
de bancos.
El Brca de un m6dulo que se va a proteger es: o = W x L
La distancia protegida, de la Figura 5-1 1
El nlrmero de cables de guarda (N,) requeridos para el blindaje del &reaA es:
donde:
N, = N h a o de cables de guarda
n = nimero de subbeas en que se divide el Area A
La separaci6n entre 10s cables de guarda, en la Figura 5-13 es de W, o sea:
La altura minima del cable de guarda sc calcula a partir de:
Tomada de la Figura 5-14
FIG. 5-14 Alturas entre dos soportes de cable
aemplo I. Comprutbese el blindaje. por medio de cables de guarda, en un m6dulo de 85 kV, cuyo NBI = 550 kV
Suponiendo la impedancia
caracteristica Z.
Z.
= 200 ohm
se obtiene:
Cuya corriente establece un radio critico de flameo de:
rfl = 9.06 (1~y3= 9.06 x (5.72y' = 29 metros
L a distancia entre 10s ejes de las columnas que forman el m6dul0, que contiene
10s cables de guarda es de 10 m, o sea:
20 = 10
D = 5 metros
Por lo tanto. la altura minima de las posibles posiciones que pueden ocupar 10s cables de guarda es de:
b , , = re-
7
<, 1Y
d--
= 29 -
2 9 - 5' = 0.434 metros
Si se considera que 10s cables de guarda se encuentran a una altura de y = 14.90 m.
La altura maxima a que puede instalarse el equipo bajo proteccibn h,) es de:
aunquc el valor real viene dado por la expresi6n:
Finalmentc se puede calcular la altura minima a la que deben iwtalarse 10s cables de guarda, sabiendo que 10s cables de fuerza C, se encuentran a h, = 12.4 m
sobre el nivel del suelo, o sea:
Ahora bien, como 10s cables de guarda se consideraron a y 14.90 m de altura.
el resultado anterior indica que la protecci6n contra rayos es adecuada.
5.4.3.2.2
Metodo de Bewley
El dlculo de blindaje a partir de este metodo se desarrolla en'la siguiente forma:
Si se considera el ejemplo anterior con el mddulo de 85 kV, en que se tlene:
El largo del m6dulo (claro) L = 17 m
El ancho de 20 .
= 10 m
d
= 3m
a
= 2m
PROYECTO F~SICODE LA S U B ~ S ~ A C I ~ N 265
La flecha del cable de guarda, se puede considerar de un 2% dg L, o sea:
Considerando que 10s conductores e s t h soportados por cade.pas ddc tensi6n. el punto
inferior del cable de guarda puede darse por la expresi6n:
Por lo tanto, la altura inferior del cable de guarda viene dada por:
Si la iongitud del m6dulo es de 60 m, a = 60 x 2 X,
El espacio protegido entre estructuras es:
El Angulo de blindaje es:
a
8
. = ang tan b
y como b = 7-hl = 14.98-12.40 = 2.58 m
2
8, = ang tan -= 37.78'
2.58
Como este valor esti por debajo del maxim0 permitido que es de 45'. entonces se
considera que la protecci6n contra rayos es adecuada.
En estrutturas muy altas 8, se puede limitar a 30°.
El ejemplo anterior se puede verificar por medio del modelo electrogeom6tric0,
donde a partir de 10s valores:
Se puede dibujar a escala, segtin la Figura 5-15
FIG. 515 W u l o electmgeorn6triw
Da acuerdo con 10s datos se puede obtener el h g u l o de blindaje 8,
8, = ang tan
20 = 38.6S0
2.5
quc es una magnitud menor del valor meximo permitido de 45'. que alcanza a cubrir
10s conductores Cp Pot lo tanto, en la Figura 5-16 se puede rcducir el valor de b
hasta tener w m o maxim0 8, = 45' valor que se obtiene haciendo b = 2 m.
Ejemplo 2. Calcdese el blindaje en un m6duIo de 230 kV u t i l i d o una red de hilos
de guarda.
Se considera
NBI = LO50 kV
20
= 17.50 m
7
= 30.85 m
La corriente crftica del rayo, como se indic6 anteriormente es de:
La tensi6n critica de flame0 es:
T c F = - NBI
- - =loSO
0.961
0.%1
1092.6 kV
El radio cdtico de flameo, o radio de la zona de atracci6n es:
La altura minima de las posibles posiciona que pueden ocupar 10s cables de
guarda a:
Cuyo valor es la distancia minima a la que todavia se considera que hay blindaje.
a) Primero se puede calcular el blindaje por el mCtodo de Bewley, para lo cud
se parte de 10s siguientes datos del m6dulo de 230 kV.
Claro = largo = L = 60.0 m
Ancho = 20 = 17.50 m
Chlculo de la flecha (f,) del cable de fuerza. Se puede considerar un dato prhctico
del 2% del claro, o sea:
FIG. 5-16 Marco para 230 kV
Como 10s cables de fuerza se soportan con cadenas de tensi6n, el punto inferior del
cable de fuerza tiene la siguiente altura h, desde el suelo:
h , = 17.5 - 1.2 = 16.30 m
La altura minima del cable de guarda, en el punto de montaje es:
= 2 x 16.1 +
3
= 29.02 m
\/ $ (16.3)' + -31 +6)' 20
La distancia X, protegida es:
x , = - A- - 60 x 17.50 = 8.75
120
120
El Bngulo de blindajq 8,es:
3.75 = 15.68"
8, = ang tan 13.35
Lo cual quiere decir que el blindaje estd sobrado y por lo tanto es correcto. Como este iingulo es inferior al mhimo permitido de 45' se puede suponer, para estar
dentro de la seguridad, un dngulo menor, por ejemplo uno de 40'. permaneciendo
a = 3.75 m, en cuyo caso:
b =
a
- 3.75
tan 40'
tan 8,
= 4.50 m
y reduce mucho el costo de la estructura.
b) Ahora se puede verificar el mismo caso por el metodo electrogeomCtrico.
A partir de:
FIG. 5-17 Verificaci6n por el metodo electrogeorn6trico
ya calculados, se calcula la altura del plano de tierra imaginario
r, = r Donde 7 es la altura del cable de guarda
que para un m6dulo de 230 kV puede ser de 22 m. Verificando el blindaje queda
de acuerdo con la Figura 5-17.
La Figura 5-17 indica que si reducimos el valor de b hasta un valor (considerando el valor maxim0 de 9, = 45') de 3.75 m, todavia quedan protegidos 10s conduaores de fase.
5.4.3.2.3.
MCtodo de bayonetas
Las bayonetas son piezas de tub0 de hierro galvanizado, w n su extremo superior
cortado en diagonal, terminado en punta, de una longitud variable que depende de
:a zona que va a proteger, y w n un diimetro que depende de la longitud del tubo.
Como Gmplo, G G c d e considerar una longitud de 3 m de largo por 32 mm de
dhetro.
FIG. 5-10
PROYECTO ~ f S l C 0DE LA SUBESTACI~N
271
Las bayonetas constituyen un medio adicional de protccci6n contra la descargas
atmosftricas directas, aunque no siempre son necesarias, si la red de cables de guarda estci correctamente calculada. 6stas acttian como electrodes, provocando mediante el efecto de punta, la concentraci6n de cargas electrostciticas durante la
descarga de un rayo.
Las bayonetas se colocan sobre las partes mcis altas de las estructuras, sobre 10s
capitoles de las columnas, protegiendo un &ea igual a la sccci6n dd &no que wrta.
El Angulo de protecci6n m ~ m del
a con0 se ha determinado, en forma experimental, de 30' respecto a su eje, aunque se acostumbra en algunos c;Uculos Uegar a utilizar Angulos de hasta 4S0.
La zona de protecci6n de una bayoneta se determina a partk de la distancia Uamada radio critic0 de flameo r,.
De la Figura 5-18 se tiene:
r,
K,
= altura del plano de tierra imaginario
= constante del efecto de tierra. Su valor depende del nivel cerciunico del
lugar de la instalacibn, de acuerdo con:
X, = Distancia radial de protecci6n
8,
= Angulo de blindaje
A
= k e a protegida al nivel del suelo A = TX:
= Altura total de la estructura mhs la bayoneta
b
7
La distancia protegida se puede calcular grcificamente a partir de las curvas experimentales indicadas en la Figura 5-19, que relacionan la altura b de la punta de
la bayoneta con la distancia de protecci6n X, en funci6n de diferentes valores de
h. Recomendcindose como limite maximo la relaci6n:
La altura minima que debe tener una bayoneta se puede obtener aproximadamente a partir de la Figura 5-19.
En la prcictica, para normalizar las dimensiones de todas las bayonetas de una
instalaci6n. se calcula la m;Ls crltica y todas las demh se fabrican de la misma longitud, aun quedando excedidas.
Ejemplo I. Dimensi6nense las bayonetas en un m6dulo de 230 kV, en la zona
de transformadores de 230/85 kV, para proteger de descargas directas el equipo circundante, como se indica en la Figura 3-20.
272
DlSERO DE SUBESTACIONES EL~CTRICAS
b(m)
A
h
-
5.5 m
1s.-
24
-.
6
12
18
24
30
42
FIG. 5-19 Curvas b - X, en funci6n de h
flQ. 5 4 0 Zona protegida de una instalacidn
54
>
En dicha Figura, si se considera la longitud de la bayoneta C = 4 m, la distancia
horizontal X, protegida por la bayoneta es:,,'
Y = Altura de la estructura + longitud de la bayoneta - altura del equipo por
proteger
La distancia horizontal a la altura del equipo por proteger, se obtiene:
X, = Y tan 30' = 17 tan 30 = 9.81 m
Distancia que cubre el transformador, el pararrayos y parte de las barras de 230 kV.
Ejemplo 2. Dimensionar las bayonetas para proteger un m6dulo de 23 kV, de
acuerdo con la Figura 5-21
FIG. 551 Marco para 23 kV
En este caso se requiere que las bayonetas protejan la fase central. Suponiendo
que la fase central se encuentra a X, = 2.0 m. y suponiendo 8, = 30".
Y'
xr
tan 30'
=
2
-- 3.46 m
0.577
lo que proporciona que la altura de la bayoneta C sea:
C = Y-1 = 3.46-1 = 2.46m
o sea, en la praCtica se fijaria una bayoneta de 3 metros de largo.
Este punto se refiere al dimensionamiento de las distancias entre partes vivas, que
se requiere en instalaciones de tipo convencional, ya sean interiores o intemperie.
No se toman en cuenta las instalaciones de tipo blindado o aisladas en gas.
Los puntos aqui tratados se basan en las conclusiones del comitC No. 23 de la
CEI.
La separaci6n entre aparatos de una instalaci6n y la disposicibn flsica de 10s
mismos sc efecthan de acuerdo con el diagrama unifilar, se~eccionadola capacidad
de la instalaci6n y su tensi6n nominal. Estos factores no s61o afectan el tamailo de
Iss components, sino tambibn las distancias a tierra y entre fases.
La determinaci6n de atasdimemiones, se efectlia por medio del cAlculo de !as
distancios ddctricas entre las partes vivas del equipo, y entre Cstas y las estructuras,
muros, rejas y el suelo, de acuerdo con el siguiente orden:
1. Distancias entre fases
2. Distancias entre fase y tierra
3. Altura de 10s equipos sobre el nivel del suelo
4. Altura de las barras colectoras sobre el suelo
S. Altura de remate de las lineas de transmisibn que Uegan a la subestacibn
6. Distancias de seguridad
Los incisos 1 y 2 ya fueron considerados en el capitulo 2, aunque por conveniencia se repite un resumen en la Tabla 5-8.
TABLA 5-8 Distancias minimas entrc conductores
T d n nomid
NBI
Enlrefsacs
Ajune
kV
Fast a lierra
m
Ajwre
tV
m
m
m
85
230
550
1 050
I 425
1.35
2.59
3.50
1.50
3.00
2.43
4.66
7.02
2.50
5.00
7.00
dcl si6tem.
.
Distand.r mlnimas a 2 300 m.s.n.m.
400
4.90
5.5.1 Altura de 10s equipos sobre el nivel del suelo (h.)
Esta altura se considera tambibn como el primer nivel de barras h, En cambio, la
altura del segundo nivel de barrm se indica con h, de acuerdo con la Figura 5-22.
En donde:
PROYECTO ~ f S l C 0DE LA SUBESTAC16N
275
FIG. 5-22 Alturas mlnimas de las partes de 10s equipos sobre el suelo
2. Transformador de tensi6n y trampa de onda
3. Transformador de corriente
4. Cuchillas
5. Interruptor
La altura minima h, de las partes viva sobre el nivel del suelo, en ningtin caso
debe ser inferior a 3 metros, SL no se encuentran aislados pot barreras de protecci6n.
La altura minima de la base de 10s aisladores que soportan partes vivas, no debe
ser menor de 2.25 metros, que es la altura de una persona de altura promedio, con
el brazo levantado.
En general, para cualquier eqdpo, la altura minima de sus partes vivas se calcula de acuerdo con la siguiente expresi6n. que se considera para un m f i m o de hasta
1 000 m.s.n.m.
3
d
1'
.,
?*
Donde kV es la tensi6n maxima de disefio del equipo de que se irate.
A continuaci6n se van a calcular las alturas minimas de un equipo para las tres
tensiones nominaks consideradas en la Tabla 5-8, primer0 para una altitud de ha*.a
1 000 m.s.n.m. y despu'Cs para la altitud de 2 300 m.s.n.m.
85/115 kV
h, I
= 2.30 + 0.0105 kV x 123 = 3.592 o sea 3.60 metros
276
DISEM DE SUBESTACIONES EL~CTRICAS
230 kV
h, 1 wo = 2.30 + 0.0105 X 245 = 4.872 o sea 4.90 metros
400 kV
h, I wo = 2.30 + 0.0105 x 420 = 6.71 o sea 6.80 metros
Para la altura de 2 300 m.s.n.m. se utiliza la siguiente expresi6n:
h, = h, I aoo +
[0.0125 (h--l O0O
100 ) h , l w o 1
En donde:
= Altitud sobre el nivel del mar, en metros
= Altura minima de la pane viva al suelo, a una altitud h sobre el
h
h,
h, 1
nivel del mar
= Altura minima de la pane viva al suelo, a una altitud que comprende desde cero hasta 1 000 metros sobre el nivel del mar
De acuerdo con lo anterior se determinan las alturas de partes vivas para las
mismas tensiones de la Tabla 5-8.
85/115 kV
h, 2 300 = 3.592 +
[ 0.0125 ( 300-1
000) 3.592 ] = 4.17 m o sea 4.20 m
100
230 kV
h, 2 300 = 4.873 +
[ 0.0125 ( 300-1
000) 4.873 ] = 5.66 m o sea 5.70 m
100
400 kV
h,z3rn = 6.71 +
5.5.2
[ 0.0125 ( 300-1
OoO) 6.71 ] = 7.80 m o sea 7.80 m
100
Altura de Ins barras colectoras sobre el suelo (ZO nivel)
La altura de las barras sobre el nivel del suelo debe considerar la posibilidad de que
a1 pasar el personal por debajo de las barras, ksta reciba la sensacidn del c a m p
elktrico. De hecho, en la edici6n de 1977del National Electrical Safety Code se esta-
PROYECTO FfSlCO DE LA SUBESTACldN
277
blecen valores de gradientes de tensi6n con un 10% de probabilidad de que el personal tenga la sensaci6n de la existencia del campo elkctrim.
La expresi6n que proporciona la altura de las barras wlectoras h,, considerando la sensaci6n de campo elkctrico, es la siguiente:
h, = 5.0 + 0.0125 kV
En donde:
kV = tensi6n maxima de diseilo
hb = altura de las barras sobre el suelo
Como en el caso anterior, se determinan Ias alturas de los buses a una altitud de
0 a 1 000 m.s.n.m.. para diferentes tensiones.
h, I aw, = 5.0 + 0.0125 x 123 = 6.54 m o sea 6.60 m
230 kV
,
h, aw, = 5.0 + 0.0125 x 245 = 8.06 m o sea 8.10 m
400 kV
h, I aw, = 5.0 + 0.125 x 420 = 10.25 m o sea 10.30 m
Las mismas alturas pero a 2 300 m.s.n.m., de altitud quedan:
85/115 kV
h, z
= 6.54
+ 0.0125
hb 2 100 = 8.06 + 0.0125
hb 2 300 = 10.25 + 0.0125
300-1
100
100
6.54 = 7.60 o sea 7.60 m
OoO 8.06 = 9.37 o sea 9.40 rn
300-1 OoO 10.25 = 11.92 o sea 12.00 m
100
FIG. 5 2 3 Altura de remate de lineas de transmisi6n en subestaciones
5.5.3 Altura de remate de las lineas de tmnsmisi6n en la subestaci611
Los conductores de las Uneas de transmisibn que llegan o salen de una subestaci6n,
no deben rematar a una altura h, inferior a 6 metros.
Dicha altura, indiida en la Figura 5-23, se puede obtener a partir de la relacibn
que & aplicable a subestaciones con tensiones nominales mayores de 69 kV.
En donde:
h, = AIlura de remate de la Unea, en la subestaci6n
kV = Tensi6n maxima de disefio en kilovolt
aemplo. Determlnense las alturas m'nimas h, sobre el suelo, del remate de
una linca para diferentes tensiones y para una altitud sobre el nivel del mar entre
0 y 1 000 metros.
h, 1 am = 5.0 + 0.006 X 123 = 5.74 m o sea 5.80 m
''a
e
,a
a
230 kV
h, I am = 5.0 + 0.006 x 245 = 6.47 m o sea 6.50 m
400 kV
h,
, = 5.0 + 0.006 x 420 = 7.52 m o sea 7.60 m
e
8
a
Ejemplo. Determinense las mismas alturas para las mismas tensiones nominales, per0 a una altitud de 2 300 m.s.n.m.
h,
300 = 5.74
+ [ 0.0125 ( * 3W100
- ' M") 5.74 ] = 6.67 m o sea 6.70 m
230 kV
h,
300 = 6.47
+ [ 0.0125 ( 300-100 OoO 6.47 ] = 7.52 m o sea 7.60 m
400 kV
h, 2 300 = 7.52 + 0.0125
'
300-1 OoO 7.52 = 8.74 m o sea 8.80 m
100
Resumiendo en forma tabulada 10s datos obtenidos en 10s tres dltimos incisos,
se obtiene la Tabla 5-9.
5.5.4 Distnncins de seguridnd
Se entienden como distancias minimas de seguridad, a 10s espacios libres que permiten circular y efectuat maniobras al personal dentro de una subestaci6n, sin que exista
riesgo para sus vidas y con un minim0 de operaciones durante las maniobras de trabajo.
Las distancias de seguridad a travh del aire e s t h formadas por la suma de dos
tkrminos, el primer0 es igual a la diistancia minima de fase a tierra, correspondiente
a1 nivel de aislamiento al impulso de la zona, como se muestra en la Tabla 5-2, el
segundo tkrmino se suma a1 anterior y depende de la talla media de 10s operadores
seglin se muestra en la Figura 5-24.
Las distancias minimas de seguridad se pueden expresar con las siguientes relaciones:
dh = d,, + 0.9
d, = d,,
+ 2.25
En donde:
dh
d,
d,,
= Distancia horizontal en metros que debe respetarse en todas las zonas
de circulaci6n
= Distancia vertical, en metros, que tambikn debe respetarse en toda la
zona de circulaci6n y nunca debe ser menor de 3 metros
= Distancia minima de fase a tierra correspondiente a1 NBI de la zona
TABLA 5-9 Alturas contra tensiones
'
Tcnsi6n
nominal
Tcnribn
mduima
kv
kV
85/115
230
4W
Alturas sobre el suelo, cn metros
hs
1000 msnm
123
245
420
3.60
4.90
6.80
1 0 0 0 msnm
2 300 msnm
h~
1 000 msnm
6.M)
7.60
9.40
12.00
5.80
6.50
7.60
hb
2 300 msnm
4.20
5.70
7.80
8.10
10.30
Tensi6n
nominal
NBI
d~.7a
4
dv
kV
kV
2 300 msnm
m
m
m
dh
dv
85/115
230
550
l 050
1 425
1.35
2.59
3.76
2.25
3.49
4.66
3.60
4.84
6.00
2.30
3.50
4.70
3.60
4.90
6.00
4M)
2 300 mrnm
6.70
7.60
8.80
Ajustc
m
FIG. 5-24 Dirnensiones medias del operador
De acuerdo con las dos relaciones anteriores, se pueden tabular en la Tabla 5.10
las distancias de seguridad segun las tensiones m h utilizadas.
Las distancias minimas de seguridad en una subestaci6n, consideran 10s siguientes conceptos:
1. Circulaci6n de personal
2. Circulaci6n de vehiculos
3. Zonas de trabajo
5.5.4.1
Zona de circilaci6n del personal
En zonas donde no existen cercas de proteccion, la altura minima desde el suelo,
de las partes vivas, debe permitir la circulaci6n del personal. Dicha altura minima
282
DISERO DE SUBESTACIONES ELCCTRICAS
es la suma de la distancia base de fase a tierra de la Tabla 5-2, aumentada en 2.25
m, que es la altura que puede alcanzar un operador de talla media con un brazo levantado, segdn se observa en la Figura 5-24.
Como ya se dijo, la altura minima de las panes vivas sobre el suelo en zonas
no protegidas por cercas, siempre debe ser superior a 3 metros, y la altura minima
sobre el suelo, de la parte inferior de un aislador tip0 columna, en zonas no protegidas, debe ser superior a 2.25 metros, ya que el aislador se considera como una pieza
sujeta a un gradiente
de tensi6n. cuya parte metrllica inferior esta al potencial de
tierra.
En subestaciones donde pot motivos especiales, las partes bajo tensi6n se encuentran a alturas inferiors a las specificadas, se instalarb barandales protectores como
se muestra en la Figura 5-25 B, o bien cercas, como se indica en la Figura 5.25 C.
Los barandales deben tener 1.20 metros de altura y quedar a una distancia de
las partes viva igual a la distancia base d,, aumentada en 0.90 metros como minimo.
Las cercas deben ser de 2.25 metros de altura y estar alejadas de las partes vivas
a una distancia igual a la distancia base d,,.
5.5.4.2
Zona de urculaci6n de veblculos
En la Figura 5-26 se muestran las distancias en areas dstinadas a la circulaci6n de
vehiculos. La distancia horizontal a las partes vivas serA de 0.70 metros mayor que
lade fase a tierra, para tener en cuenta las maniobras y la imprecisibn en la conducci6n del vehiculo. La distancia vertical a las partes vivas s e d por lo menos igual a
la distancia base para conexiones rigidas, y en el caso de barras tlexibles es igual
a la distancia base m& 0.5 metros, para absorber 10s movimientos de 10s cables.
El espacio para la circulaci6n de vehiculos con cargas pesadas se determina tomando en cuenta las dimensiones exteriores del vehiculo de mayor tamaRo que se
piense utilizar, incluido el transformador mas voluminoso que se instale en la subestacibn.
En cualquier secci6n de alta tensi6n de una subestaci6n, despu& de desconectar 10s
interruptores y cuchillas de la secci6n de que se trate y sin desconectar las secciones
contiguas, el personal de mantenimiento debe trabajar con seguridad plena.
Las distancias de seguridad en las zonas de trabajo se daenninan en igual forma
que 10s casos anteriores, o sea, sumando la distancia base m&s una longitud, como
se muestra en la Figura 5-27.
En ningcn caso la distancia total debe ser inferior a 3 metros.
FIQ. 5-26 Distancias de vehfculos a partes vivas
FIG. 5-27 Distancias de seguridad en zonas de trabajo
En aquellos casos en que, por alguna razon, no se puedan lograr las distancias
minimas de seguridad, todas las partes vivas de la secci6n deben aislarse del contact0
humano pot medio de barreras de protecci6n. que impidan 10s acercamientos peligrosos.
En la Tabla 5-11 se indican las distancias de seguridad para 10s distintos casos
que se presentan en instalaciona con las tensiones mAs utilizadas anteriormente.
TABLA 5-11 Distancias d e seguridad, segun diferentes casos y rensiones
Nivel de
Dismcia
Tmi6n
dc base
nominal d d aislamirnto
a1 impulao a (distancias
inminimar de
2 300 m
fase a t i m a
a2300m
kV
m
kV
23
85
230
W
I25
450
900
1425
0.282
1.177
2.507
3.7W
Zonas de trabajo del pcnonal
Zow de circulaci6n
del personal
Altura
Discancia
adicional
minima de
parla viva
DLtancia
adicional
Distancia
mInima
horizontal
Diswcia
adicional
Distancia
minima
vertical
m
m
m
m
m
m
2.25
2.25
2.25
2.25
3.00
3.43
4.76
6.01
1.75
1.75
1.75
1.75
3.00
3.00
4.26
5.51
1.25
1.25
1.25
1.25
3.00
3.00
3;76
5.01
Finalmente, en la Tabla 5-12 se muestran las distancias minimas a las partes vivas, m sentidos vertical y horizontal, especificadas en el Reglamento de Obras e Instalaciones EICctricas, Articulo 66.
Taxi60 cntrc
conductores
kV
6.6
II
22
33
44
66
88
110
132
220
,
Altwa minims de
Ian panes v i w
descubiew
m
LXsuncia horimotsl
minima a Ias panes
2.40
2.70
2.80
2.90
3.00
3.20
3.35
3.50
3.70
4.70
1.00
v i v a descubiew
m
1.05
1.15
1.20
1.30
1.50
1.70
1.85
2.00
3.00
Fumlc: W-to
dc Obru c 111sulrrimEMnricu
An. 66. Frx. 8. Tabla No. 19
5.6 FASEO DE LOS BANCOS DE TRANSFORMADORES
Para que en todas las instalaciones de un sistema de potencia giren sus fasores con
el mismo orden y sentido de giro, se necesita lograr una nomenclatura clara y precisa
que facilite un faseado uniforme para todo un sistema elkctrico. Un m6todo adoptado
como norma por la CEI es el llamado sistema horario de designaci6n de vectores
de fase.
Dicho metodo consiste en designar las fases con numeros que corresponden a
las posiciones de las horas de la caritula de un reloj. Estas posiciones se desplazan
entre si un Angulo de 30'. como se obsewa en la Figura 5-28.
Un sistema trifbico de secuencia positiva, se designa por aquellos numeros de
la carAtula de un reloj cuyo desplazamiento angular sea de 120°. Por ejemdo. en
un siPtema con una savencia 124-8, el 12 conanapoadea la posit-6n dd faso; A(R).
el 4 a la posici6n del fasor B(S)y el 8 a la--posici6n del fasor Cf7). Si se quiere
otro sistema trifhsico, tambien de sbcuencia positiva, pero atrasado 30" con respecto.
al anterior, se designarA por la secuencia 1-5-9.
La ventaja de este mCtodo es que indica el desvlazamiento anaular
- de las fases
de un sistema, con respecto a una-base de referenda hnica.
En la Tabla 5-13 se muestra la desginaci6n horaria de las fases, con las tensiones
mhs utilizadas en 10s casos anteriores.
FIG. 5-28 Representaci6n horaria de vectores (tomando como base el sistema de 230 kV)
En un sistema, cuando un devanado estA conectado en delta y el otro en estrella,
las conexiones internas se realizan de manera que las tensiones a1 neutro del secundario en vacio, queden atrasadas 30" elktricos respecto a las tensiones correspondientes a1 neutro del primario.
TABLA 5-13 Eases horario segun tensiona
Tmi6n de
In red en
Designvido hornria de lar fpscr
kV
A (R)
B (S)
c (‘33
UM
230
85
12
12
4
8
4
8
I
5
9
23
I2
4
8
Pedfdo 10857
NOTA VEASE FIG 5-33
TRWSF r) MVA
Mitsubiaht PI0658
IEM
PI0508
Osaka
P11120
FIG. 5 2 9 Conexiones en transformadores de 230lkV y 85/23 kV para tener un
defasarniento de O0 entre 230 kV Y 23 kV
En la Figura 5-29 se muestra la forma como se realizan las conexiones externas
de 10s transformadores trifisicos de 230/85 kV, para tener un defasamiento de cero
grados entre las tensiones a1 neutro del sistema de 230 kV, y las tensiones al neutro
del sistema de 23 kV.
En la Figura 5-30 se muestran las conexiones normalizadas para bancos de
230185 kV con tres transformadores monofasicos, y en la Figura 5-31 se muestran
las conexiones de un transformador trifisico de 230123 kV para que queden en fase.
en el lado de 23 kV.
PROYECTO F~SICODE LA SUBESTACI~N
289
FIG. 5-30 ConexMn para bancos de 100 MVA. 230185 kV con lres transformadores
monofdsicos de 33.3 MVA. 133185 kV
5.7
PROYECTO DE PLANTA Y ELEVACIONES
Con toda la informaci6n anterior, m8s el terreno que ya debi6 adquirirse, de acuerdo
con 10s estudios de planeaci6n. el diagrama unifilar, 10s arreglos fisicos escogidos.
la selecci6n de 10s niveles de tensi6n y la magnitud del conocircuito en la zona de
la subestaci611, se procede a1 siguiente paso, que es propiamente el proyecto fisico
de la subestaci6n.
DISENO DE SUBESTACIONES ELBCTRLCAS
290
A
Po kV
6
1
C
I
-1
1
12
-
I
TaANSF. Bd MVA
-- ...
H3
Ho
4
- O
A
FIG. 5-31 Conexiones de transformador trifbico de 230 kV "Asea" (defasamientode 0'
entre 230 kV y 23 kV) mn terciario de arm6nicas conectado en delta
Para rcpartir el equipo, primero se empieza a determinar la separacibn que debe
haber entre los bancos de transfonnadores, lo cual a su vez es determinado por la
separaci6n entre fases y entre fare y tierra, asi como por las dimensiones exteriores
del transformador, vaiores que para el ejemplo indicado a1 principio de este capitulo, se redondean a 4.50 metros entre 10s ejes de fases y a 4.00 m del eje de fase a1
eje de columna.
La separaci6n entre apoyos, o sea, el claro de las barras ya se indic6 en el capitulo 3.
La selecci6n y lodizaci6n de 10s pararrayos y la selnri6n de 10s tres tipos de
distancias de seguridad, ya se mencionaron a1 principio de este capitulo.
De acuerdo con todos 10s datos mencionados, a continuaci6n se observan las
Fiuras 5-32 y 5-33 que rnuestran en planta y elevaci6n la disposici6n fisica para el
caso dc 2 y 3 transfonnadores de 60 MVA trifhicos, con arreglo de doble anillo en
23 kV.
Una vez elaboradas la planta y elevaci6n. se procede a desarrollar la segunda
parte de la lista de material, formada por la tuberia de 10s buses, aisladores, herraies, etc.. y se inicia el triimite de compra correspondiente.
i
FIG. 5-32 Disposici6n fisica para el caso de dos transformadores trifbicos de
60 MVA: 230123 kV
FIG. 5-33 Disposicidn flsica para el caso de tres transformadores IrifAsicos de
60 MVA 230123 kV
-
3
0
I
1
I
TABLEROS DE PROTECC16N
TABLERO
SERVlClO
I
s
N
TABLEROS DE MANM)
ESTACI~N
z
0
E0 l
ESCRITMIK)
OPERADOR
- ..
--
-
-.
18 840
FIG. 5-34
Edificio principal de tableros
-.
-
..-
A eta altura del proyccto, es el momento de enviar al grupo de ingenieria mednica un conjunto de planos, fonnado por las plantas, elevaciones y dibujos de las
dimensiones exteriores de 10s transformadores, para iniciar el disefio del sistema
contra incendio, que aunque en la prictica opera eventualmente en casos criticos,
las cornpaillas de seguros lo piden como requisite.
5.8 TABLEROS
Este tema aunque no corresponde a este capftulo, ya que es una conclusi6n de 10s
capltulos siguientes que van del 6 al 10 inclusive, es necesario mencionarlo ya que
con base en 10s capltulos descritos es posible iijar la cantidad, tip0 y dimensiones
de todos 10s tableros, con objeto de dirnensionar el edificio principal de tableros o
las casetas auxiliares, segSln sea la capacidad iie 118 subestaci6n, y a partir del edificio
de tableros t r a m en la planta principali las rutas de trincheras m b convenientes.
Disefio del cdificio para tableros. El cdificio para tabbos tiene por objeto alojar todos las tableros, el personal de operaci6n si lo hay y el equipo auxiliar, como
son las baterlas, cargadores de bateria, etc., yen general todos aquellos dispositivos
que se analizan con m b detalle en el capftulo 6.
El edificio debe contar con las siguientes secciones:
1. Sal6n principal, en donde se instalan 10s tableros.
2. C u t t o de baterias.
3. Cuarto para 10s cargadores de bateria.
4. Cuarto para 10s remates de 10s cables de hilopiloto y telbfonos.
5. Bodega para mantenimiento.
6. Comedor para el personal de operaci6n y mantenimiento.
7. Cuarto de bano para el personal de la subestaci6n.
De acuerdo con lo anterior y tomando en cuenta las necesidades del personal
y la utperimcia de este tipo de obras, en la Figura 5-3-4 se muestran las dimensiones
desde el punto de vista elktrico de un edificio de este tipo para una subestacibn de
capacidad regular.
Para subestaciones medianas o grandes se puede utilizar el arreglo indicado en
las Figuras 5-35 y 5-36.
En subeataciones muy grandes se utilizan, adem& del edificio principal, una serie de casctas o pequefios salones de tableros, en 10s cuales se distribuyen 10s servidos de estaci6n. por zonas que incluyen unos seis interruptores que forman parte del
q u i p de las m6dulos adyacentes. Para ello se instala en cada caseta una bateria
Y su cargador, un tablero de servicio de estaci6n. un tablero de alumbrado y una
Mcci6n de tableros que incluyen 10s relevadores pertenecientes a 10s m6dulos a$exos, como se indica en las Figuras 5-35 y 5-36.
PROYECTO F~SLCO
DE LA SUBESTAC16N
ELEVACI~N
COTAS EN cm
2%
A-A
ESCAU 1:50
FIG. 5-35 Corte transversal de la caseta tipa
Una vez hecho el acomodo de 10s tableros en el edificio principal y en las casetas, obtenidas las dimensions totales del conjunto de tableros y dadas las dimensiones de las secciones principales, se solicita al grupo de ingenieria civil efectuar el
proyecto del citado edificio de tableros y en su caso el de las casetas.
5.9 CABLES DE CONTROL
Se designacon este nombre, en forma genkrica, al conjunto de cables que alimentan
10s circuitos de medicibn, control y protecci6n que forman parte de 10s circuitos
awiliares, de baja tensi6n, de una subestaci6n.
Aunque 10s cables de control representan un pequeilo porcentaje del costo de
una subestaci6n. es de extrema importancia su selection e instalaci6n. d s d e 10s puntos de vista de simplicidad para facilitar la construcci6n y el mantenimiento, y de
confiabilidad en la operaci6n de la subestaci6n. Por lo tanto, una buena instalaci6n
de cables de control debe ser motivo de una buena planeaci6n y construccidn.
Los cables de contrd~son en general de cobre, debido a su mayor wnductibilidad, flexibilidad y ficil obtenci6n de este material. Su forro a de polietileno o de
PVC, y si el cable es de varios conductores, el conjunto se encuentra forrado POT
una chaqueta de PVC o neopreno que le da buena protecci6n mecinica.
VMVIBLE
800
300
I
125
1M)
i
I
125
-.
cumk,m,
I
I
,
1
I
TRINCHERA
, 50
-
-
L
TABLEROS
L
r
I
3
TABLEROS
t
I
I
CARGADOR DE BATERiAS
I
4~
CASETA TIP0
COTAS EN ern
- ESC 1 50
FIG. 5-36
r
-
g
PROYECTO F~SICODE LA SUBeSTACldN
297
Los cables para comunicaciones, control y protecci6n para subestaciones con
tekiones superior a 150 k V se rodean de una cubicrta metuca aue actlja como blindaje contra las seflales externas. Los materides utilizados para blidar cables pueden ser de diferentes tipos, como se ilustra a continuaci6n:
1. Conduit de cobre con juntas soldadas. Es el mejor tipo de blindaje, pero
es diffcil de instalar y muy caro.
2. Cable con cubierta de plomo. Es el metodo m& prhctico, casi tan bueno
como el conduit de cobre. Es fhcil de instalar y barato.
3. Forro de cobre. Es el caso tipico de blindaje que traen desde la fhbrica todos
10s cables blindados. Esta capa suele ir como capa anterior a la chaqueta
de PVC.
4. El tubo conduit de acero tiene excelentes propiedades para el blindaje de 10s
conductores.
5.9.1
Problemas d e tipo electromagn6tico y electroslitico en cables d e
control
En todas las subestaciones que manejan elevados niveles de energia, a tensiones altas
y muy altas,
aparecen
fuertes c a m p s magnkticos y elkctricos que producen seaales
- -dc alta frecuencia, como resultado de 10s transitorios producidos por la operaci6n
de 10s interruptores de 10s circuitos de potencia, que transfieren energia a 10s cables
decontrol, 10s que a su vez afectan 10s relevadores de las protecciones de las subestacione~.~rincip~lmentc
si estos sonde estado s6lido. Estos transitorios han provocado desde falsas ooeraciones de 10s interruvtores, hasta arcos en las terminales de 10s
cables de controi en el edificio de tablerbs.
Debido a 10s diversos estudiosy observaciones que se realizan en varios paises,
a frecuencia en 10s dambrados de
. . de baia
n a 10s circuitos atcubares
. . etc,
tensi6n como son 10s de control propiamente, los'de vroteoci6n. &n.
v -orotecci6n varecen ser de
Los transitorios detectados en 10s cables decontrol .
tres tipos diferentes a saber:
1. Los inyectados directamente en 10s circuitos, debido a la apertura o cierre
de interruptores conectados a circuitos altamente inductivos (transformadoresl.
- ~2. Los ocasionados por acoplamiento con circuitos de control adyacentes.
3. Los ocasionados por las tensiones inducidas por campos electromagnkticos,
derivados de la apertura o cierre de 10s interruptores de alta tensi6n.
Antes de seguir adelante, se ofrece una breve explicaci6n de c6mo se generan
estos fen6menos.
tra en la Figura 5-37 y la fbrmula siguiente:
En donde:
8
= Flujo transitorio producido por la corriente i
M = Inductancia mutua en henrys, entre la barra de alta tensi6n y el cable
de control
V , = Tensi6n entre el cable de control y tierra, en volts
i
= Corriente en la barra de aha tensi6n. en amperes
agnttico. Considerando aue las frecuencias de las oscir un interruptor vucden llegar a ser del orden de I megaIta t e n s i z es de 1 000 A y que el valor de la inductancia
-mutua ts 1 microhenry, la magnitud de la tensi6n inducida ~ o elr acoplamiento mapnttico en u n a b l e de control sin blindaie. es de:
V, = 2 ~ f M i
= 2 x 3.14 x (1 x 106)(1 x 1 V ) x 11000
= 6 280 volts
Cable de nntral
v7
Red de tiwra
FIG. 5 3 7 lnducci6n electromagnbtica en un conductor
299
PROYECTO F f S l M DE LA SUBESTACl6N
1
T
Cable de Mntrol
?
FIG. 5-38 inducci6n electrostAtica en un conductor
La tensi6n inducida puede ser mucho mayor si el intemptor abre la corriente
de wrtocircuito del sistema:
Acoplamiento electrostitiq. La rnagnitud de las tensiones inducidas en un cable de control, tambikn sin blindaie. debido al carnoo Wrosthtico, se ~ u e d erevresentar por una serie de capacitores aue forman un divisor de tensi6n. como se
observa en la Fieura 5-38.
~.
-
si6n del cable de control respecto a tierra puede Uegar a tener un valor de:
V, = 0.01 x 400 x 2.5 = 5.77 kV
73-
El resultado indica que las tensiones inducidas respecto a tierra, en un cable de
control, pueden ser peligrosamentc altas, m i e n t F q u e si son wrrie$es, las inducidas, es raro que llegucn a causar daiio. Por eso en 10s casos en auc se u t i l i n cables
decontrol blindados es convenientc conectar a tierra uno o 10s dos extremos d e m k -
5.9.2
Transitorios por maniobras con interruptores de 10s bancos de
capacitores
En 10s estudios efectuados en buses donde inciden grandes magnitudes de energia
capacitiva, 10s transitorios se pueden considerar agrupados en dos formas:
1. Los generados debido a la wnsideraci6n de 10s parhetros en forma concentrada.
2. Los generados debido a la consideraci6n de 10s p a r h e t r o s en forma distribuida.
En el primer caso, se producen oscilaciones amortiguadas en donde la frecuencia y el amortiguamiento estiin determinados por el valor de la capacitancia de 10s
bancos de capacitores y por la inductancia y resistencia del bus. En este caso, las
frecuencias son del orden de kilohertz.
En el segundo caso, se considera que las oscilaciones son producidas al abrirse
un intemptor y provocan el desplazamiento de una onda por las barras correspondientes, hasta chocar y reflejarse en 10s extremos de las mismas. En este caso las frecuencias Ucgan a ser del orden de 3 megahertz, lo que origina que la componente
transitoria resulte fuertemente acoplada a 10s circuitos de control y protecci611, producikndose inclusive transferencia de energia por radiaci6n. Los transitorios generados en esta gama de frecuencias, se reducen a medida que se incrementa el nhmero
de llneas que salen de las barras principales.
En general se ha observado que 10s transitorios en 10s cables de control y protecci6n. aparccen tanto a1 abrir un interruptor de ;Jta tensi6n. como al abrir interruptores de baja tensi6n de motores y hasta a1 abrir 10s mntactos de 10s mismos
relevadores. En estos hltimos casos, 10s transitorios son menos severos, pero debido
a que 10s conductores que intervienen en el awplamiento electromagnCtico se desplazan en un mismo haz de cables, 10s disturbios se producen con intensidad comparable a 10s del primer caso. TambiCn se ha observado que las zonas adyacentes a las
bajas de 10s cables de tierra de 10s equipos de alta tensi6n son criticas, por lo que
hay que evitar que 10s cables de control pasen cerca de ellas.
De acuerdo con pruebas efectuadas en diferentes paises a 10s secundarios de
transformadores de potencial y de corriente y a 10s cables de fuerza y de control,
10s resultados se puedm resumir en una serie de observaciones, entre las cuales destacan las siguientes:
1. En 10s circuitos secundarios de 10s transformadores de potencial se han Ilegado a medir tensiones de hasta 8 kilovolts.
2. En 10s circuitos de fuerza de baja tensi6n. de corriente directa y de alterna,
se han detectado tensiones de hasta 3 kilovolts.
3. En 10s circuitos secundarios de 10s transformadores de corriente, se han obtenido tensiones de hasta 2 kilovolts.
4. Por apertura de interruptores de baja tension se han detectado tensiones de
hasta 3 kilovolts.
5. La naturaleza oscilatoria de 10s transitorios se debe a las mhltiples reflexiones de la onda al producirse el impulso transitorio. Las magnitudes de las
frecuencias obsewadas que se producen al operar diferentes interruptores,
son como sigue:
a) Interruptores de lineas, de 50 a 500 kilohertz.
b) Interruptores entre buses, de 300 a 600 kilohertz.
c) Interruptores de baja tensi6n. de 300 a 2 000 kilohertz.
6. Al energizar o desenergizar bobinas de relevadores y de disparo o apertura
de interruptores, se producen fendmenos tan intensos como 10s producidos
al operar intemptores de alta tensi6n. Esto ocasiona quc en un mismo ducto de cables se provoquen inducciones entre cables adyacentes, que pueden
ocasionar la operaci6n indeseada de al@n intemptor.
5.9.3
M6todos para limitar transitorios
De todo lo mencionado anteriormente, se pueden observar cienos mktodos que Si
no eliminan 10s transitorios, por lo menos reducen la intensidad de 10s mismos a valo es que no produzcan dailos. Dicbos mktodos son 10s siguientes:
C
1. Se debe poner especial atenci6n en el diseiio de las rutas del cable de control
y protecci6n. Debe evitarse al mhximo que kstas corran paralelas a 10s buses
y, en caso de hacerlo, deberb correr en rutas lo mAs alcjadas posible de las
barras.
2. Las tensiones transitorias debco permanecer a un nivel inferior al de falla
del aislamiento de 10s cables, que se considera de alrededor de 3 kilovolts.
Dichos niveles se pueden obtener conectando a tierra el equipo y separando
las hajadas de 10s neutros de 10s bancos de transformadores, de las bajadas
de conexi6n a tierra de 10s aparatos conectados en la subestaci6n.
3. Tener especial cuidado en el disefio de la red de tierra, as1 como de las conexiones a esta red, de 10s aparatos instalados en la subestaci6n.
4. Para subestaciones con tensiones superiores a 150 kV se debe utilizar cable
de control blindado, que conecte a tierra 10s dos extremos del blindaje. Si
por algin motivo no se puede usar blindaje, se u s a r b recipicntes metAlicos
conectados a tierra en sus extremos. El blindaje de 10s cables debe conectarse a tierra en el extremo del edificio de tableros, y en el otro extremo, en
las bajadas pr6ximas a 10s transformadores de instmmentos.
5. El neutro de 10s transformadores de corriente debe conectarse a tierra en el
edificio de tableros.
6. Los cables de 10s secundarios de 10s transformadores de corriente y de potencial que salen de 10s equipos de alta tensi6n deben instalarse lo mAs pr6ximo posible a 10s cables de la red de tierra, en su camino al edificio de tableros.
Para eliminar las seiiales de altas frecuencias acopladas a 10s cables de control, se debe instalar en el extremo de cada cable de control que remate en
el edificio de tableros, un capacitor de 0.1 farads. Hay que wnectar a tierra
la otra terminal del capacitor, para descargar estas seRales y disminuir las
tensiones inducidas de varios kilovolts a unos 20 volts.
Los cables decontrol sin blindaje, tambikn se pueden utilizar en altas tensiones, pero protegikndolm en la siguiente forma:
a) Se deben poner a tierra en sus dos extremos conductores de reserva del
propio cable.
.
.
b) Se deben wiocar tapas metdicas sobre la trinchera y conectar a tierra cada una de ellas.
c) Se debe instalar en cada una de las paredes de las trincheras un cable de
cobre desnudo de 4/0 AWG, conectindolo a la red de tierras cada 20 metros.
9. En el caso de subestaciones con bancos de capacitores de alta energia, 10s
transitorios deben tratar de suprimirse en la propia fuente (interruptor), utilizando las resistencias que traen 10s interruptores y ademh, wmo se indic6
en el inciso 7, puenteando a tierra en el edificio de tableros el blindaje del
cable de control, a travks de un capacitor.
10. En 10s p z o s de registro, 10s cables decontrol y protecci6n deben atravesar,
cruzbdolos en dngulo recto con 10s cables de fuerza de baja tensi6n.
11. En 10s cables de control de la zona de alta tensi6n debe evitarse la formaci6n de mallas; es decu, que 10s cables de ida y de regreso de cualquier circuito se instalen en rutas diferentes, o sea, 10s dos conductores de un circuit0
deben correr juntos en la misma ruta.
12. Los cables que se instalan en las trincheras tienen mayor protecci6n contra
transitorios, a medida que se instalan mds pr6ximos a la red de tierra.
5.10
RUTAS DE CABLES DE CONTROL
En las subestaciones convencionales, 10s cables de control y de potencia de baja tensi6n se introducen en canalizaciones que corren en forma subterrhea por toda la
subwtaci6n, u t i l i d o diferentes tipos de rutas. Las rutas m& comunes se pueden
considerar de cuatro t i p s :
1.
2.
3.
4.
Tuberia conduit.
Cables directamente enterrados.
Cables en trincheras.
Cables en charolas.
Y se deben trazar sobre el plano de planta de la subestaci611, de tal manera que se
utilicen las minimas cantidades posibles de cable.
1. Rutas de tuberia conduit. La tuberia conduit se utiliia generalmente para
llevar 10s conductores eMctricos que salen de 10s diferentes aparatos hasta la trinchera mis pr6xima. por donde se desplazan hasta el edificio de tableros.
En subestaciones pequeRas se pueden utilizar rutas de tuberia que a traves de
varias cajas de registro intercaladas, llevan 10s cables de control desde 10s equipos
principales hasta el edificio de tableros. Las cajas de registro tienen como funci6n
principal limitar las tensiones mecinicas que se producen por la fricci6n que se gene-
ra al deslizar 10s cables dentro de la tuberia. Cada cable, que puede ser de 10 o 12
conductores y de calibre 10 o 12 AWG, va en su'tubo correspondiente. Independientemente de 10s cables que se necesiten, es comlin dejar un n~imerodeterminado de
tubos extra, considerando las rutas de cable de las ampliaciones futuras, que se tengan programadas para la instalaci6n.
Este caso ofrece buena protecci6n m d n i c a y elhtrica, pero un costo muy alto,
sobre todo en instalaciones muy extensas.
2. Rutas de cobles directomente enterrados. Este sistema es de poca utilizaci6n en subestaciones porque tiene mala protecci6n m&ca
y elhrica, y baja seguridad. Desde d punto de vista econ6mico es el m&s barato.
3. Rutas de cobles en trincherar. Las trincheras son una especie de zanjas revestidas de un aplanado de cemento, cubiertas con tapas de concreto armado, o
bien, de placas rnet6licas estriadas en su parte exterior.
Las dimensiones de las trincheras deben ser las necesarias en relaci6n con el numero de conductores o cables que han de instalarse, y su altura y anchura deben permitir la instalaci6n de 10s conductores y el paso de una persona que manipule 10s
cables.
Una medida aproximada puede ser 1.20 de alto por 1 metro de ancho.
La trinchera debe cubrirse con una tapa de alta resistencia mecdnica, que variarB de acuerdo con las necesidades del trdnsito en la zona. En general, se debe evitar
la instalaci6n de trincheras en las &reas de maniobras para equipo pesado. En las
trincheras principales que corren a lo largo y entre 10s m6dulos de la subestaci6n,
10s cables se pueden ir soportando sobre rnknsulas que se fijan en las paredes de las
mismas, como se indica en la Figura 5-39, o bien, tirados sobre el fondo de la trinchera.
Este sistema permite instalar 10s cables conforme se vayan nawsitando, ya sea
en el fondo de la trinchera o apoyando 10s cables en soportes anclados en las paredes
de la trinchera. Para salir de la trinchera a1 equipo individual se utilizan tubos conduii. A 10s conductores metidos en las trincheras conviene dotarlos de marcas o nu-
FIG. 5-3s Corte de una trinchera
'meros que correspondan con las marcas de 10s tableros de remate, para su fkcil
localizaci6n.
El costo de este sistema es menor que el de tuberia conduit y la proteccibn mecdnica es intermedia entre el primer0 y segundo caso.
En subestaciones con tensiones arriba de 150 kV hay gran tendencia a u t i l i
trincheras, asi como en aquellas instalaciones con grandes posibidades futuras de
crecimiento, por la facilidad de instalar 10s nuevos cables sin necesidad de romper
el pavimento.
Una v u uazadas las rutas de las trincheras en la planta general, se envia Csta
al gmpo de ingenieria civil para efectuar el proyecto daallado de las trincheras.
4. RU~CLF
de cables en charolas. Las llamadas charolas o bandejas se instalan
en las pare& de las trincheras y sobre ellas corren todos 10s cables. Es un m&odo
mejor que el de las mtnsulas, aunque m8s caro, pero produce una instalaci6n simple, con buena protecci6n mednica y elCctrica.
.
5.11 PROTECCI~NA LOS CABLES CONTRA ROEDORES
Para preservar 10s cables contra 10s filosos dientes de 10s diferentes tipos de roedores, se pueden considerar tres tipos de protecci6n:
Como es sabido, 10s roedores tienen eun sistema dental cuyas piezas se mantienen en craciplicnto constante; si 10s dientes no.10~fueran gastando, el crecimiento
excesivo de 10s mismos les ocasionada la muem, al no poder cerrar Las mandbulas
y por lo tanto no poder comer. Para evitar esto necesitan estar royendo constantemente, lo que ocasiona un desgaste y un afdado constante. El material de 10s &entes
de 10s roedores suelen tener mayor dureza que el acero usado en algunos tipos de
cable armado, y a d e h 10s dientes e s t h tan afilados que al apretar las quijadas,
llegan a ejercer presiones basta de 2 700 kglcm.
1. Proteccidn mecdnica. La protecci6n mechica toma en cuenta dos aspectos, uno con respecto al d i h e t r o del cable y el segundo con respecto al grueso del
material del fleje del cable. Experimentalmente se ha observado que 10s roedores no
pueden M a r cables con dihetros exteriores mayores de 5 cm, porque la mkima
apcnura de sus quijadas rara vez excede de 2.5 cm. Esta diferencia entre las dos
magnitudes se debt a que 10s animales atacan a1 cable desde diferentes dngulos. el
cable de mayor d i h e t r o repoftado daAado, ha sido de 5 cm.
Las protecciones r n d c a s w e j e s ) deben durar lo que la vida litil del cable, que
con un buen uso desde el punto de Vista termico y electrico, pueden llegar a durar
unos 40 aflos.
Si el aislamiento exterior es de polietileno, hay que evitar que el cable entre en
contact0 con aceites o derivados del petrdleo, pues esto acorta su vida util.
De 10s diferentes materides probados para dar protecci6n mecanica, solo algunas resinas epdxicas, reforzadas w n tela de vidrio, con espesores del orden de 3 milimetros, han podido salir airosas de las pruebas.
Aunque 10s cables armados tienen todos cierto grado de protecci611, en aquellos
cables forrados con chaqueta de PVC, una vez que el roedor ha perforado el recubrimiento de PVC, comienza a producirse wrrosi6n en la armadura m d i c a , que a
su vez facilita la acci6n de 10s roedores. En la Tabla 5-14 se indica la velocidad promedio de corrosi6n, en milimetros por ailo, de 10s diferentes tipos de metal utilizados como armadura de un cable. Con esta tabla y wnociendo la vida 6til de un
cable, se puede determinar el gmeso de la armadura que va a proteger a Cste.
TABLA 5-14 Velocidad de corrosibn de diferentes
metales
Metal
Velocidad promedio dc corrosi6n en
mm/ano
Aluminio
Bronce
Cobre
Broncc fosforado
Aaero inoridable
Accro
0.005
0.076 a 0.10
0.05
0.05
0.01 a 0.025
0.127
En resumen, se puede decir que cualquier proteccibn mecanica contra roedores
nunca se puede considerar 100% segura.
2. Proteccidn quimica. Esta protecci6n estic basada en el recubrimiento del
forro de cualquier cable, de una sustancia que sea repelente a 10s roedores y que ademhs sea efectiva por atlos, soportando diferentes tipos de condiciones metcorol6gicas. Para ello se han usado diferentes tipos de repelentes, haciendo pruebas en
lugares con diferentes humedades y temperaturas y se ha obsewado que la acci6n
repelente dura alrededor de un afio como mkimo.
Otra forma es atomizar un repelente en el mismo instante en que se van metiendo 10s cables en 10s ductos.
TambiCn se puede mezclar el repelente con la tierra alrededor del cable, simulticneamente con la instalaci6n del cable.
3. Proteccidn achtica. Esta protecci6n se podria obtener instalando en las
cajas de registro de 10s cables o en las trincheras, pequefias bocinas que conectadas
a un amplificador produzcan ultrasonidos fuera de la escala del oido humano y que
en cambio sean dtamente molestas para 10s roedores y 10s ahuyenten.
5.12 CABLES DE CONTROL EN 1NSTALAClONES ESPECMLES
Se consideran instalaciones especiales a las subestaciones de muy alta tensi6n. Sean
o no telecontroladas, como puede ser el caso de una instalaci6n de 400 kV. En estas
subestaciones, debido a la gran extensi6n de superficie construida (Ilrea del orden
de 7 0 x 300 m). 10s cables de 10s secundarios de 10s transformadores de instrumentos rcqueririan longitudes del orden de 500 metros. Esto obligaria a utilizar en 10s
circuitos secundarios de 10s transformadores de corriente, cables de cobre con calibres del orden de 6 o 4 AWG, segun se indica en la Tabla 5-15.
A1 multiplicar estas longitudes de cable, por el gran niunero de transformadores
de htrumento existentes en este tip0 de instalaciones y sumando a kstas las longitudes de 10s cables de control necesarias, se obtienen longitudes de cable de cobre muy
grandes, y por lo tanto costos muy elevados. Para evitar la compra de tal volumen
de cobre, este tipo de subestaciones se ha dividido en zonas, y cada zona se controla
desde casetas de tableros que se localizan en el centro de carga de la zona.
Las casetas contienen 10s diferentes tableros de protecci6n. 10s transductores y
10s relevadores de interposici6n. La llegada a las casetas desde 10s transformadores
de wmente de la wna, se efectua mediante 10s cables de control convencionales,
con calibres del 10 AWG y longitudes relativamente cortas.
Las corrientes en 10s cables, del orden de hasta 5 amperes, se circulan a travks
de 10s transductores que las transforman, a escala, en sefiales del orden de hasta 1
miliampere lo cud permite reduck el calibre de un conductor convencional, a un calibre menor que el de un cable telef6nico.
El cable tipo telef6nico parte de las casetas y recorre grandes distancias por las
trincheras, hasta rematar en el tablero de conexiones del edificio principal de tableros de la subestaci6n. De este tablero se pueden derivar dos sefiales, una hacia 10s
tableros decontrol y alarma de 10s propios tableros de la subestaci6n. usando tambitn cable tip telef6nic0, y la otra hacia la estaci6n central del sistema, a travCs de
un par de conductores del cable del hilopitoto.
Lo anterior se puede ilustrar con dos ejemplos:
aempIo 1. Telemedici6n de corriente.
En la Figura 10-3 se obsewa que al circular por la linea una comente de 400 A,
por el secundario del transformador circula una de 5A. El circuit0 de 5A se manda
hasta la caseta mhs cercana, mediante un par de conductores de calibre 10 AWG.
En la aseta, esta send se hace circular a travks de un transductor de corriente que
cambia la sefial de 5A de corriente alterna, a otra send de 1 miliampere, pero de
comente directa. Esta sefial de baja intensidad se envia a travks de un par telef6nico.
desde la caseta hasta el tablero de conexiones del edificio principal de tableros, desde
donde, a su vw, pane una derivaci6n con par telef6nico que remata en el ampermet ~ de
o la wnsola losal del sal6n de tableros de la subestaci611, y la otra derivaci6n
a travCs de un par del cable de hilopiloto, se envia la misma sefial hasta la consola
principal de telecontrol, situada en la estaci6n central del sistema.
Ejemplo 2. Operaci6n telecontrolada de un intemptor.
En la consola del control central del sistema, el operador elige a travb de botones la subestaci6n deseada y a continuaci6n el interruptor que desea operar. Selecciona la orden de abrir o cerrar el interruptor de que se trate, y la ejecuta oprimiendo
el b o t h correspondiente, que a su vez cierra un contacto, s e g h la F i u r a 10-4, que
manda una seilal a traves de la estaci6n central, y un par del cable del hilopiloto hasta la estaci6n remota de la subestaci6n. De esta estaci6n se energiza un circuito compuesto por una bateria de 120,V. que a traves de un par telef6nico energiza la bobina
de un relevador de interposici6n. Al cerrar este relevador sus contactos, se complcta
un segundo circuito a travCs de otro pat telef6nic0, que opera la bobina de otro relevador de interposici6n situado en la caseta correspondiente, Los contactos de este segundo relevador energizan un tercer circuito, ahora de potencia, compuesto por una
bateria de 120 volts situada en la caseta de la zona correspondiente, que a travks de
un par de cables de control de calibre 8 AWG, energiza la bobii de operaci6n del
interruptor correspondiente.
Resumen: En las subestaciones con tensiones superiores a 150 kV, se u t i l i n
dos tipos de cables de control, una cantidad pequefla de tipo y calibres convencionales y una cantidad grande de cable tipo telef6nico. con calibre 22 AWG, y con blindaje especial que reduce 10s acoplamientos electromagn6ticos con alta tensi6n. El
blindaje de este cable debe conectarse a tierra en sus dos extremos y el cable en si
debe ir en la trinchera, lo m8s cerca posible de la red de tierra de la subestaci6n.
5.13
LlSTA DE CABLES
A partir del diagrama esquemsltico de protecci6n. de 10s planos de tableros del edificio o casetas de tableros y de la planta de la subestaci6n, se midc a escala en este
liltimo plano la longitud total de cada uno de 10s cables. De esta manera se efectlia
un recuento de las cantidades de cable, de acuereo con el nlimero de conductores
que lleva cada cable y su calibre, hasta obtener las cantidades totales en metros.
por cable, de acuerdo con el numero de conductores que lleva y el calibre de cada
conductor.
Los datos anteriores se vacian en una sene de listas en donde a cada cable se
le designa un n h e r o , se enumeran las cajas de registro que atraviesa, de d6nde sale
y a d6nde Uega.
Terminado lo anterior, se hace un recuento total, sumando la longitud de todos
10s cables de las mismas caractedsticas, y se procede a desarrollar la pane de la lista
de material formada por el cable decontrol, cable de tip0 telef6niw. cable de potencia de baja tensi6n, etc., que se pasa al departamento de compras para su t r h i t e
y adquisicibn.
A continuacidn se incluye una lista de calibres y nlimero de conductores de 10s
cables de control convencionales, que opueden considerar como de uso normal en
subestaciones convencionales.
308
DISEAO DE SUBESTACIONES E L ~ I ~ R I C A S
Calibre
AWO
Alimentaabn de interruptores
Alimentaabn de tablcror
Control de interruptores
Tnnsporradores de corricnte dc upo boquilla
Tnnspormdorn dc patencial
4
4
2
Buncos tie fransfonnadores
Control de intcrruptorn
TC mcdidbn
TC p d 6 n
TC ncutro
TI' m baja tmsibn
Trafosmpio @uchholtz)
Alimenuci6n de corrientc a l t m a
vcntiladora y bombas
Alumu
SelWizici6n Ohparas)
Alrincnfadonr
Control dc interruptor (con reciure)
Control dc intmuptor (sin rsierre)
TC
COPOCilDm en bqia I e d n (23 kY)
Contml de intemptores
TC-profceci6n de sobrecorriente
TC-Protcod6n difercncial
Los calibres indlcados son utilizados para distanclas ~nferioresa 100 metros.
Para distancias mayores se debe seleccionar el calibre adecuado de acuerdo con la
Tabla 5-15.
Para las subestaciones telecontroladas y de tensiones superiores a I50 kV, se
u t i l i cables de tipo telef6nico y blindado, formados por 30,20 y 10 pares de calibre 24 AWG.
5.14
-
TIPOS DE CONTAMINACI~NEN SUBESTACIONES
Como las subestaciones tienen por funci6n principal la distribuci6n de grandes bloq u a de energia, se l o c a l i n generalmente en 10s centros de carga de las wnas industriales, para alimentar a las ftibricas de la zona. En dicbas zonas, es com6n que las
TAELA 5-15 Calibre de conductores de acuerdo con el tiw dc aDarato y distancia
I
Calibre de cables para:
TC medici6n
TC proteccidn
Control general
Control interruptor
Control mchillss
Alimmtaci6n de corriente directa
Alimentaci6n de corricnte altana
Transformadores de patmcial
Trafoscopio y senalizaci6n
emisiones de las industrias Sean del tipo de parttculas o gases contaminantes, que
afectan 10s niveles de aislamiento de 10s equipos elkctricos instalados en las subestaciones tipo intemperie.
Entre las principales fuentes de contaminaci6n se encuentran las siguientes industrias:
Plantar termwlPctricas. Sus emisiones producen precipitaci6n de particulas
compuestas por carb6n. cenizas y compuestos de azufre que, en presencia de la humedad ambiente, producen una capa conductora sobre 10s aisladores.
Fabricar de cemento. Sus ernisiones son principalmente de polvo muy fino
que las corrientes de aire desplazan a grandes distancias, recubriendo poco a poco
las superficies de 10s aisladores, 10s cuales en presencia de la humedad atmosfirica
se van recubriendo de una capa de cemento fraguado, que hace pricticamente imposible el lavado de 10s aisladores.
Fdbricas deproductos qufmicos. Emiten particulas de contenido hcido, alcalino o salino que disminuyen la resistencia elkctrica de 10s aisladores.
Industria del hierro y del acero. Producen polvos formados por particulas y
6xidos rnetdicos. Los 6xidos tienen la propiedad de formar costras sblidas que son
muy resistentes y dificiles de remover.
Industria papelera y textil. Emiten materiales fibrosos, cuya base es el algod6n. la celulosa, el papel, la lana y las fibras sintkticas, y que en contact0 con 10s
aisladores se adhieren a ellos, y a su vez absorben otros contaminantes que pueden
ser conductores y provocan flameos a lo largo de las fibras.
Industria petrolera. Las particulas emitidas, que en general contienen azufre,
presentan un alto grado de adherencia, lo que a su vez facilita la acumulaci6n de
otros contaminantes.
A continuaci6n se mencionan algunos de 10s efectos que produce la contaminaci6n en 10s aisladores:
1. Disminuci6n del nivel de aislamiento.
2. Deformaci6n de 10s gradientes de tensi6n a lo largo de 10s aisladores.
3. Producci6n de efecto corona.
4. Interferencia en la recepci6n de las seflales de radio y televisi6n.
5. lnterrupciones por arqueo de 10s aisladores.
6. Aumento de las p6rdidas en la transmisi6n y distribuci6n de energia eltctrica, ocasionadas por las corrientes de fuga y pot el efecto corona.
7. Corrosi6n en iss partes metdicas y en las superficies aislantes.
La corrosi6n es propiciada por 10s dcidos y sales disueltos pot la humedad del
ambiente, que se condensan sobre 10s aisladores y provocan un ataque qulmico lento
per0 constante.
Para eliminar o disminuir lo mis posible 10s efoctos de la contaminaci6n en 10s
aisladores, se pueden Uevar a cab0 10s siguieutes procedimientos:
1. Luvado de 10s aisladores. Este es el caso que mis se utiliza en la prdctica;
consiste en aplicar sobre 10s aisladores chorro de agua pulverizada a alta presi6n
que disuelve y despega las materias contaminantes. La ventaja de este mttodo es que
se puede trabajar con la subestacidn energizada.
2. Aplicacidn desilicdn. Este metodo consisre en recubrir todos 10s aisladores
con una pelicula de silic6n, el cud evita que 18s particulas contaminantes entren en
contact0 diccto con la superficie del aislador. La aplicacibn del silic6n se debe efectuar w n 10s aisladores desenergizados.
En 10s casos en que la contarninacibn sea muy intensa, como pueden set 10s lugares muy pr6ximos a las fuentes de contaminacibn y cuyo caso Upico puede ser el
de una fabrics de cementa, se recomienda instalar en lugar de la convencional, una
subataci6n en hexduoruro de azufre. que por ser encapsulada elimina pot completo la posibilidad de contaminaci6n. en las partes energizadas de la misma.
5.15 DURACI~NDEL PROYECTO DE UNA SUBESTACI~N
El tiempo que tarda en desarrollarse el proyecto de una subestaci6n depende de la
wmplejidad del mismo. Para tenet una idea de.la duraci6n de un proyecto, se puede
tomar wmo ejemplo el de una subestaci6n de magnitud media, formada por 2 bancos de transformadores de 60 MVA, dos circuitos alimentadores de 230 kV, con
diagrama de intemptor y medio, y una salida de 8 alimentadores de 23 kV con diagrama de aniUo.
El proyecto se divide a panir del diagrama unifilar en dos grandes partes, que
se pueden resolver simultheamente trabajando dos ingenieros en cada parte por separado, wmo x indica a continuaci6n.
PROYECTO F~SICODE LA SUBESTACI~N
Partc fisiu
Tierras, alumbrado y
trincheras.
Sal6n de tableros y
311
Ticmpo
2 mesa
Diagramas de
proteccibn.
Tableros.
2 meas
TOTAL
TOTAL
0 sea, un grupo de 4 ingenieros ayudados por 4 dibujantes pueden elaborar el
proyecto aproximadamente en un period0 de 7 meses.
5.16 DISTRIBUCI~NDE LOS COSTOS DE UNA SUBESTACI~N
La distribuci6n de costos de la subestacidn arriba mencionada, en forma porcentual,
de acuerdo con las principales Areas de ingenieria que intervienen, es la siguiente:
Proyeno (civil m8s elktrico)
Equipo eltctrim
Material de las obras civila
Construccidn (partes: civil mds
m e h i c a mrls elktrica)
TOTAL
1.54
70.098
25.098
CAPITULO
6
SISTEMAS AUXILIARES
Se entiende por sistemas
-auxiliares, al conjunto de instalaciones formadas por las
fuentes he alimentaci6n de corrien%directa y de corriente alterna, de baja tensi6n.
que se u t i l i n para energizar 10s sistemas de control, protecci6n. sefializaci6n. alarmas y alumbrado de una subestaci6n, asi como el sistema contra incendio.
Los sistemas auxiliares del conjunto de la instalaci6n se pueden considerar alimentados en la siguiente forma:
1. En corriente directa, por una bateria de I20 volts y 216 ampere-horas y otra
de 51 volts y 35 ampere-horas.
2. En corriente alterna, por dos transformadores de 225 kVA 23 kV/220-127
volts alimentados cada uno de ellos por un banco de potencia distinto, o por
un banco y un alimentador que pueda tener regreso de otra subestacibn, a
travks de la red de distribucion.
6.2
Diagrama unifilar
A travCs del diagrama unifilar que se muestra en la Figura 6-1, se observa en forma
general la instalaci6n de 10s servicios auxiliares de baja tensi6n, desde 10s dos trans-
T.tkm e n r * u
8 m m d . ~ l ~ ~ - p ~ l n c ~
3 Clrsulto. 10 wc,no.
4 umim 6 drcuib,
2 Manmi- 6 Uumbr.m
3 Eamce 4 mmmp(o, BT
rnianm
@
w 2 FU~WD(I
1S
PNI Fwm
coma
pr3rnw.l
inmdlo 2 Alum Mum
Be"e4ZY)A
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1 nrcuko
11 s l r w b
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230 kV (PP) 2 future.
230 kV
1R
A IM. M u 1 T m d , m. 6 lm. + Cwh.
23 kV
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l \.
rp.
l 1-.,
1 mia hr. 1 ow
10 im. cusn.
~
~~
1 hid, In
2 i W . T-.
6. Mnm
230 kV
lm VCD
t o im. + cuch.
23 kV (PR)
1 tirc. ~ n c (b+ M)
1 Cimllo darma ( + M)
1 Cirs. duma (+M)
FIG. 6-1 Diagrama hifilar
L
-B.1sria
51.6 V
8.-
51.8 VCD
C
2C I M W
1T
Wm u
1 D-lW
MOTORES M
COMPRESORAS
INT. 86 kV 16 kW
MUMBRADO EXTERIOR
ALUMBRADO INTEMOTORES OE CUCHILUS
DE PO kV
3 M -ADORES
M OABlf4ETES 18 kW
TOTAL 21: kW
EST. AlRE
COMPRMlDO
IM.290 kW 15 kW
flG. 6-2 Arreglo con planta de emergencia
formadores de s e ~ c i de
o estaci6n que alimentan al tablero principal. Este i~ltimo,alimenta el hblero secundario que, a su vez, alimenta 10s sistemas de corriente diiecta.
En el diagrama unifilar se indican 10s circuitos que salen de cada interruptor
y las cargas que alimentan, quedando algunos de ellos para servicios futuros o como
repusto.
En la Figura 6-2 se muestra otro arreglo tipico de 10s sewicios de estaci6n. considerando tres buses principales, correspondientes a t r a secciones del tablero:
1. Tablero de corriente alterna, sin emergencia.
2. Tablcro de corriente alterna, con emergencia.
3. Tablero de corriente directa, con emergencia.
Este arrcglo tiene la ventaja de que &lo 10s sewicios principales de la subestaci6n se puedm conectar a la planta de emergencia, que para a t e caso se puede considerar de unos 80 kW,y ahorrarse una planta de mayor capacidad que serfa necesaria
si se quisieran alimentar todos 10s sewicios simultAneamente.
6.3 P ~ T E DE
S UN SISTEMA AUXILIAR
Los sistemas auxiliares pueden considerarse formados por el siguiente conjunto de
pattes y sistemas:
1. Servicio de estaci6n. Este sewicio comprende:
.-
:
'
.
Trah$formadores
' "-
,.
8
- TabIeros
- Batcrias
-. Cargadores
- Planta de amergencia
,
2. Alumbrado. Este inciso comprende:
,
,
- T i p s de luminaries
- Clases de alumbrado
- Distribuci6n de cargas
3. Sisterna contra incendio.
4. Aire acondicionado.
A continuaci6n se ofrece una breve descripci6n de cada una de las partes.
6.3.1 Trnnsfonnadores
Dependiendo de la complejidad de la subestaci6n. la capacidad de 10s transformadores del servicio de estaci6n varia en funci6n de las cargas conectadas. Siempre se deben utilizar dos transformadores, para que uno sea la reserva del otro.
Como ejemplo, se pueden utilizar dos unidades de 225 kVA, 23 kV/220-127
volts, impedancia de 3.5%. Conexi6n delta en alta tensi6n y estrella con neutro a
tierra en baja tensi6n. Nonnalmente s61o se utiliza uno de 10s transformadores,
mientras que el otro se mantiene energizado y listo para reemplazar al primer0 en
caso de falla, mediante un mecanismo de transferencia automdtica. como se observa
en la Figura 6-1.
6.3.2 Tnbleros
La cantidad de tableros y secciones que btos tengan depende de la complejidad de
la subestaci6n de que se trate.
Para el ejemplo arriba indicado se utilizan dos tableros principales, a saber:
6.3.2.1 Tnblero principal
Es un tablero blindado (Metal-clad)de dos frentes, sin pasillo al centro, que se instala a la intemperie. Opera a la tensi6n de 220 volts de corriente alterna, con puertas,
estructura de perfdes metaicos, instalado directamente sobre el suelo de concreto.
con acceso a su interior pot cualquier parte que se requiera, a travks de tapas de
lamina de 4 milimelros de espesor, que se fijan a1 tabkro mediante tornilleria.
En ambos lados del tablero debe uristir un ducto de interconexi6n con 10s transformadores para recibir, por medio de soleras de cobre, la alimentaci6n de 220 VCA
y 60 Hz de 10s dos transformadores de 225 kVA.
Este tablero se emplea para el control y protecci6n de 10s servicios de corriente
alterna. Estd fonnado por cuatro barras, o sea, tres fases que deben soportar hasta
800 A continuos y un cortocircuito entre fases de 17 kA, y una barras que es el
neutro. Las barras deben soportar una tensi6n nominal de 220 VCA a 60 Hz.
El tablero tiene una longitud de 2.84 y una altura de 2.28 metros. estd formado
por cuatro secciones. Las dos extremas reciben la alimentaci6n de cada transformador, y las dos centrales, en su parte inferior alojan, cada una de ellas, un interruptor
general que recibe la energia de cada uno de 10s transformadores, yen su parte superior alojan sendos conjuntos de interruptores electromagnkticos, que alimentan las
diferentes cargas, que se muestran m& adelante.
6.3.2.2 Tnblero secundnrio
Es un tablero de tipo "duplex". para instalaci6n interior. Su alimentaci6n la recibe
del tablero principal a 220 volts de corriente alterna, entrando al tablero por su parte
inferior.
por uuutro ba~rea.parn250amperes, que &bm sqpoEtar un
oortociroulto a t r e fesss de 15 W.
M o s t o s elamentos estruciudwnon somejanks a~losldeltablero prinnjpal, au
longitudar de 2.64 y au altura tk 2.28 metros, y tambibnest6 fmado por cuatro
secciones.
,Lamwi6n uno ac amplaaipara alojar dl control y p r o W 6 n tk los smdcios de
corrimtcahansl, por d o de3.farcs. 4 hitos~mnlelncutro M i d t c ~ o m ~ c t a d o
a h.
En osta m i 6 n ue aloja un conjunto de miemuptom tennm&iuos de
difcmates E B ~ U U ~ Eim
B , conjunto deaparatos&~metIiici6n,de 18mpam piloto y
de eonmutatloras. Todo llcoqjunto d i t a llna 8trie de cargas que tambib se indkan m h addante.
Lesaecaiones dos y tres se.emplean para 21 control y protecci6n tie 10s smvicios
deEolEisntedirrctat& Ull mlts.En esbxs ~ccdonessealoja un coqjunto de intermp
t o m de uxmicnte directa de difersntes Capaoidadwi, un conjunto de equip0 de
mctliai6n y un mqjunto itelrdfe+m,
de baja tansi6n y de tiempo y h p a m piloto.
'Laacd6n cuatrose anplaa para el crmtrol y protccci6n de los seruicios de corriente directa de 51 volts. En esta secci6n tambidn se doja un conjunto de interruptom, un v6ltmetr0, un ampdrmetro y un relntador de tie~ra.
-7-
Las batarias irastaladas er~lassuhwnacionas, que forman patte de 10s smicios auxiliaaa, ttmm,comoifundbn principal almaccnatla mergia que se utiliza en el disparo
de los intanrptores, por lo que deben hallarse m 6ptimas condiciones de funcionamiento.
La batmla de 120 volts se u t i l i para energizar:
1. Frotkeoiones.
2 ~Ldmparasp h t o , aunque a vaces se energizan con corriente alterna.
3. Rogistrador de svmtos.
4. . C h i t o tic transferencia de potenciales.
5. Sitema contra ineendio.
6. OseUopenurb6grafo.
7. aabinete d d equip0 de onda portadora.
8. Corltml de 10s intetruptores de alta y baja tensi6n.
9. Control de las ruchillas.
10. Alarmss.
11. Alumbrado de emergencia
La batcrla d;e 5.1 volts 4e utiliza para energzar el equipo de comunicaciones, de
telccoatrol y electrdnico. No todas las subestacioncr requieren estas dos baterias.
Cuando la subestnai6n es operala manualmente, n m a l m a n m 9610 s e u t i l i i la de
120 volts.
L a tensi6n dc una babda se fija en h c i 6 n de la capaaidad &la instaiaci6n
lo que a su v u mpamt~,&n las cargap, en la s d 6 n 64 108 conductorcs.Ensubcstaciones excesivamente grander se llega a utilizar batarias de 7.50 volts.
En las subestaciones se pueden instalar baterlas de tipo bid0 o d&o. En la
mayor parte de iba casos se instalan las &ides,que timen la ventka &costar la mitad, con una duraci6n de unos 20 aAos, Ligerarnente inferior a les.alcallnas. La mayor wntaja d s Ins kcidas viem ckdh pon la caracterfstica db aonoccnsael,estads de
la ciuga que almacena la baterla en funci6n de la densidadi que tiene el electr6llt0,
w s a que no se puede derermiwr en las baterias alcalinas,
Las batcrIas 3e instalan en un cuarto cmado, que fonna parredel cdificio principal de la subesmci6n, y lo m8s c u r a porible delos t a b l e pgn
~ ~ rsducir d maxim0
la longitud de 10s cables y por Lo tanto laposibilidad de la apuici6n de sobretursiones, por acoplamiento capacitive o inductive.
Lo6 cuartos en que se instalan las bateria%, ya Sean Bcidas o alcalinas, deben
estar pmvistos de un extractor de gases, que de!xm4 arrancar unos minutos antes de
la apertura de la puerta de entrada del personal, con el fin de diminar la posible
acumulaci6n dcl hidrdgeno que se desprende durante las descargas intensas de las
baterias y que, en presencia de alguna chispa originada en la ropa de la persona que
entra, puede provocar una explosi6n.
Los l o d e s destinados a baterias deben ser secos, bien ventilados y sin vibradones que puedan originar desprendimiento excesivo de gases y desgaste prematum de
las placas. La temperatura debe v d a r entre 5 y 2S°C. La iluminacih deb6 cfcctuarse por medio de luminaries y apagadores del tipo a prueba de axpIosi6n. El suelo
debe ser a pmeba d t gcido o Acaii, yqllin sea el tipo d e batcria, y deb& tener una
ligera pendiente con ua canal de desa&iiee para evacuar dpidammtc el liquid0 que
se pueda derramar o el agua del lavado. Los muros, techos y ventanas deben rccub r i m con pinhua resistente al Acid0 o a 10s blcalis.
La capacidad de una bateria viene dada por el valor de 10s ampere-horas que
puede suministrar en condiciones de trabajo normales. La c a d d a d de electricidad
que cede en 18 descarga es menor que la que recibe en su carga, de acuerdo con su
eficiencia, misma que disminuye en las descargas dpidas.
Las subestaciones con tensiones superiores a 150 kV, suelen utilizar baterfas de
200 A-h, pero si utilizan interruptores de aire comprimido, puede ser suficiente con
100 A-h. En instalaciones w n tensiones menores, la capacidad de la bateria puede
r e d u a m a valorcl comprendidos entre 50 y 75 A-h. La carga de la haterla de una
subestaci6n se puede efectuar por medio de dos unidadeo, fonnada cada una, por
un motor de corriente alterna acoplado a un generador d t wmiente directa. Este
procedimiento ha caido en desuso, por ser de un costo alto y dc. baja p d s i 6 n el
valor de la tensi6n de flotacidn, factor que es muy importante en la dumcihn de la
vida de la bateria. En la actualidad estA m b extendido el uso de cargadores el-6nicos de estado &lido, que se puedm regular con mucha mayor precisi6n, son m b
I
baratos, requieren menos mantenimiento, no son ruidosos y ocupan menor espacio.
Las baterias se wneetan a las b m a s generales de corriente directa a travCs de
un intermptor termomagnCtico, que para el caso de la bateria de 120 volts, debera
ser de 250 volts, dos polos, 400 amperes nominales y capacidad intermptiva de 10
kiioamperes.
En algunos paises, en vez de baten'as de 120 volts y 200 A-h ban venido usando
unidades de 40 volts, pero de mayor capacidad, lo que proporciona una potencia
semejante pero menor tamado.
El consumo permanente de una bateria lo debe surtir d cargador, y la bateria
debe proporcionar 10s valores de pico. En caso de falta de corriente alterna, la
bateria debe mantener, durante 4 horas, la demanda normal de la subestaci6n incluyendo una corriente de pico con una duraci6n de hasta 10 segundos. Se wnsidera
corriente de pic0 a la que se obtiene durante la operaci6n simultinea de tres interruptores.
La tensi6n por celda. despuCs de 4 horas de corriente normal mds lade un pico,
no debe ser menor de 1.9 volts, comparada con la original que era de 2.18 volts.
segdn se muestra en la Figura 6-3.
0.0
FIG. 6-3 Gdfica tensidn-Iiempo de una celda
En la,figura se muestran 10s valores de tensi6n por celda, que en resumen son 10s
siguientes:
Tensi6n maxima
2.18 volts
Valor de alarma por baja tensi6n de cd
2.12 volts
Tensi6n minima he operaci6n despues de 4 h m L un pico
1.90 volts
Tensi6n final de la celda descargada
1.80 volts
..
SISTJZMAS AUXILIARgS.
Para calcular el ndmero de elementos de una bateria de 120 volts,:sd tiW..n
120 ,
- 56 celdas.
2.18
I
I
,,
i.,~a
.I
La tensi6n minima de operaci6n de la bateria es de:
1.9 x 56 = 106 volts
,
,
.
.
..
Una bateria con el cargador bien ajustado, no debe c o n s u i r q u a . Si cbi$irme,.
debe ajustarse la tensi6n de flotaci6n a menos de 1%, es decir la tensi6n de ilbLaci6n
,(, .'a , !
por celda debe ser de 2.18* IVo, o sea, la tensi6n de flotaci6n por celda dqbe
fenel
,
. ' i t , , ,,
como limite de 2.20 a 2.16 volts.
Lo anterior lleva a que la tensi6n de flotacibn de la bateda debe va&(khf?f
121.20 y 118.8 volts, para que el consumo de agua sea prticticamente cero y'lii!vi<a'
, .
. ,l
de la bateria llegue al valor timite de 20 aiios.
.. I
'8
i
i.i
,!~.,;i.,r~!,ll
6.3.4
Cargadores
:. ;..rt1., ,,L
.. ..,r.,t, 'unp
8
I!
id,,
I+,
Son 10s dispositivos que mantienen las baterias al nivel de carga nominal. Estosdis-r
positivos son rectificadores esttiticos, construidos con tiristores y que regul6n.h
lfi
tensi6n de flotacidn de la bateria.
Para cada bateria se u t i l i dos cargadores, uno como sustituto del btro$h.
cargadores se instalan en un cuarto cercano al de baterias, para protegerlos de 10s
3
I
gases que desprenden &as y evitar la posibiiidad de una explosi6n.
La capacidad de 10s cargadores debe poder mantener la carga de flataci6n a
tensi6n constante y, al mismo tiempo, suministrar el consumo de la carga permhente. En el caso de que el cargador est6 suministrando la carga completa y simultheamente aparezca un pic0 de carga extra, la bateria suministrarti la diferencia de carga.
En el caso de una falla en la corriente alterna, en que la bateria alimenta todas
las instalaciones de emergencia, m h las suyas propias, al regresar aquklla el cargador debe poder suministrar la demanda normal y recargar la bateria hasta el valor
de flotation. La capacidad del cargador se selecciona a base de obtener el periodo de carga rdpida, en un tiempo mWmo de 5 horas, en las condiciones m h desfavorables.
Los cargadores deben tener protecci6n de sobrecarga y de cortocircuito, en el
lado de corriente alterna y en el de directa. Ademh, deben tener superuisi6a por
medio de v6ltmetro y am+rmetro, en la salida de corriente directa.
El gabinete que soporta el cargador puede ir sobre el suelo o montado en una
pared. Debera tener acceso a su interior por cualquiera de sus caras, para que el
equipo se pueda probar, revisar y reparar. El acabado exterior deberii tener pintura
anticorrosiva.
4
Son grupos motor-generador que w utillzan~en atgunas subestaciones muy importanta, para queen caw, de FaUasde 10s dos circuitos &I sewicio de e~taci6n,se tenga una t W m posibilidad de tener meqda para opcrarlbs circujtos de baja tensi6n
decay cdi de la subestaoi6n dcque se hate. La capacidad depende de la complejidad
8D k W 220/127 volts 60 Hz,,
de la sutlZitbd6n, pero on genwal, n del ordbn
3 fa~cy
s 4tiiloS.
WoHwpIantaf, una por subcstaci6n. ammian y se concctan en forma automhticab al dbaparecm lh t d 6 n de coniente altwna. La m d 6 n se efeaira en la6 barn W p a t c s de wniente alterna, quc son alimentadas por 10s dos t m s f m a dona d d &do de gfeci6n, dicha wnmti6n se hace por medio db un intmruptor
operado por un.equipode transferencia autbmltica, que d o puedecerrar en el caso
d t quchayan abiamlos intemptores de 10s nansfonnadores medonados y v i w
versa, como ss muestta en la Pigum 6-2.
El,equip da transferncia autodtica, mediante 10s dispositivos adecuados,
u a n r A a m h e del
~ sistema normal de 10s vansformadores a1 sistema'de la planta
dh emcqanda en un tiempo no mayor de 50 milisegundos, pot medio de relevadores
quedbhdao la, M a t de tensi6n. A1 restablccerse el suministro normal de energfa,
el~equipo~dstransfemcia~conecta
de nuevo la carga a1 servicio normal, en un tiempo
variable am. cao y cinm minutos, para d k opormnidad a que el sistema de suministrostrodh
energfa se cstabilice.
Hi1 quipo db t m k r e n c i a automhtiua contiena las siguientes part= importantasi
F. 'itatexiones dodricas y t n e r h i o ~ pque evitanl que 10s wntactns dtl ladb
n o d y d t emergencia pucdan qu-
consctadus simult8neamente.
2: Un dispositiw de tiempo ajustable, para!ntardar de ccno a1 cinco minutos
la 0pmuir3u del equipo de transfrrcncia a1 snricio nomnal: y otro para ratardas de cem *quince minutos el pamdd motor, dmputs de wntinuar su
opamd6n sin carga, por haberse reestablecido el suminism normal de wergiw dbottica.
3. L h mlcvadom sensible a la baja tensidn, ajustables para detectar y adem8s anancar automhticamente la planta de emergencia, cuando la tensi6n
del sistema extmior disminuya, wmo Umite, hasta un 70% de su valor normal! o pararia cuando la tensi6n se rr+stabltzcapor aniba del90% del valor
nominal.
4. Rdoj programador que en forma auromhtica manua y para la planta db
emergencia an forma diaria o semanal, a la hora y durante el tiempo deseado. %s arranques se efeot~ancon 18 planta trabajando en vacio, para que
la uniiiad se cncuentre en perfectas mndiciones de operaci6n y con sus dos
batedas de arranque a plena carga elkttica.
5. Cargador a u t o d t i w de las baterias.
6.. Equiw &-qmy
pamautom8tioo que controla.el.arrenque, paro, funcianamikrito y pmtecciiim.delauni~ad.En el caul dequeal fallar:laalimen~
taci6nnormal. la,pl&ita-no arranque, un contml~d4berdhber8:pmvocar
que se,iniL
cien uesintentosdtqmnque y pam; con interval08 de 30segundos,.-e
un w i o d o de 9Os+gundos, y encaso de &sir lainegativa al arranque,
elidrcuito.deW.encenderh a lhmpara d t alerta y activia una al-.sonora. En el caso db:que:en el primer intento de arranque el motor decombusti611intern* m g a aCxito, el control:dkber;l dcsconeetar el,eircuito: de arranque:
7. Elimotorde la plantaideBer8 incluii sePiali~aci6ny. a l h a para las siguientes
fallas, scRalbs que.asu vez deben parar inmediatamente laiunidadihasta que
Ilegued. personal. a d m a d o
Alta tcmperaturu d d agua de enfriamiento.
Baja presi6n en el aircuito.de d t e lublicante.
Sobrevdocidad.
8. El generador s a d del tipo sinmono, autoexcitado y con regulador de tensi6n
de estado s6lid0, qua mantengal una variaci6n mm8ma de 0.5%.
*
Las instalaciones de energia elfeuica, como son las subestaciones, de4en ser dotadas
de alumbrado para queel personal de aperaci611, mantenimiento y vigilancia puedan
desarrollar sus frabajos mpedvos. Aun. en subestaciones automatizadas, en que
prilcticamente no bay pasonal, se requiere alumbrado.
En la ilhminaai6n de urm sub~tUci6nse pueden considerar cuatro propc)sitos
blisicos:
I. Seguridad en la operaci6n dtl equipo.
2. T h i t o sin peligro.
3. Inspecci6n del cquipo.
4. Trabajos de mantenimiento.
No se pueden dar reglas fijas sabre la iluminacidn de una subestaci6n. porque
la intensidad y dist1ibuci6n dalos puntos de luz dependen de una serie de circunstancias, como pueden ser 10s reglamentas de las autoridades de trabajo, las politicas
sobre el a h o m de energia, las r e g h de la&empresas e l W c a s en lo referent+ a que
en las subestaciones no se deba efmtuar mantenimiento nocturne, etc. Er el proyectista quien debe resolver esta cuesti6n y seflalar la soluci6n m b conveniente en cada
mo.
Una cuesti6n importante en,lks subcstaciones es el llamado albrnbrado de emergencia. A1 fallar el servicio todks Ias dreas quedarian sin luz, precisamente en mo-
mentos en que es necesaria la realizaci6n de maniobras. Para evitarlo, se debe contar
con un pequeiio alumbrado de emergencia, alimentado por un circuito de la bateria.
El circuito de entrada a las l h p a r a s de emergencia esth provisto de un relevador
que, al fallar la alimentaci6n de alterna, cierra automAticamente la alimentaci6n de
directa, regresando al circuito de alterna tan pronto se restablece el s e ~ c i normal.
o
Este tipo de alumbrado se debe instalar en escaleras, pasillos de acceso y en Areas
donde el personal pueda llegar a tener contact0 accidental con pates energizadas.
Los reglamentos disponen que la iluminaci6n de subestaciones debe cstar comprendida entre 30 y 70 luxes, aumentdndose en las salas de tableros hasta valores
de 150 luxes. En general, en una subestaci6n. dependiendo del Area de trabajo, se
deben tener 10s siguientes niveles de iluminacibn:
Area
Luxes
Zonas de transf~rmadores,y de alta y baja tension:
Superficies horizontales
Superficies verticales
22
54
Como se observa, se pueden considerar dos tipos de iluminaci6n. la horizontal y la
vertical.
6.4.1 llaminacibn horizontal
Esta iluminaci6n debe abarcar toda la subestacidn a1 nivel del suelo, para asegurar
el transit0 del personal sin peligro. Los Gligros potenciales como condudores caidos y objgos que yazean en el suelo, debcn ser visibles.
Para cite t i p de iluminaci6n se utilizan luminarios instalados en el perimetro
de la subestaci6n, montados sobre postes de 6 a 9 metros de altura, complementados
por otros luminarios instalados en la estructura de la subestaci6n. o en postes o estructuras instaladas en el centro del Area por iluminar, de tal manera que se eliminen
al msximo 18s sombras causadas w r el eauim, electrico.
Las luminarias deben colocarse alejadas de las partes energizadas, de modo que
se puedan sustituir las l h p a r a s defectuosas, sin riesgo para el personal de mantenimiento.
..
6.4.2 Ilnminadbn vertical
Esta iluminaci6n debe abarcar las superficies verticales del equip, l o d i d a s generalmente arriba do1 nivel del ojo, de tal manera que se tenga una iluminaci6n adecuada a ese plano de trabajo, que es donde se encuentran la mayoria de las tareas
visuales.
SISTEMAS AUXlLlARES
325
Para este tipo de iluminaci6n se acostumbra utiluar luminarios de haz d i d o ,
que ofrezcan un nivel mhimo de iluminaci6n sobre la superficie de que se trate, a
la vez que reduzcan el deslumbramiento directo.
6.4.3
Funciones del alumbrado
Las funciones que debe acentuar un alumbrado, al incidi sobre Jos diferentes tipos
de aparatos, son las siguientes:
Transformadorex Vdanse niveles de aceite en Ips boquillas, fugas de aceite.
medidores de presi6n y temperatura en el tanque principal y en el del cambiador de
derivaciones, asi como medidores de flujo en las bombas de aceite.
Interruptores en aceite. V b s e fugas de aceite; sbdrvense 10s dispositivos de
control de 10s wmpresores o bombas, dentro de 10s gabinetes de control.
Boquillas terminales de 10s cables de energia. Detktense fugas de aceite por
contrasfe.
Cuehillas. Veanse indicadores de posicibn, eslabones mecanicos de la posici6n
de las cuchillas, dispositivo de operaci6n manual, y evidencias de arqueo y calentarniento excesivo.
Para el caso de las subestaciones telecontroladas, sin operador, cuyo equipo requiere en ocasiones la necesidad de ser inspeccionado, puede proporcionarse solamente una iluminaci6n general, de tipo horizontal, por medio de luminarias
permanentes, y el grupo visitante debera contar con e q u i p de iluminaci6n portAti1,
para alumbrar adecuadamente las Areas de trabajo.
a
$
'5
1
1
1
i
6.4.4
Control del alumbrado
El control del alumbrado puede ser manual o automatico. Si la subestacidn tiene
operador, el control del alumbrado se efectlia desde un tablero donde se loealizan
todos 10s apagadores. Si la subestaci6n es de control automAtico o semiautomatiw,
el control del alumbrado en aigunas zonas como las bardas, se puede efectuar en
forma automAtica, por rnedio de celdas fotoelktricas.
6.4.5
Tipos d e alumbrado
En una subestaci611, dependiendo de su magnitud, se puede utilizar, desde un simple
sistema de alumbrado, h g t a varios sistemas y desde simples luminarios de fooos incandesccntes y fluorescentes, hasta luminarios de alta intensidad de d m @ .
En las instalaciones que ocupan grandes superficies de terreno se recomienda
u t i l i vapor de sodio para la iluminaci6n del equipo exterior y l h p a r a s fluorescentes para el alumbrado interior de 10s edificios de tableros.
mi
DE SUEWTACIONES E ~ C ~ ~ I C A B
unaisubaslnci6n as normal utilirar tns tipos de alhbnados, a saber:
L Alhbrada g ~ d .
2: Aliunbrado de bardas.
3. Alumbradb interior del edificio dc tableros.
Eaua-limtrcrtil)oP d e b p a r a s de alta intmidad de descargam8s conocidoE, como
san,wmn&tmercurio, aditivos m d c o s y vapm de sodio, se m o p estalliltima,
porquhdc sxmdo con la Figura 6-4, qua muestra la duraci6n de una 1 h ~ dea
406 W pamicadab tipa d t encendido prrsrmta Ias siguienta ventajas respecto a las
o t m dbr:
FIG. 64 C u ~ a de
s intensidad luminosa-tiempo
I. Flppo~imamayor cantidad de Idmenes iniciales, y 10s mantiene a lo largo
dkl tiempa & vida litil.
2. Bbsicibn de opemci6n universal, ventaja de la que carece la lhnpara de aditivos mdlicos.
3. El'tcamaflo de la lhnpara es menor, lo que produce una fuente de tipa puntual que se controlk mejor.
4. En 'la f i u m seiobsarva !um.vich~tle
.24'tiMih-,
qut~oiftdlrmismoi m h
que la Ibmpara :dexnercurio.
5. J3mbs eaon6mica.tantu an el costo inicial como en dl de .opmaci& y mantenimiento.
6. La IAmpara n n l F a d r d a , es la de40D wattsttievapor:desodio, tle abpresi6n.
7. El sodio de altaprai6nlprodu~un &lor amarilloanaranjado, como se observa m l a Figura&5:.val0~monocromBti~a queno-repr~scntaunrFactor~crltic0 parslavki6n &I personal de la sdhtaci6n.
FtG. 8.5
DmMbucMn del espectro de energla
En 10s paises europeos, y debido a la tendencia actual de ahorro en el consumo
de energia, las subectaciones telecontroladas d l o u t i l i como alumbrado totalcn
el exterior una serie de postes de unos 3 cm de didmetro y unos 3 metros de alto,
instalados con separations de unos 15 metros, cada uno de eUos con dos tubos fluorescents de 40 watts cacla uno. Este alumbrado pmnmee normalmente apagado
y se encimde al dbrir la puerta principaJ de la subectaci6n, donde se mcuentra su
interruptor.
En paisa en que pot tener petrdleo, el consumo de mergfa no as tan crftico,
se tienen alumbrados w n nivelas promedio de 20 luxes.
Para Uegar a un nivel promedio de 20 luxes y despuk de un studio efectuado
a ins lsmparas que se encuentran en el comercio, se lleg6 a la wnclusi6n de que el
nivel de partida para el diseflo de un alumbrado debe incrementarse en un 40%. del
cual la mitad wrresponde a una disminuci6n real con respecto a 10s datos proporcionados par 10s fabricantes. Este dato se obtuvo de acuerdo con una mustra tomada
aleatoriamente, enviada al laboratorio fotombtrico, llamado Independent Testing
Laboratoris, en Estados Unidos. El otro 20% se debe a las sombras que proyectan
10s equips y que prictieamente no se pueden evitar.
Para la selccci6n y localizaci6n de las luminarias se puede partir de las Figuras 5-2 y 5 4 , donde se muestra la planta y elevaci6n de dos m6dulos de 230 kV,
eon sus nspectivoss transformadores y la zona de 23 kV.
Para la iluminaci6n de la subestaci6n se acostumbra montar 10s luminaries sobre las estruauras, a 12 metros de altura, como se indica en la Figura 6-6 y repartidos de tal forma que se reduzcan las sombras al msximo.
Dc acuerdo con la Tabla 6 1 , se puede escoger el haz m8s adecuado, seghn las
nddades.
Si se utiliza el primer valor de la tabla, la distancia de enfoque seleccionada es
de 2 H (7.4 m), y se mide desde la base de la columna en que esti montado el luminario, al punto enfocado sobre el suelo. En la Figura 6-7 se distinguen 10s tres luminanos en planta con su apertura horizontal trazada sobre la tercera parte del m6dulo
de 17.5 x 60 m por iluminar. El haz estrecho, adem& de set poco eficiente, deja
casi a obscuras la zona "A", lo cual hace que se descarte su uso.
17 500
FIG. 6-6 Vista transversal de 10s rn6dulos de 230 kV
43-8'
-------
~+se=mii~
g maw%
REFLECTOR 7H x BV
FIG. 6-7 Vista de planta de 10s haces horizontales de 10s tres reflectores
(112 m6dulo de 230 kV)
/
kWJ 00 $A+-(fj@
PUNT0 DE ENMOUE
~NEA
DE ENFmuE
-me
TMIAe6.l Datm dc - , t i p
de luminarim
Ededomndo cntre.11~
dos llltimosuatotm, conviene utllizsr el que haga incidir
may01 flmsitladde>Wmens.En la F-6.8
se mestran los diferentes was, horiurmalae y ~ v s n i d mclue lhnitan el drca iluminada por d proyeaor. t W s dngulos se
traqportm allasz@ii dc la Figura 69 y 640 que pertanam a los dos llltimos luminarios, O b I e n i h d ~10s ~ t e ISmcncs.
s
.&uminauim
'W x:BV
7H x i6V
Ltlmenss*que.inciden en ,.el:drea
i16, :I21
.12, 145
-
par lo que ae debe seleceionar el 7 horizantal x 5 vertical.
r
.At2 -19M m. ffl
.-
--
DisT+&clhs
---
? W m L'N
4.74 m' JF
M
lQjiO m AL' -,413&m I0
4.12 m JK
W = g L O m .AM - 5 R e m 8 0 - 3 2 0 m KC
%1
4B.U m CD -S;0m EO
190 m KN
GE
R d m L'M ,1S;16.m HO
10.- m KF
:BH
S8.888 rMQ
1MBim H)
28:8 m A0
gF .- 4 7 S m :Ma : M l i m JD
6 3 B m BC
:w .- w.le m C 0 26.74.m JN 1 n . m m ED
-np
---
3.M m
--
-----
174.34 m
15.24 m
1 4 am
1119.lO m
1119.57 m
27.8 m
lE2A rm
1824 m
MFO
MFA
HFO
HFB
KFO
KFC
----
ANOULOS
15 lSO JPD
JFD
10.la
38.0.
20.5*
IFO
lE
LFO
l.Bo
VG
----
10.9'
17 9.
10.0.
15.66.
83.5.
120.
Pl(i.%-8 EJsmplo de ddhnItacMn del Brsa iluminada por el pmyector (2 rnbdulos)
s~srehwiAUXILIARES
FIG. 6-9 Carta isocandela proyectw 7H x 5V sodio alla presi6n de 400 W
331
FIG. 8 1 0 Carta isocandela proyector 7H x 6V sodio alta presi6n de 400 W
SISTEMAS AUXILIARES
3.33
Para el alumbrado se considera la superficie de dos m6dulos, con pasillos laterales de 5 metros. Los lumenes del haz (ultima columna) se obtienen sumando la
densidad de lumenes en el Area y multiplicPndola por el numero de luminarios. Como b t e liltimo dato varia ligeramente con el h g u l o de proyecci6n de] haz, y suponiendo que se han instalado 24 luminarios, el valor promedio de densidad de 10s
lrimenes es de 17.000. Valor que se ha obtenido a partir de la Tabla 6-2.
TABLA 6.2
Valor promedio de intensidad luminosa
Llimencs incidentcs en
d Area considernda
Coefidentc dc utilizPei6n
Reflmorcs
1. 4 21. 24
2. 3. 22. 23
6, 7, 18, 19
10, 11, 14, 15
5, 8, 17,20
9, 12, 13. 16
16 I21
16 891
17 735
17 125
18 350
17 960
0.524
0.549
0.576
0.557
0.5%
0.584
del luminario
-
Por lo que el valor total de 10s llimenes incidentes en el Prea de dos m6dulos
es de:
17 000 x 24 = 408 000 llimenes
El Area de 10s dos m6dulos es, de acuerdo con la Figura 5-4, de:
:
/i
El nivel luminoso promedio resultante (NLP) sobre el plano horizontal, se calcula a partir de 10s lhmenes incidentes en el &ea, del factor de mantenimiento (FM)
y de-la propia hea, o sea:
FM
=
Depreciaci6n de la l h p a r a en lQmenes x depreciaci6n del luminario
por suciedad.
Estos factores se obtienen a partir de tablas en manuales de iluminaci6n.
NLP
=
Nivel luminoso promedio.
NLP = L h e n e s en d grea x FM
Area
NLP = 408 000 X 0.72 = 34 luxes
8 550
Como este valor sobrepasa el valor d n i m o que indican las normas, que es de
22 luxes, se podria usar menos luminarios para reducir el nivel, pero se perderia uniformidad y aumentarian las sombras. TambiCn se podria volver a efectuar el diseflo,
usando b p a r a de 250 watts, pero aumentaria el numero de l h p a r a s afectando el
wsto. Por otro lado, como las subestaciones estin en beas muy contaminadas, a
veces es wnveniente permitir un cierto margen en el diseflo.
El diseho modular del alumbrado pcrmite en las ampliaciones futures de la subestaci6n instalar el alumbrado nuevo sin modificar el existente y w n la misma cantidad de luminarios, de la misma capacidad yen 10s mismw puntos de cada m6dulo
nuevo que se instale.
El nivel luminiu, para superficies verticales debe tener un valor d n i m o , segdn
normas, de 54 luxes. El procedimiento de dlculo es semejante al sistema horizontal.
Para d caso de las subestaciones automatizadas y, en algunos casos, las operadas
manualmente, este tipo de iluminaci6n puedc proporcionarse mediante el uso de
equipo porutil. Aunque este proyecto esta basado en el uso de equipo portAtil, se
pueden calcular 10s niveles verticales en algunos puntos, wmo se indica en la Figura 6-11, en cuya tabla se muestran las altwas y la intensidad de iluminaci6n en cada
punto. Las intensidada de iluminaci6n se deben multiplicar por el factor FM =
0.72 y considerar en esta forma el valor promedio mantenido a lo largo de la vida
lltil de 10s luminarios.
Costo. En el sistema de vapor de sodio de alta presi6n. por medio de estudios
econ6micos, se ha concluido que: el costo inicial a un 19% menor que el sistema
de vapor de mercurio, ya que el ndmero de luminarios para igual &rea es menor y
ad&
todm son de 400 watts.
El wsto de opcraci6n es de un 32% m8s econ6mico. debido al menor consumo
de e~~erergla
elktxica, por ser unidades m&F eficientes.
6.4.5.2
Alumbrado de bardas
En las subestaciones sin personal conviene tener un alumbrado en las bardas que encimda en forma automatics, por medio de celda. La cantidad de luminarios depende de la longitud de las bardas, con la instalaci6n de dos proyectores de haz estrecho
sobre el mismo poste y dirigidos a 180' uno del otro. Se pueden usar luminarios de
400 W 220 V, de sodio, alta presi611, montados segun se indica en la Figura 6-12,
que para una subestaci6n de 4 m6dulos con un Area de 200 x 100 m tendrA un perimetro de bardas de aproximadamente 600 m. Instalando un poste cada 100 m y considerando dos luminarios -w r -wste. se tienen 6 x 2 = 12 luminarios de 400 watts
4 800 =
lo cud solicita 400 x 12 = 4 800 watts en el circuito, repartiendose 3
1 600 watts/fase. '
0 sea, a partir del tablero, cada fase recibe 1 600 watts, como se indica en el
cuadro de carga del alumbrado.
1
30
28
E.W
2
18
2.w
ern
14
4
3
FIG. 6-11 lluminaci6n en superficies verticales de trabajo (C6lculo punto por punto)
ILUMINAClbN (LUXES)
A L N F U ~ ~ EL
~R
~ 1E8 0 ( m ) 0.00
Pum
31
WI
5
PTO. 2
PTO. 1
MONTAW EN ESTRUCTURA A
12.00 METROS DE ALNRA.
(PROVISIONAL).
PUNTO DE
A 24
METROS
UNEA DE ENMOVE.
PROYECTOR 400 W. S A P .
UONTAW EN FOSTE M
12.00 M€rROS DE M N R A
TSE.-TABLEROSERMClO DE EST*CI()N
--
4
FIG. 6-12 lnslalaci6n de 10s luminaries en una subestacMn de 230123 kV
ESPACIO PARA W S M6WLOS FUTUROS
PROMCTOR 440 W S.A.P.
MONTCSO EN ESTRUCNRA A
12.00 METROS DE ALNRA.
a PROYECTQR UX)W. S.A.P.
~~
.
4
78
1
I1
I
8il
s' '
I
:-I -
SISTEMAS AUXILIARES
6.4.5.3
337
Alumbrado del edificio de tablero
Este alumbrado se proyecta con unidades fluorescentes, de 2 x 40 watts x luminario, repartido en la forma s~guiente:
a) Sala de tableros. Se pueden instalar 4 hileras de IS unidades cada una, conectadas a 2 circuitos diferentes del tablero de alumbrado, de tal rnanera que
cada circuito tiene 2 400 watts.
b) Sala de baterlas. Se utilizan tres luminaries incandesxntes de 200 watts cada
uno, del tipo a prueba de explosi6n.
c) Cuarto de bafio. Se instalan dos lurninarios de t i p incandescente de 100
watts cada uno.
d) Cuarto de comunicaciones e hilopiloto. Se utilizan 3 unidades fluorescentes
de 2 x 40 watts.
A continuaci6n se construye el cuadro de cargas para el alumbrado, para lo
cud, primer0 se calcula la distancia L a 10s centros de carga dc cada circuito. Como
ejemplo, se puede tomar el circuito uno, y partiendo de la Figura 6-12,se miden las
siguientes distancias:
Punto
Distancia en m
(del tablero a la luminaria) Carga en watts
I
83
183
293
2
3
800
800
800
La f6rmula utilizada para la diitancia a1 centro de gravedad de la carga es:
L =
w,x L, + w, x L, + w,L,
w,+ w, + w,
Donde 10s indices 1, 2 y 3 denominan la potencia y la distancia de cada punto a1
tablero alimentador.
L, = 800 x 83 + 800 x 183 + 800 x 293
800 + 800 + 800
- 800 (83 + 183 + 293)
3 x 800
= 186 m
En la misma forma se hace para 10s d e d s circuitos, obteniCndose:
Con 10s datos anteriores se calcula la secci6n de 10s conductores de cada circuito trifbico, en funci6n de la corriente y la regulaa6n de tensib. La corriente en cada
fase del circuito esta dada por la f6mula:
donde:
W = Carga el&trica total del circuito, en watts
E, = Tensi6n entre fases, en volts
I, = Corrientc por fase, en amperes
cos 4 = Factor de potencia que, para simplificar el ejemplo. se puede considerar igual a la unidad. En realidad x debe utilizar el valor dado por
el fabricante
I, =
2400
1.73 x UO x 1.0
= 6.3 amperes
por otro lado, la regulaci6n se obtiene a partir de la f6rmula:
donde:
R% = Regulaci6n de tensi6n, en por ciento
EN = Tensibn de fase a neutro, en volts
L
I
S
= Distancia desde el tablero de alumbrado al centro de carga del circuito
de que se trate, en metros
= Corriente por fase del circuito, en amperes
= Secci6n transversal del conductor en mm2
y como lo que interesa es hallar la secci6n del conductor, se dcspcja S y se obtiene:
F6rmula mediante la cud se obtiene la seccibn de un conductor en funci6n del
porcentaje de regulaci6n de tensi6n.
Sustituyendo 10s datos anteriores, se obtienen las secciones de cada uno de 10s
circuitos, del I al 8 y a continuaci6n s t indica la equivalencia en calibre AWG.
Circuito 1
la'
S, =
9
x
6.3 = 6.2 mm2 equivalente al calibre No. 8
3
Circuito 2
123
6'3 = 4.0 nu19 equivale al calibre No. 10
127 x 3
S, =
Circuitos 3 y 5
S3y'
=
127 x 3
6'3 = 7.2 mm2 equivale al calibre No. 8
Circuitos 4 y 6
s,,, =
I
12'
127 x 3
6'3 = 4.2 nun2equivale al calibre No. 10
Circuitos 7 y 8
i
t
F
1:
I;
s,,, =
20
6'3 = 0.66 mm2 cquivale al calibre No. 14
127 X 3
CUADRODECARGASDELALUMBRADO
3
4
5
17
18
21
22
25
26
29
30
33
34
15
16
19
20
23
400
7
8
253
General
M6dulo I
400
400
400
400
General
400
3 x 10
I60
MMulo I
3 X 8
253
Gmcral
MMulo 2
General
M6dulo 2
4@l
400
400
400
400
400
400
400
24
6
3 x 8
400
400
27
28
31
32
35
36
Fila 1
Fila 2
400
3 x I0
160
400
400 400 400
400 400 400
3 x 14
20
Fila 3
Fila 4
,400 400 400
3 x 14
20
400
400
400
400
400 400 400
Interior
Sala Tableroo.
Hileras l y 2
Interior
Sala dc
tableros
Hilcras 3 y 4
SISTEMAS AUXILLARES
341
Est: itltimo seda un calibre nitmero 18, pero por reglamento el calibre minimo
debe ser del ndmero 14 AWG.
Calculados 10s calibres de todos 10s circuitos, se anotan en el cuadro de cargas
que se incluye a continuaci6n.
Como se observa en el citado cuadro, en 61se vacian todos 10s circuitos de alumbrado, se reparten 10s luminarios entre las tres fases, para balancear las cargas, se
mide a escala la distancia de que se trate, se indican el calibre y el nitmero de conductores de cada circuito. A1 final sc suman todas las cargas de cada fase, que en el w o
particular del ejemplo, se reparten exactamente entre cada par de fases.
Finalmente, se puede observar que 10s calibres son diferentes a pesar de que las
cargas por circuito y por fase son iguales. Esto se debe a que las distancias entre el
tablero de alumbrado y 10s luminarios son diferentes.
6.5 SISTEMA CONTRA INCENDIO
En una subestaci6n existen varios puntos en donde se puede producir un incendio.
Estos lugares pueden ser: Edificio de tableros, trincheras de cables, interruptores,
transformadores de corriente y transformadores de potential y principalmente en
10s transformadores de potencia, por lo c u d se hace necesario contar con protecciones contra incendio, Iocalizadas en diversas zonas clave de la subestacidn.
En las instalaciones elktricas se pueden utilizar diferentes m6todos de protecci6n
contra incendio, entre 10s cuaIes se tienen 10s siguientes:
1. Separaci6n adecuada entre transformadores.
2. Muros separadores, no combustibles, entre transformadores.
3. Fosas.
4. Sitemas fijos, a base de polvo qulmico seco.
5. Sistemas fijos, a base de hal6n.
6. Sistemas fijos, a base de di6xido de carbono.
7. Sistemas fijos, a base de agua pulverizada.
La instalaci6n de un sistema contra incendio en una subestaci6n se puede considerar repartido en dos zonas principales:
a) h e a de la subestaci6n, menos la zona de 10s transformadores.
b) k e a de 10s bancos de transformadores.
En el primer w o , se u t i l i una sene de extinguidores porthtiles, cargados con
di6xido de carbono a presi6n, que se reparten y fijan sobre diversas columnas de
las m c t u r a s de las Areas de alta y baja tcnsi6n, asi como dentro del cdificio principal de tableros. La cantidad de estas unidades es variable y depmde del grea que
abarque la subestaci6n en cuesti6n.
En el segundo caso, que trata de la protecci6n de 10s transformadores de potencia, se encuentra el &tea mi% peligrosa por la gran cantidad de aceite que contienen
10s tanques de Cstos.
En caso de un cortocircuito, la enerda desarrollada por hste, gasifica el aceite
interno produciendo una onda de presi6n, o bien, un arco que por si mismo puede
reventar el tanque, originando un chorro de aceite en combusti6n. A continuaci6n
del chorro de aceite, se produce el vaciado de todo el aceite en proceso de combusti6n.
Para reducir al m e m o 10s efectos anteriores, primer0 se considera quc la duraci6n del cortocircuito es muy breve, por la rapidez con que actha la protecci6n elktrica del sistana, y segundo, una v u que cesa el proceso de arqueo, contin~aardiendo el aceite, tanto el que sigue escuniendo como el que ya a t 6 depositado en el suelo. Para eliminar este incendio, se puede utilizar cualquiera de 10s mCtodos scllalados
anteriormonte.
6.5.1.1
Sepnmd6n entre 10s bnncos de tr~nsformndores
Se considera que una separaci6n entre transformadores de 8 metros como dnimo,
es suficiente para evitar la propagaci6n del fuego a 10s demh aparatos. Esta distancia debe creecr a rnedida que aummte la capacidad de 10s transformadores.
6.5.1.2
Mnros no combustibles
Este sistcma de protceci6n consiste en la instalaci6n de muros de material no combustible mtre 10s transformadores, como puede verse ea las Figuras 6-13 y 6-14, con
el fm de proteger del incendio a otras unidades adyacentes al transformador que se
C.prld.dd*
bnltDmudw
Canlidad do
WMfomudar
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SO MVA
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No
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SI
mayor 12 m
No
mnrx 12 m
5(
maw 12rn
No
m m 12 m
Si
Distancia entre transformadores para mums diisorios
MURO DlVlSORlO
F
NOTA: Los munu, wmulmente deben de & M i r
transfomadu.
c a m mlnimo 1.5 m de la tape wpaiol dd
FIG. 6-14 Dimensiones de muros
este quemando. En la primera figura se muestra el caso en que se requieren 10s muros divisorios, y en la segunda, se fijan las dimensiones y la separaci6n entre dichos
muros.
Los muros deben tener una altura que sobrepase en 1.50 metros a la altura de
la tapa del transformador. La longitud horizontal debe sobresalir unos 60 centimetros de la longitud horizontal del transformador, incluyendo 10s radiadores.
Otro metodo es la construcci6n de una fosa debajo de cada transformador, de un
volumen igual al del aceite encerrado en el tanque. El fondo de la fosa debe estar
en contact0 direct0 con la tierra, para que el agua de la Iluvia sea absorbida por tsta,
mientras que el aceite no. La fosa se llena de piedras que tienen la funci6n de enfriar
el aceite incendiado y ahogar la combusti6n, apagando el incendio. Dicha fosa no
debe tener drenaje para evitar contaminar con aceite la red de drenaje. En caso de
llenarse de aceite la fosa, y una vez apagado el incendio, se extrae con una bomba.
Este es un sistema contra incendio muy utilizado en Europa, por lo econ6miw.
6.5.1.4
Polvo quimico
Este sistema consiste en un recipiente que almacena polvo, una red de tuberias provistas de toberas a travb de las cuales se descarga el polvo, impulsado por la presi6n
de un gas inerte, sobre la zona que se trata de proteger.
El polvo es un compuesto de particulas formadas por una combinacidn de bicarbonato de sodio, de potasio y de fosfato de amonio, mezclados con un material
especial que evita la formacidn de grumos.
Este sistema no debe utilizarse en aquellas partes de un equipo elbctrico que
sean delicadas, ya que 10s residuos del polvo pueden afectarla. ,
Adem& de 10s sistemas fiios que se esthn mencionando, conviene instalar un
sistema port&tilformado por un carro, sobre el cud se monta un extinguidor de polvo quImiw con 68 kilogramos de capacidad, y que se utiliia para combatir fuegos
menores fuera del alcance del sistema fijo. Conviene instalar un carro por cada dos
transformadores.
6.5.1.5
S i t e m a a base d e ha1611
Consiste en un recipiente que contiene el agente extinguidor, haldn presurizado con
nitr6geno. La expulsi6n del haldn se efectlia por medio de las toberas de descarga,
localizadas sobre la zona de riesgo.
El halbn es un hidrocarburo halogenado, con una densidad de unas 5 veces mayor que la del aire, es incoloro, inodoro, inhibe la combusti6n, no es conductor elktrico, no es tdxico y no deja residuos sobre las superficies que actha. Su poder de
extinci6n es de unas tres veces mayor que el del didxido de carbono y puede set utilizado en ;ireascerradas, siempre que la concentraci6n no exceda de un 10%.
6.5.1.6
Sistema con base en di6xldo d e carbono
Las instalaciones fijas de didxido de carbono consisten en un tanque de almacenamiento y en una red de tubedas rematadas en una serie de toberas, dirigidas bacia
10s aparatos que se trata de proteger.
El didxido de carbono es un gas incoloro, inodoro e inerte con densidad 50%
mayor que la del aire. No conduce la electricidad. A1 pasar de liquido a gas se expande 450 veces, enfriando y sofocando el incendio. No deja residuos en las superficies.
El mismo gas produce la presibn de descarga en las toberas. Nose debe usar en Areas
cerradas donde exista personal, para evitar el peligro de a s f i a .
6.5.1.7
Sistema con base en agua pulverizada
Es el sistema m& utilizado para la proteccibn de transformadores. Consiste en una
red de tuberfas en cuyos extremos se instalan una serie de rociadores, cuya descarga
de agua finamente pulverizada abarca toda la superficie de cada transformador. El
agua se suministra por medio de una cistema y una bomba, o bien, por medio de
una instalacibn hidromeumhtica.
El agua, como agente de extincidn de incendios, se viene usando desde hace mucho tiempo, debido a sus propiedades de enfriamiento y sofocaci6n. diluci6n y
emulsidn. A continuacidn se amplian estos conceptos.
Extincidn por enfriamiento. Por su alto calor especifico, el agua tiene gran
capacidad de enfriamiento. Al entrar en contact0 con un material en combustidn,
absorbe calor por la transformaci6n del agua en vapor. A1 dividirse la masa llquida
en particulas finas, se aumenta y se facilita la evaporacion. Por otro lado. conviene
que las particulas sean lo suficientemente pesadas para que al ser proyectadas puedan vencer la resistencia del aire, la gravedad y el tiro tkrmico del aire cerca del incendio.
Exfincidn por sofocarnienlo. Esto sucede cuando las particulas de agua son
transformadas en vapor, aumentando su volumen aproximadamente unas 1 700 veces. El gran volumen generado, desplaza un volumen igual del aire que rodea al fuego, sofocAndolo.
Extincidn por emulsidn. La emulsibn se produce cuando el agua pulverizada
es arrojada con fuerza contra una superficie de aceite u otro material viscoso, producikndose una emulsion aceite-agua.
La emulsi6n con Liquidos de baja viscosidad es breve y se mantiene mientras
el agua se sigue aplicando, lo que a su vez produce vapor de agua sobre la superficie
del liquid0 inflamado.
Exrincidn por disolucidn. Este sistema de extinci6n s61o se produce en el caso
en que 10s materiales inflamables sean solubles en el agua, cosa que no ocurre en
el caso de incendio del aceite de un aparato elktrico.'
Por lo que respecta al suministro de agua, las opciones m k usadas en subestaciones son:
1 Tanque hidroneumatico de operaci6n automatics.
2 Cisterna y unidad de bombeo con motor diesel de operaci6n automktica.
El primer caso forma un sistema sumamente seguro, simple, y requiere poco
mantenimiento, ademk de no requerir arranques peri6dicos para tener el sistema
a punto de operaci6n.
El segundo caso requiere tener buena vigilan~iaen la existencia de combustible
del motor diesel y la carga delos acumuladores, y hacer pruebas frecuentes para asegurar la disponibilidad del equipo en 10s casos de emergencia. Adem&, se requiere
una reserva de agua mucho mayor que se almacena en un tanque abierto o cisterna.
Por ser el primer caso, uno de 10s mas utilizados, a continuaci6n se muestra
un ejemplo a lo largo del cual se dimensionan las principales partes del sistema.
6.5.1.8
Proyecto de un sistema de agua pulverizada, con tanque
hidroneum4tico
Como punto de partida se expresan las consideraciones basadas en 10s reglamentos
y normas que rigen 10s sistemas contra incendio en subestaciones, a saber:
1. Cada transform$dor se rodea de un sistema de tuberfas fijsli provisto de toberas, para pulverizar el agua.
2. El sistema es de operaci6n manual y automitica.
3. El suministro del agua se efectca con tanque hidroneumAtico.
4. En el sistema se instalan detectores de calor del tipo termoel~ctriwque proporcionan la send de un relevador auxiliar que, a su vez, desconecta el
transfonnador y dispara la vavula de diiuvio, que controla el agua del tanque hidroneumitico a las toberas, y ademtis energiza la alarma.
Determinacidn deI volumen de agua del tanque hidroneudtico. Primero se
calcula el drea de la superficie expuesta del transformador, a partir del dibujo de dimension~exteriores de kte.
Si se wnsidera una unidad de 100 MVA a 230/85 kV, la superficie expuesta es
de 210 m2 aproximadamente, considerando incluidos 10s radiadores y el tanque
consewador. Con este dato y la densidad de lluvia, que se recomienda sea de un orden entre 8 y 30 l/min/m2, se determina el gasto de agua a partir de la f6rmula:
En donde:
Q = Gasto total de agua en I/min.
S = Supetficie expuesta = 210 m2.
C = Densidad de la lluna = 12 1/min/m2.
Sustituyendo valores:
Determinacidn de la cantidad de toberas. Las toberas, pot estar a la intemperie, deben tener una presi6n de descarga aproximadamente de 2.1 kg/cm2 con objeto de que las corrientes de aire no desvien la descarga del agua pulverizada.
Para calcular el gasto de descarga de las toberas para dicha presi6n, se utiliza
la tabla de la Figura 6-15.
En donde, para la presi6n de 2.1 kg/cm2, se tiene una descarga de 1.92 I/s.
Para encontrar el nirmero de toberas se u t i l i la f6rmula:
FIG. 6-15 TaMa presl6ngasto
donde:
-
NT = Nllmero de toberas.
Q
Gasto total de agua r 2 566 l/min.
Q, = Gasto de apua por tobera = 1.92 l/s.
o sea:
Nr =
2 566
= 22 toberas
60 x 1.92
CMculo del dillmetro de las tuberias. Considerando el arreglo mostrado en la
Figura 616 y considerando las dimmiones del tranaformador, sc p r d e a determinar 10s dihetros de las tuberlas, de acucrdo con la f6mula:
donde:
= Dihetro interior en cm
Q. = Gasto do agua en l/xg en cada tramo
d
V
= Velocidad del agua en an/s
En el manual dc la "National Fire Proteccion Association" (NFPA), se rccomienda que la velocidad del agua en sistemas contra incendio no debe x r menor de
.
3 m/s. Para estc d c u l o se wnsidera una velocidad de 4 d s .
A partir de la f6rmula anterior, se determinan 10s dihetros de ler tubcrias para
10s diferentes tramos indicados en la Figura 6-16. Se cornparan con 10s dihetros
de las tuberlas comerciales de cCdula 40 y se sclccciona el dillmctro wmercial inmediato superior al valor calculado.
Para evitar tener gran variedad de dibetros x debe procurar escoger un mfnimo de eUos en el orden del menor al mayor. Como se observa en la Figura 6-17,
en 10s transformadores se instalan dos anillos de tuberfa dcl mismo dillmetro, con
22 toberas en total, que inyectan el agua en forma de niebla, con una eficiencia tal
que a 10s 20 segundos se debe considerar extinguido el incendio de un transformador
de tipo rnedio, o sea de unos 60 MVA.
Para el ejemplo de la figura, 10s dihetros de las tubedas son los siguientes:
Tramo Dihetro en mm
Tramo
DE
EF
FG
GH
D i b e t r o en mm.
51
51
76
102
El cslculo hidrhulico, de acuerdo con el manual de la NFPA, da una caida de
presi6n de 2.97 kg/cm2.
Distribucidn de las toberus. Efectuando el chlculo hidrhulico y obtenidos 10s
d i h e t r o s finales, se procede a distribuir las toberas de manera que la inyecci6n de
niebla cubra completamente al transformador.
DiseAo del tanque hidroneumdtico. El volumen de agua para apagar el inccndib, de acuerdo con las normas de la "National Board of F i e Underwriters"
(NBFU), debe ser suficieote para abastecer de agua al sistema, durante por lo menos
cinco minutos. El volumen se obtiene de la f6rmula:
donde:
V = Volumen de agua requerido en m3
Q = Gasto de las toberas = 22.566 m3/min
t = Tiempo de extinci6n del incendio = 5 min
ANILLO SUPERIOR
FIG. 6-17 Arreglo de tuberlas del siderna contra incendio
DISERo DE SUBESTACIONES ELI~TRICAS
0
sen:
El volumen de aire del tanque hidroneudtico, seg6n las recomendaciones de
la NFPA, debe tener la tcrcera parte del volumen total del tanque. En este caso el
volumen total del tanque (VT)es de:
La presi6n a que trabaja el tanque, considerando que a la salida del mismo y
a temperatura constante, la pmi6n ea de 2.97 kg/cm2 y considerando que el volumen initial del aire, que cs de 10 m3,estd dado por la relaci6n:
En donde:
PI = presi6n inicial absoluta
Pa = presi6n final absoluta = 3.76 kg/cm2
V, = volumen inicial del aire = 10 m3
V2 = volumen f
& del aire = 30 m3
Sustituyendo valores:
Que es la presi6n interna del tanque respecto a la atmosfkrica. La presi6n de
disefio del tanque time como magnitud:
Considerando que las dimensiones d s econ6micas, para la capacidad del tanque de 30 m3, son aproximadamente de 2.2 m de d i h e t r o y 6 m de longitud, y
coosiderando que se utiliza un acero con esfuerzo maxim0 de ruptura de 5.284
kg/cma y un coeficiente de seguridad de 4. El afuerzo de trabajo normal a que se
wmcte el tanque es de:
A continuaci6n se calcula el espaor de la pared del tanquc para no sobrepasar
el esfuerzo de trabajo, a partir de la f6rmula:
donde:
= Espesor en cm
E = Eficiencia de la soldadura = 80%
P = Presi6n de diseflo del tanque = 10.5 kg/cm2
S = &furno normal de trabajo = 1.321 kg/cmZ
D = D i h e t r o interior = 220 cm
C = Aumento por corrosi6n = 0.159 cm
e
Sustituyendo valores:
Magnitud que al buscar en un catslogo wmercial, lleva a un valor de 1.27 cm
* (1/2 pulgada).
DiseAo del espesor de /as tapas &hricas.
Se u t i l i una f6rmula semejante a la
anterior:
o sea:
Que Ueva al valor comercial inmediato dc 0.79 cm i(5/16 pulgada). Para evim
un cambio brusco de espesor, entre el cilindro y la tapa. se puede considmar para
10s casquetesun apesor de 0.95 em,quees d d rnismo orden de magnitud del espesor
del cilindro.
Dimemiones del tanque. El voluncn del tanque es la sum8 del volumen del
cilindro, m& el volumen de 10s dos casquetes esfCricos:
V,
V,
Vc
Si: r
= Volumen del tanque
= Volumen de las tapas
= Volumen del cilindro
= -O= - - 2.2
2
2
Kc = VT - V,
- 1.1 m
= 30
- 5.57 = 24.43 m3
y si:
La longitud del cuerpo cilindrico es:
Y la longitud total en el interior del tanque es de 8.62 m. V h e la Figura 6-18.
SelecTidn de la bomba. La presi6n interna para seleccionar la bomba es de
10.5 kg/cm2. En la F i u r a 6.19 se muestra el circuit0 de llenado de agua.
-
8620
7.
m
FIG. 6-18 Tanque hidroneurnatico
c
--
,AUMENTACI~N
51 mm
+
E
:
\
TANOUE HIDRONEUMA~~W
FIG. G l S Alirnentad6n de la bornba el tanque hidroneurnAtico
AQUA DE REPUESTO
TANOUE DE ALMACENAMIENTO
MUNCIPAL
Si u!~bnriduaque el tiempo de Uenado puede nr de 3 h, la bomba debar4 proporribau un gasto de:
- -
Q .+ Oasto de la bomb en i/min
-
V, .: Volumen del agua del tanque 20 ml
Tiempo de Ileaado 180 minutos
t
h M n c i u dc 10 b o h k . Can el gasto de 1.851/s y la presidn que debe venat
In bomba, que es de P = 10.5 kg/cm', gue en metros de columna de agua equivde
r 110 m, M encuentta la potencia de la bomba, o su:
-
hp = Potencla en caballos
Q
Wstb = 1.85 l/s
H = Cmga dlnrlmicn n venar * 110 m de agua
q r fifidenck de uns b m k * 3 5 b
o sea, el valor comercid mas pr6ximo
de:
SrIeccidn de IU compremm. La NFPA en sus normas para el abastecimiento
de afn a 10s tanques hkiromum&ticosespecifi un gasto de 453 l/min de aim, para
tanques de 28 m' y mayor de 566 l/min para tnnques mayores. Para el tanque de
30 ml se considera un gusto do a h de 366 Vmin. Con a t e datd y considerando
que la altura sobre el nivel del mar del lugat de la instaladdn dd tanque, es de unos
2 300 m, se ~plicaun factor par dtitud de 28% y otro factor de fuga en la instalacidn de un 10%. Par lo tanto, el gasto efectivo que debe mtregar d wmpresor
es de:
La potencia es el product0 del gasto por la presidn. Si se tiene una potencia normalizada de 0.0095 hp por l/min, a1 nivel del mar, para compresoras con bandas
V, y el factor de cotrecci6n por altura es de 0.84, se obtiene:
o sea se utiliu un compresor de 7 hp
Vdlvula da diluvio. Estas vslvulas son de t i p especial para 10s sistemas contra
incendio, se fabrican de dos tipos de disparo:
a) Neumitico
b) ElCccrico
Para el caso de una subestacidn conviene u t i h r el tipo elbrico puesto que
10s detectorcs son del tipo termoelectrico.
La openei6n (apertura) de estas v ~ v u l a se
s produce de golpe, en el instante que
reciben la sehal de 10s detectores correspondientes.
Vilvula dc bridas para 10.5 kg/cm2.
Diimetm de 102 mm.
Operacidn electrica.
A p n u r a instantinea.
Dispositivo de operacidn desenergizado con la vilvula cerrada.
Bobina de control de cd para 125 V, con disparo manual.
6.6 AIRE ACONDICIONADO
En las subtstaciones es muy ram que se utilice un sistema de aire acondicionado.
S610 en casos muy especiales se puede Ilegar a solicitar su adquisicidn. Este tipo de
adquisicih se efectua a travCs de una casa comercia1 que se dedique a resolver problemas de aire acondicionado.
El aire acondicionado puede ser necesario en subestaciones instaladas en zonas
deserticas o en las costas tropicales, para que 10s operadores trabajen en condiciones
adecuadas. Tambien se instala en lugares donde haya alta contaminaci6n de polvo
o gases, as1 como en lugarrs donde se encuentre equipo dc computaci6n y se requiera
una temperatura y humedad adecuadas.
PROTECCION,
RELEVADORES
Y DIAGRAMAS
7.1
GENERALIDADES
Protecci6n de una subestaci6n es un conjunto de sistemas que mantienen vigilancia
permanente y cuya funci6n es eliminar o disminuir 10s dallos que puede recibir un
equipo dktrico cuando se presenta una falla. La parte importante de estos sistemas
son 10s relevadores que simen para detectar la falla y que, a su v a , efecttian la desconexidn automhtica de 10s interruptores cuando se producen sobrecorrientes debidas a cortocircuitos, aislando las partes del sistema que han fallado.
La sekcci6n del tipo de proteccibn que se utiliza en 10s bancos o lineas de una
subestaci6n serh tanto mhs elaborado cuanto mayor sea la complejidad de la instalaci6n. y tambien dependere de las caracteristicas de 10s equipos utilizados, debiendose tener especial cuidado en la selecci6n adecuada de las wnas que van a proteger,
codlo se observa en la Figura 7.2 para el caso de dos transformadores.
En su forma m8s primitiva, una protecci6n electrica opera en la forma mostrada en la Figura 7-1.
donde:
TC = Transformador de corriente. Puede ser de 220 kV 1U)O/5 A
B = Bobina de operaci6n del relevador
C I R C U 'ALTA
~ TENSl6N
120 v
FIG. 7-1 Circuito elemental de proteccidn pw sobrecorriente
C = Contacto de diparo del relevador
B, = Bobina de disparo del interiuptor dc potencia
El relevador mibe en su bobina de operaci6n B, la seiial de corriente d d secunduio de p r o t d 6 n dd transformador de comente. Esta bobina cicrra d contact0
de disparo C d d relevador que, a su vez, permite el paso de la comente direeta de
la baterfa prinapd de 120 volts y energiza la bobina del circuit0 de diiparo del intermptor B, dc que sc true que, a1 abrir, libera y aisla la zona que se encuentra bajo
condidonu de falla.
Asl mmo para efectuar al proyecto de la pane fisica de una subestacibn el punto
de && es el diagrama unifilar, en la pane de protccci6n el punto de partida a
d llamado diagrama csquem&ticode protecci6n.
B1 diynma esqucmatico de pmtsccidn se prepara en la forma siguiente:
1. Se trsu d d i ~ r a m aunifilar.
2. Dcntro de una swie de drculos se escriben con letras y nllmeros codificados
de acuerdo con la norma ANSI, 10s relevadores xlcccionados para las protecciones primaria, de respaldo, y 10s relevadores auxiliares de disparo (86).
3. Se tram m a serie de rayas con cabezas de flccha, entre 10s elementas que intcnienm en la proteocidn, de acuerdo con las claves siguientes:
a) Raya continua, que muestra 10s cireuitos de potencia (-). Estas rayas india n dc q d transformadores de corriente y potencial reciben alimentaci6n
los relevadorec comspondientes.
b) Rays discontinua de tramos largos, o circuitos entre elevadors. Estos circuitos indican qut gmpo de relevadors mandan seflal de disparo sobre el
rclevador a u x i h .
PROTECCI~N.RELEVAMIRES Y DIAGRAMAS
RQ. 7-2 Zonas de proteccih en una subestaci6n con bala tend6n en anillo.
359
c) Raya diicontinua de tramos cortos, o circuit0 de diiparo a intermptores.
Indica cuaes relevadores envian seaal de diiparo a uno o varios interruptores para librar completamente un Area bajo condiciones de falla.
Un ejemplo de las zonas que se protegen se indica en la Figura 7-2. en donde
se mustran las zonas traslapadas que duplican la protecci6n de 10s interruptores.
Un ejemplo de diagrama esquematico se muestra en la Figura 7-3 (proteccidn
diferencial de un banco de 30 MVA 85/23 kV).
7.3 PARTES DE UNA PROTECCI~N
Los diferentes elementos que forman parte de un sistema de protecci6n elktrica, son
10s siguientes:
1. Bateda de la subestaci6n (120 V)
2. Cables de control
3. Interruptores de potencia
4. Transformadores de corriente y de potential
5. Relevadores
De 10s cinco puntos considerados, 10s cuatro primeros ya han sido analiuados
en 10s diferentes capitulos anteriores. El liltlmo punto, o sea el de relevadores, es
el linico que se va a a d i a continuaci6a:
7.3.1 Relevadores
Son dispodtivos electromagn6ticos o electr6nicos que protegen 10s equipos de una
instalaci6n elhrica de 10s efectos destmctivos de una falla, y reducen sus efectos
y dafios. A1 decir "que protegen" se hace referencia a que al actuar en combiiaci6n
con otros equipos, se encargan de reducir el daao, debido a la rhpida desconexi6n
del equipo que ha fallado.
Los relevadores son diipositivos que envian a 10s interruptores considerados
una send de apertura, y se dice que funcionan cuando a1 energizarse su bobina de
&spar0 cierran sus contactos, disparando 10s intermptores.
Los relevadores se pueden dividir en tres grupos:
1. Atracci6n electromagnetica
2. Induccidn electromagdtica
3. Estado d l i d a
Cualquiera de ellos operan mediante las seaales recibidas, que pueden ser de
PROTECC~N,RELEVADORES Y DIAGRAMAS
a) Tensi6n. Derivada de transfonnadores de potencial
b) Comente. Derivada de transformadores de corriente
c) Mixtos. Reciben ambas seaales simultheamente
A BARRAS DE 85 kV
flG. 7-3 Proteccidn diferencial de un transformador de 30 MVA 85/23 kV
361
FIG. 74.) Relewdor tipo bisagra
RG. 7 4 b ) Relevador tipo Bmbolo
Estos relevadores es3h formados por una bobina con un nicleo magnCtico que en
uno de sus extremos tiem el contacto m6vil que, a1 desplazarse junto con el nucleo,
cierra el circuit0 de dispato a travks de un contacto fijo.
Estos relevadores son de dos tipos: de bisagra y de tipo nucleo o kmbolo, como
se muestra en las F i r a s 7-4 a y b, respectivamente.
Dicho dc otra manera, son relevadores que operan por atracci6n magnktica mediante un solmoide en el tipo kmbolo, o mediante una armadura magnttica embisagrada en el tipo biiagra.
PROTECCI~N.
RELEVADORES Y DlAORAMAS
363
Estos relwadores suelen tener derivaciones en la bobina de operaci6n para permitir el ajuste de la corriente minima de operaci6n wick-up),que es el valor preciso
de corriente a partir del c u d el relevador empieza a moverse.
Este tip0 de relevadores son afectados por la componente de corriente directa
que aparece en 10s cortocircuitos asimetricos. Pueden operar con corriente alterna
o directa.
Utilizan el principio del motor de inducci6n. Son motores de inducci6n en que el
estator tienc bobinas de corriente o de corriente y potential, y 10s flujos creados por
las corrientes dc las bobinas inducen corrientes en el disco, como se muestra en la
Figura 7-5.
La interacci6n entre el estator y el rotor crean un par que hacc girar el rotor,
en oposici6n a un resorte en espiral, y cierra lor contactos del circuit0 de disparo.
Estos relevadores operan s61o con corriente alterna, por lo tanto no les afecta
la componente de corriente directa del conocircuito asimktrico.
El rotor, que es el elemento que llwa el contact0 m6vi1, trabaja contra un resorte de restricci6n calibrado que regresa el disco al cesar la fuerza del par.
CONTACT0 FUO
.FIG. 7-5 Relevador tip0 disco de induccidn
7.3.1.3 Estndo d i d o
Es un relevador formado por unidades 16gicas de estado sdlido, que son componentes de baja corriente que trabajan con seaales de voltaje de corriente directa. La unidad 16gica s61o tiene dos estados cero y uno, y generalmente trabaja con una tensi6n
de operaci6n de U)volts.
Estos relevadores en relaci6n con 10s electromagnClicos equivalentes son m&
pequefios, miIs ripidos, tienen menor carga (burden), la mayor parte de esta carga
se debe a la fuente de poder. El relevador de estado s6lid0, en su forma general,
esta formado por tres partes, que son las siguientes:
Fuente de tensi6n de comente directa, con regulador, que hace autosuficiente
la alimentaci6n de energia.
Rectificador de onda completa o fuente de la seaal de disparo, que suministra
una corriente de aproximadamente 0.001 del valor de la corriente secundaria
del transformador de corriente.
Bobina que act6a sobre el contacto de disparo instantheo, y de la bandera de
advertencia.
Estos relevadores, con ajustes bajos en la corriente de operaci6n. en que la carga (burden) es de mayor peso, producen menor saturaci6n en 10s transformadores
de corriente que el relevador convencional, mientras que para ajustes altos en la corriente de operaci6n. en que la carga es de poco peso, la carga del relevador estlitico
excede la d d relevador convencional equivalente.
Los relevadores estiticos e s t h diseaados tambikn con las tres curvas b&icas de
corriente-tiempo, o sea curvas de tiempo inverso, muy inverso y extremadamente inverso, que se acostumbra en 10s convencionales. Son m& resistentes a 10s impactos
y sacudidas. La menor carga provoca que 10s transformadores de potencial y de corriente sean m& baratos. Son de mayor precisibn, debido a la mayor resolucibn en
sus derivaciones. Como tienen menor sobrecarrera, debido a que no tienen la masa
del disco, 10s &genes de coordinaci6n pueden ser rnenores, y el tiempo de libramiento de una f d a se reduce. Tienen poca inercia debido a un minimo d e partes
m6viles. El tiempo entre operaciones de mantenimiento excede el ya de por si largo
tiempo de 10s relevadores electromagn6ticos. El costo es mayor que el de 10s convmcionales, por eso su uso depende del anilisis ttcnico y econ6mico
adecuado.
La interconexi6n de un sistema de protecci6n se efectha a travh de una serie de contactos instalados en 10s relevadores principales y auxiliares, asi como en 10s mecanismos de operacibn de cuchillas e interruptores. Dichos contactos se pueden clasificar
en cuatro tipos:
Contacto a. Es un contacto que permanece abierto mientras l a m p e r m a nece desenergizada. Su simbolo es:
PROTBCCI~N,RELEVADORES Y DIAGRAMAS
365
Contacto b. Es un contacto que permanece cerrado mientras la-pennanece desenergizada y viceversa. Su simbolo es:
Contacto aa. Es un contacto que permanece abierto mimtras el dispositivo
principal (interruptor) permanece abierto o vicwersa. Su simbolo es:
Contacto bb. Es un contacto que permanece cerrado mimtras el interruptor
o cuchillas permanecen abiertos y viceversa. Su simbolo es:
En el caso en que una bobina s r energice, todos sus contactos a cierran y todos
loshahren; y en el caso en que un intemptor cierre, todos sus contactos aa cierran
y todos sus contactos abren.
Los contactos a, b, aa y bb se u t i l i n para enviar o cottar sefiales que pueden
ser de alarma, de disparo o relevadores auxiliares, etc., en realidad son la parte importante de la 16gica de las protecciones.
7.3.3 Tiempos de operacidn de relevadores
Desde el punto de vista de la rapidez de operaci6n. 10s relevadores se pueden agrupar
en 10s siguientes tipos:
Tipo instantdneo. Se considera dentro de este tip0 a 10s relevadores que operan en tiempos menores de 0.1 segundo.
Tipo de alta velocidad. Son 10s que operan en menos de 0.05 segundo.
Tipo con retraso en el tiempo. Son 10s que tienen mecanismos de tiempo de
ajuste variable. Dentro de este t i p e s t h 10s de inducci6n. que mediante un imhn
permanente producen un freno en el giro del rotor. Respecto a la curva corrientetiempo estos relevadores se dividen se& la F i u r a 7.6 en:
Tiempo inverso
Tiempo muy inverso
Tiempo extremadamente inverso
Los de tiempo inverso se usan en sistemas con amplias variaciones en las corrientes de cortocircuito, o sean en sistemas donde hay variaci6n en el numero de
fuentes de alimentaci6n. La curva tiempo-comente es relativamente lineal, lo que
se traduce m una operaci6n relativammte rhpida, ya sea con una o varias fuentes
de alimmtaci6n simultheas. Se utilizan donde el valor de la corriente de cortocircuito dependc'principalmente de la capacidad de generaci6n del sistema.
Los de tiempo muy inverso tienen una curva con pendiente muy pronunciada,
lo cual 10s hace lmtos para corrientes bajas y rhpidos para corrimtes altas. Se utilizan donde el valor de la corriente de cortocircuito depende de la posici6n relativa
al lu3a1 de la falla y no de la cercanla al sistema de generaci6n.
Los dc tiempo mremadamente inverso,, timen una curva con una pendiente
a h m8s pronunciada que 10s anteriores. Se utilizan en circuitos de distribucidn primaria, que @miten altas corrientes iniciala producidas por 10s recierres, y no obstante ello, suministran una operaci6n rhpida cuando se necesita la operaci6n de
conocircuito.
1.4 RELEVADORES MAS USADOS EN SUBESTACIONES
Las proteccioncs mbs utilizadas en las subestaciones esthn basadas en 10s siguientes
relevadores:
Son 10s mbs utilizados en subestaciones y en instalaciones electricas industriales, suelen tenet disparo instantheo y disparo temporizado, con bobina de corriente de 4
a 16 amperes para 10s de fase y de 0.5 a 2 amperes para 10s de tierra.
PRoTECCI~N.RELEVMORES Y DIAGRAMAS
367
En las protecciones de sobrecomente (51). se acostumbra usar dos relevadores
con bobinas de 4-16 amperes para la protccci6n de fallas entrc fases, y un tercero
de mayor sensibidad, con bobina de 0.5-2 amperes, para la protmi6n de fallas a
tierra.
Estos relevadores se calibran para que operen con sefiales de wrriente por encima del valor maxim0 de la corriente nominal del circuit0 protegido. En condiciones
de cortocircuito mwmo deben proporcionar una buena coordinaci6n de la secuencia de diiparo de 10s interruptores que wntrolan 10s diferentes tramos de una lhea
de distribuci6n.
7.4.2
Rekvndores difereneiales
Esthn formados por tres bobinas, dos de restricci6n y una de operaci6n, trabajan
por diferencia dc las wrrienta entrantes con las salientes dcl h protegida. La
operaci6n se produce cuando existe una diferencia entre estas w d ~ t e slo
, cud indica que dentro del equipo protegido existe una fuga de corriente.
El relevador diferencial m$s comtinmente usado es el relevador diferencial de
porcentaje, que est$ formado en su forma m$s elemental, por tres bobinas. La bobina 0 de operaci6n y las dos bobias R de rcstricci6n. s e g h se obsewa en la Figura 7-7.
----------J
L
FIG. 7-7 Conexi6n de un relevadw diferencial
En este relevador, la corriente resultante en la bobia de operaci6n es pmporcional a:
11-12
y la corriente en cualquiera dc las bobinas de restriccibn s proportional a:
La rclaci6n entre la corriente diferencial de operaci6n y el promedio de la comente de restricci6n se conoce como la "pendiente del relevador" en par ciento,
0, sea:
cuya caracteristica de operaci6n se indica en la Figura 7-8.
Los rekvadorcs tienen diferente por ciento de pendiente. Esta caracteristica se
utiliza para evitar falsas operaciones del relevador por desequilibrios en las corrientes. de 10s transformadores de corriente (T.C.)cuando ocurren fallas externas. Estos
dercquilibrios pueden ocurrir por: a) Operar el cambiador de derivaciones., b) Fdta
de correspondencia entre la relaci6n de 10s T.C. y las derivaciones del relwador y
C) Difcmncia de error entre 10s T.C.de alta y baja tensi6n.
/,-I2
A
K-40%
M N A OE
OPERAC16N
-0.
lU
RESOATE
ZONA DE NO
OPERACI6N
,',+I2
FIG. 7-8 Caracterlstica de operacan
2
Para ajustar con cierta precisi6n las corrientes que entran y que salen de la zona
protegida, y si en Csta se considera un banco de transfonnadores, se necesita compcnsar la wrriente dc excitacih, para lo cud 10s relevadores tienen una serie de derivaciones, mediante las cuales se ajusta la corriente que circula por la bobina de
operaci6n, para que en condiciones normales de operaci6n esta corriente sea prhcticatnente cero.
PROTECCI~N,RELEVAWRES Y DIAGRAMAS
7.4.3
369
Relevadores de distancia
Se basan en la comparaci6n de la corriente de falla, vista por el relevador, contra
la tensi6n proporcionada por un transformador de potencial, con lo cual se hace posible medir la impedancia de la linea al punto de falla. El elemento de medici6n del
relevador es de alta velocidad (instantaneo) o con un retardo que suministra un elemento de tiempo. Normalmente, la impedancia es la medida elktrica de la distancia,
a lo largo de una linea de transmisi6n, desde la subestaci6n basta el lugar donde ocurre la falla;
La caracteristica direccional de un relevador de distancia puede ser propia, o
se le incluye, acoplhdole un relevador direccional.
Estos relevadores tienen gran aplicaci6n en protecci6n de lineas, en donde se
requiere la operaci6n selectiva de interruptores en cascada, y tambikn, en 10s casos
en que las corrientes de carga puedan ser mayores que las de wrtoeircuito.
Los relevadores de distancia m b utilizadas son 10s siguimtes:
Tipo impedancia. Se utilizan para proteger las fallas entre fases. en lineas de
longitud media. Por st solo no es direccional. Necesita incluir un relevador direccional para medir la impedancia en una sola direcci6n.
Tipo admitancia (Mho). Es una combinaci6n de relevador de impedancia y direccional, se utilia para proteger fallas entre fases o perdidas de excitaci6n en generadores o en grandes motores sincronos.
7.4.4
\
Relevador direccional
Es un relevador que se energiza por medio de dos fuentes independientes. Tiene la
habilidad de comparar magnitudes o hgulos de fase y distinguir el sentido de 10s
flujos de las corrientes. Seglln las caractertsticas del par de operaci6n se reconocen
tres tipos de relevadores.
Relevador corriente-corriente. El accionamiento se produce por la comparaci6n de dos seaales de corriente de diferentes alimentaciones.
Relevador corriente-tensidn. El accionamiento se produce por la comparaci6n
de una seflal de corriente con otra de tensi6n.
Relevador tensidn-tensidn. El accionamiento se produce por la comparaci6n
de dos tensiones de diferentes alimentaciones. Este tipo de relevadores es sensible
al desequilibrio de corricotes bajo condiciones de altas intensidades, que es cuando
10s errores de 10s transformadores de comente son maximos. Su operaci6n se basa
en el uso de un elemento direccional, w n dos corrientes, lade armadura u operacidn
y la de polarizaci6n. La magnitud de la corriente de polarizaci6n es la diferencia vectorial de dos corrientes y la magnitud de la corriente de operaci6n es la suma vectorial de las dos corrientes, de tal manera que el par generado en el relevador,
considerando las dos wrrientes en fase, y sin tomar en oumta la acci6n del resorte,
es:
7' = Kl (1, + 11) (Il - 12)
-
~
eoslNA DE OPEFUCl6N
.
FIG. 7-9 Relevador dlreoclonsl de corriente
donde I, 5 I, son 10s valores efectivos de las corrientes. Cuando las dos comentes
e s t b en f a y son iguales en magnitud, el par vale cero. En cambio, si las magnitudes de las corrientes son diferents se produce un par, cuyo sentido viene dado por
d sentido de la wrriente de mayor magnitud. Si las dos corrientes e s t h 180° fuera
dc fase, el sentido del par es el mismo que si estuvieran en fase.
La fucrza para mover la armadura esth dada por la f6rmula:
donde:
F = fuerza neta
l a = wrriente de armadura
, Ip = wrriente de polarizaci6n
K,y K, = constantes
Como se observa en la Figura 7-9 la fuena que mueve la armadura depende
de las direccioncs dc l a y de Ip. Si se cambia el sentido de cual~uierade las dos com a t e s , cambia el sentido de la fuerza. De aquI nene el nombre del relevador, por
su caracteristica de poder distinguir las dirccciones de las corrientes en un circuito.
En este caso se dice que a un relevador de wmente polarhado por corriente. Cada
una de las w m e n t s viene de dos juegos diferentes de transformadores de wrriente.
La comente de polarizaci6n sirve como referencia para comparar respecto a ella,
el h g d o de fase de la operaci6n (armadura). El hgulo de fase en Ip es fijo, mientras que el de l a es variable.
Es, en sf, un relevador de protecci6n diferencial, adaptado para el cam en que 10s
transformadores extremos de comente se encuentren muy alejados. En estos relevadores se comparan las corrientes entrantes y salienta de una linea de transmisidn
y cuando la diferencia es aprcciable, la protecci6n envia orden de apertura a 10s dos
interruptores extremos de la linea. Zos relevadores pueden ser de corriente altema
o directa, el sistema de altema es inmune a variaciones de carga o pCrdida de sincronismo. de ahl su mavor utiliici6n en sistemas electricos. Estos relevadores se utilizan como proteccibn primaria de lineas con longitudes inferiores a 20 km; si la Unea
es de mayor longitud, se acostumbra u t i l i i el sistcma de onda portadora que maneja seaales de baja tensi6n y alta frecuencia, que se transmiten a lo largo de 10s conductons de la lfnea de transmisi6n, por medio de dos sistemas de acoplamiento
instalados en 10s extremos.
7.5
NOMENCLATURA
A continuaci6n se muestran en la Tabla 7-1, en forma progresiva, 10s nhmeros de
norma ANSI con que se designan, en forma convencional, 10s relevadores mAs utilizados en las subestaciones y lineas alimentadoras, asi como algunas marcas y tipos,
su descripci6n breve y la funci6n a la que m h se adaptan.
TABLA 7-1 Nomenclatura de relevadores-Norma ANSI
A
B
C
A
B
C
CONEX16N DELTA
FIG. 7-10 Conexiones de 10s transformadores de wrriente a 10s relevadores
PROTeCC16N. RELEVMORES Y DIAGRAMAS
373
.--
Conexiones de 10s transf&adores de corriente a 10s relevador&. v& Finura
7-10.
Conexiones de 10s transformadores de tensi6n a 10s relevadores, ver Figura
7-11.
A
e
c
C O N E X ~ NDELTA ABIERTA
-k
JF
CONEXI6N ESTRELLA
FIG. 7-11 Conexiones de 10stransformadores de potencial a 10srelevadores
7.6 SISTEMAS DE PROTECCI~N
Los sistemas de protecci6n se basan en diferentes diagramas esquematicos, con un
conjunto de relevadores que protegen un conjunto de zonas. Cada zona debe estar
protegida por dos juegos de protecciones que deben ser lo m h independiente posible, con objeto de cub^ la falla de alguno de 10s dos juegos.
Estas protecciones se denominan:
Protecci6n primaria
Protecci6n secundaria o de respaldo
Protecci6n de respaldo remoto
Protecci6n de respaldo local de interruptor
La protecci6n primaria debe operar con la mayor rapidez posible yen primer lugar.
La de respaldo se energiza y arranca al mismo tiempo que la primaria. y como es
m8s lenta, s61o operara en caso de que la primaria no respondiera. En el remoto caso
de que falIaran la primaria y la de respaldo, deben operar las protecciones de Ias
subeatadones alimentadoras, que haciendo las veces de una terccra protecci6n, mucho nlrls lenta, dexonecta la energia que incide sobre la zona de falla.
La protccci6n primaria se disefia de tal manera que desconecte la minima porci6n posible de un sistana de potencia, de manera que aisle el elemento fdlado, tomando en wnsideracidn lo siguiente:
1. Cualquier falla que ocurra dentro de una zona dada debera disparar todos
10s interruptores que envian energia a esa zona.
2. Se deben considerar zonas de traslape 10s puntos de uni6n de zonas contiguas, que pot lo general son intermptores. De tal manera que en caso de
producirse una fdla en la zona de traslape, se deben disparar todos 10s intemptores que alimentan las dos zonas.
3. Los transformadores de corriente son 10s elementos que fisicamente delimitan las zonas de protecci6n y se locdizan en ambos lados de cada uno de
10s interruptores, fonnando juegos de tres unidades monofbicas.
La F i 7-2 indica las zonas sobre las que actSa la protecci6n primaria, con
una aerie de trash* de manera que nunca quede alguna parte de la instalaci6n fuera de la protaei6n. b t o impliya a vcces, desconectar mayor ndmero de intermptores que IN mlnimos necsarios. Si no se hicieran 10s traslapes se podria presentar
la falla en la rG6n fronteriza de dos zonas, en cuyo caso ningdn interruptor operaria.
Los traslapg, como se observa en la Figura 7-2, se obtienm incluyendo 10s
transformadores de comente del lado exterior de 10s interruptores, para que btos
quedm incluidos dentro de las protecciones de dos mnas adyacentes.
Un sistema de protecci6n es m b seguro en su operaci6n. a medida que tenga
menos ditpoaitivos, y por lo tanto menos eslabones que pueden ofrecer posibles puntos de falla. Una protecci6n muy elaborada permite mayor seguridad de que opere,
pero por otro Iado presenta mayores probabilidades de falla de uno de 10s element ~ ade*
,
de mayor wsto.
Las protecciones primarias pueden fallar por alguno de 10s factores siguientesc
1. Fa& del intmptor, ya sea del mecanismo de operaci6n o del circuit0 de
disparo
2. FalIa de la aljmentaci6n de corriente directa
3. Falla de al&n relevador
4. Falla de 10s transformadores de instrumento
7.6.2
Proteccl6n secnndaria o de respaldo
Es la protecci6n que debe operar cuando la protecci6n primaria falla o esta fuera
de servicia Opera mediate componentes independientes de las utilizadas en la
protecci6n primaria, de manera que no puedan ser afectadas por las mismas causas
que produjeron la falla en esta protecci6n.
La protecci6n de respaldo desconecta generalmen* una porci6n mayor del sistema, que la primaria.
Los relwadores de una protecci6n secundatia, aunque arrancan al rnismo tiempo que 10s de la primaria correspondientes, no deben operar simultancunente con
hta, por lo cud es naxsario retrasar su ajuste, para dar ticmpo a la protecci6n primaria a que efectfie el ciclo de operaci6n complete.
7.6.3
Proteccldn de respaldo remota
Es una protecci6n remota que se activa cuando han fallado la protecci6n primaria
y secundaria propias de la subestaci6n. Se considera como un tercer grado de proteccidn, que opera por medio de las protecciones primarias de las subestaciones alimentadoras, y que libera 10s interruptores que alimentan la falla de la subestaci6n
considerada.
Es una protccci6n independiente del suministro local de energla, y es esencial
donde no hay protecci6n de buses. En esta protecci6n sc utilizan relwadores de sobrecorriente de distancia, de alta velocidad, y cuya send se envia a travks de hilopiloto, si la ditancia es menor de 20 h,y si la distancia es mayor, la sefialse Cnvia
a traves de un equipo de onda portadora (carrier).
Como ilustraci6n. se muestra un cjcrnplo cuyo diagrama se observa en la Figura
7-12. Se supone una falla en la Unea L,. La protecci6n de la h e a daecta la falla
y ordena abrir 10s intemptores 52A y 52B. Por defect0 del intemptor 528, CFte
no abre y la falla no se libra. Entonces la protecci6n primaria de las Uneas L, y L,
acttia como protecci6n de respaldo rcmoto de la Unea L,. La secuencia de operaci6n es como sigue: la protecci6n de la linea L, en la terminal SE, y la de la Unea
SE3
SEI
La
52s
SE2
FIG. 7-12 Falla con protecci6n de distanda
L,en la terminal SE4, deben detectar la falla F y empiezan a operar, dando tiempo
a la protecci6n de L,para que opere y libre la falla. Como en este caso no se pudo
librar la falla, entonces operan las protecciones de L, y L, abriendo 10s interruptores 52D y 52F, respectivamente.
7.6.4 Protecci6n de respaldo local de interruptor
Se considera tambien como un tercer grado de protecci6n.
En este caso se protege con un tercer juego de relevadores, que operan cuando
ocune la falla de alglin interruptor.
Como ejemplo, en la Figura 7-13 se supone una falla F en la linea L,.Las protecciones primaria y de respaldo se encuentran en 10s estremos SE7. y SE3 y ordenan
la apertura dc 10s interruptores 52.2, 52.4 y 52.5. Se puede considerar que el interruptor 52.4 no opera, por falla en la corriente directa o por estar bloqueado, por
lo tanto la falla F persiste, al eeguir recibiendo alimentaci6n de la ILnea L, y del
bus B-1. Para evitar la continuaci6n de la falla, debe operar la protecci6n del respaldo local en las subestaciones SEI y SE3. Esta protecci6n de respaldo local se arranca
por la protecci6n primaria de las subestaciones SEI y SE3, y si despuks de un cierto
tiempo 10s relevadores del respaldo local siguen detectando la falla original, entonces disparan el interruptor local 52.3 y mediante el envio de una sefial se efectlia el
disparo remoto del interruptor 52.1, en la subestaci6n SE1.
Por otro lado, si para la misma falla F, se supone que el interruptor que fall6
es el 52.5 dc la SE3, en este caso lo detecta la proteccib del bus 8-2 y ordena dispa-
---- --------
I
51
52-1
SE-1
u
1,
C - - .- - -
SE-4
I
I
I
s-2
I
I
I
I
52-2
52-10
I
r ---T ---
I
I
I
I
L -- - - - - - PROECOW DELA
UNEA 2
I
52
I- - - - -SE-3
- - - - - -1
FIG. 7-13 Anasis de protecclones con falla de intenuptores
SE-5
I
PROTECC16N. RELEVADORES Y DIAGRAMAS
377
rar todos 10s interruptores que alimentan las barras 8-2, en este caso el 52.5 y 52.8,
el primer0 no responde por estar abierto (falla) y el segundo libra la falla.
En el primer caso hay necesidad de abrir un interruptor local, el 52.3 y uno
remoto el 52.1. En este segundo caso s61o se necesita abrir un interruptor local, el
52.8.
En resumen, para cada caso de falla de interruptor, se debe efectuar un analisis,
sobre que interruptores deben disparar para liberar la falla, y cuya orden debe ser
proporcionada por la protecci6n de respaldo local.
7.7 CARACTER~STICASDE UNA PROTECCI~N
Dependiendo de la importancia de una subestaci6n. las protecciones deben seleccionarse de acuerdo con las siguientes caracteristicas:
1. Sensibilidad
2. Selectividad
3. Velocidad
4. Confiabilidad
5. Precio
Sensibilidad. Segirn esta caracteristica, un relevador debe detectar y operar
con seaales pequeaas.
Selectividad. Cuando en un sistema se presenta una falla, debe operar la protecci6n m& cercana a la falla, sin cortar la energia que alimenta otras areas del sistema, seleccionando 10s interruptores necesarios que libran la falla.
Velocidad. La caracterfstica de velocidad es fundamental para disminuir a1
maxim0 10s daFios en la zona de falla y adem& para evitar que el sistema salga de
sincronismo. La velocidad depende de la magnitud de la falla y de la coqrdinaci6n
con otras protecciones.
Confiabilidad. La confiabilidad junto con la velocidad son muy importantes,
pues un relevador puede ser muy rapid0 yen un momento critic0 puede fallar, por
lo cual de nada semiria. Por esto, 10s relevadores deben adquirirse de un fabricante
de prestigio, tener buen mantenimiento, estar bien ajustados y en general ofrecer la
seguridad de que no van a fallar cuando m& se necesite su operaci6n.
Precio. El precio de una protecci6n es un factor relativamente poco importante, si se compara con el costo del resto del equipo de la instalaci611, por lo que debe
tratarse de adquirir la mejor calidad posible.
7.8 DIAGRAMAS PRINCIPALES DE PROTECCI~N
A continuaci6n se describen algunos diagramas de protecci6n que son de mayor uso
en subestaciones.
Para estos casos, se utilizan 2 o 3 relevadores para protecci6n de fallas entre fases,
y otro relevaddr para La protecci6n de fallas de fase a tierra. Si la protecci6n a de
t i p instantilneo, se usan relevadores del tipo bisagra o 6mbol0, y si se usa retardo
en el tiempo, sc usan del tipo disco.
Esta protecci6n act6a cuando la corrimte alcanza valores suprriores a1 valor nominal de la instalaci6n. y el tiempo de cierre de 10s contactos varfa inversamente de
acuerdo con la familia de curvas de la Fipra 7.6, Uamadas curvas caracteristicas
tiempocommte.
En la Fipra 7-14 a y b, se muestran el diagrarna de protecci6n y el circuit0 a d liar de dispara respectivammte, de una protecci6n tipica de sobrecorriente. La bobina de disparo B,, del interruptor, siempre debe quedar del lado de la polaridad
negativa, para cvitar la corrosi6n por acci6n electrolitica.
(a) CIRCUIT0 DE ca
(b) CIRCUIT0 AUX. OE OISPARO OE cd
FIG. 7-14 Diagrama de proteccidn y circulto auxiliar de disparo
Pawn a seguir m el ajuste de 10s relevadores de una protecci6n de sobrecorriente.
1. Se fija o calcula.la corriente minima primaria de operaci6n Imp
2. Sc calcula la corriente minima secundaria de operaci6n (pick-up) Im,a parI
tit de: I, = *
R
PROTECCI6N. RELEVADORES Y DIAGRAMAS
379.
donde:
R = relaci6n de 10s transformadores de corriente
3. Calcular la corriente secundaria de cortocircuito I,
I,
= corriente primaria de corto circuit0
4. Se calculan 10s valores mliltiplos de la corriente N respecto a la corriente
mInima de operaci6n I,
N = nlimero de veces la wrriente minima de opcraci6n
5. Con el valor N se entra en la grafica de la Figura 7-15, donde se muestran
las caracteristicas corriente-tiempo de 10s relevadores IACJI, y se busca la
interseccidn con el eje del tiempo, donde se obtiene el punto de ajuste del
relevador.
eemplo. Sea un interruptor que debe disparar con una wmente de 450 amperes aproximadamente. La corriente calculada para el cortocircuito msximo es de
3750 A. la protecci6n debe operar en 1.9 segundos. Los transformadores de corriente que alimentan la protecci6n son de relaci6n W / 5 A o sea 60/1. Los relevadorer
tienen ajustcs, para la wrriente minima secundaria de operaci6n. que son de 2, 3,
4, 5, 6, 8, 10, 12 y 16 A.
De acuerdo con lo anterior se obtiene lo siguiente, siguiendo la misma secuencia:
El relevador se ajusta en la derivaci6n inrnediata superior o sea la de 8 A.
4. I, = 62.5 = 7.8 veces la corriente minima de operaci6n
8
JM)
DlSENO DE SUBESTACIONES EL.&FRIcAS
MULTIPLOS DE LA CORRIEME MINIMA DE OPERACON
FIG. 7-15 Caracterlsticas tiempocorriente para relevadores IAC51 y IAC52 d e G.E.
5. Con estos valores se entra en la grkfica corriente-tiempo de la Figura
7-15. En el eje del tiempo se toma 1.9 segundos (tiempo que tarda en operar
el relevador) y sobre el eje de 10s mriltiplos de la comente minima de operacibn se fija el valor de 7-8. La intersecci6n de las dos magnitudes fija un
punto sobre las curvas de retardo marcadas con 10s nfimerps 7 y 8 que es
el valor de ajuste del tiempo del relevador, como se querla encontrar.
I
L
..
----------A1 RELEVMctl
FIG. 718 Esquema de frotaci6n diferencial
7.8.2 Protecci6n diferencial
En esta proteccibn se utilizan tres relevadores, uno por fase, y esta basada en que
si la wrriente que entra a la zona protegida I, es igual a la que sale de la misma zona I,. que es el estado normal de la protcoei6n. la resultante I, vale cero, o sea,
iI - i 2 = i, = O .
Esto ocurre cuando en la zona protegida no hay falla, o esta dtima -re
fuera
de dicha zona. En cambio si el wrtocircuito se produce dentro del Area protegida,
Y el sistema es radial, la corriente i , es muy grande mienwas que la i, a p&camente cero lo que provoca que i, sea muy grande, energizando la bobina de
operaci6n del relevador, que a su vez ordena la apertura de todos 10s intemptores
que alimentan la zona de falla.
En resumen, se puede decir que una protecsi6n diferencial es aquella que opera
cuando la diferencia vectorial de dos o m8s magnitudes eltctricas i, e i, excede un
valor prefijado i,.
A wntinuacibn se muestra el diagrama t r i f k de la protecci6n diferencial de
un transformador trifhico, de dos dcvanados, con conwribn Y/A. VCase la F i r a
7-17.
Como se observa, la conexi6n de 10s transformadores de wrrimte debe efectuarse de manera que 10s transformadores del Iado de la estrella del banco deben
conectarse en delta, mientras que 10s del lado de la delta del banco deben conectarse
en estrella, o sea, 10s transformadores de wmente siempre se eonenan al rev& del
fla. 7-17 Magrama trifilar de pmteccbn dlferencial y faseo de wnientes
lado del banw que van a proteger. Esto se debe a que en el caso de ocurrir una f d a
de fw a tiem en la m e exterior de la zona protcgida, en d lado de la gtreUa del
banw, la r u m de lac tm wrrientes de scamcia cero (3IJ c i m d d por la delta
dc los tran#fomadores de corriente y no opecar4 la protccci6n diferendal. En el lado delta dd banw de potencia, no hay wmponentes de secuencia cero cuando se
produca la f a a tiara en d lado de la estrdla, por lo tanto las componentes de
8~cuendpcao no tienen posibilidad de circular entre 10s devanados secundarios de
los dm grupos de transformadores de wrriente. 0 sea, si los tramformadores de w
m a t e del lado de la estrella del banco no estuvieran concctados en delta, las wmponentes de m e n c i a cero circularian por las bobiias de opcraci6n de 10s relcvadores,
ocasionando que 10s relevadores operen incorrectamente por fallas externas.
El diagrama dc la protecci6n de hiiopiloto, como se observa en la Figura 7.18, es
un sistcma dc wrrionte circulante, semejante a una protecci6n diferencial tipica.
~n eataprotocci6nla bobina restrictora s h e para cvitar la opcraci6n del relevadot, debida a corrientes desbalanceadas.
PROTECCdN, RELEVADORES Y DlAGRMlAS
383
-e .- .- - - - .- - -,
RELEVADORES M HILOPILOTO
FIG. 7-18 Protecci6n de hilopiloto
Este equipo es capaz de disparar 10s interruptores de ambos extremos de una
linea, cuando se producen fallas dentro de la zona protegida de &a, y la corriente
I fluye en un solo lado de la Unea.
No es recomendable usar a t a protocci6n en lineas con derivaciones, debido a
que 10s relevadores utilizan transformadores saturables, que Limitan las magnitudes
de corriente en el par hilopiloto; lo que a su vez provoca que la felaci6n entre la
magnitud de la corriente de linea y lacorriente de salida de 10s elementos saturables,
elimina la posibilidad de conectar m&s de dos equipos en un circuito de hilopiloto.
Las protecciones de hilopiloto deben contar con un equipo de autocomprobacion, que origine una alarma en el caso de que el par de hilopiloto se abra o se ponga
en cortocircuito. Los pares de hilopiloto pueden adquirirse por medio de pares telef6nicos. o por medio de cables de hilopiloto, propiedad de la empresa productora
de energia. Este riltimo caso es el mlls caro, pero es el mAs efectivo.
7.8.4
Proteeci6n de onda portadora
Est.4 basada en que a1 aparecer una tensi6n de polaridad positiva sobre el circuito
de control de un transmisor, genera una tensi6n de salida de alta frecuencia, del orden de 30 a 200 MHz.
De acuerdo con el diagrama de la Figura 7-19, el receptor recibe la corriente
de onda portadora del transmisor local y del transmisor del otro extremo de la linea
y la convierte en una tensi6n de corriente directa que llega al relevador adecuado.
La tensi6n es cero cuando no se recibe la sefial de corriente de onda portadora.
El equipo de onda portadora comprende lo siguiente:
1. Trampa de onda. Es un circuito resonante de impedancia cero a la corriente
de 60 Hz,y de muy alta impedancia a la frecuencia de la sefial que fluye en
el tramo de linea que se encuentra entre las trampas de onda, y que a su vez
no le afecte la send de otro circuito contiguo que opere a otra frecuencia.
+ --
- - - - - - - - - - - - -- ---- -- - -t
I
I
I
I
I
,I
I
I
I
ACOPLMIIENTO"
I
I
I
I
I
I
I
I
I
;u-
t-- - - - - 1
I
UNEA I
,.
I
I
I
.
62
TRAMPA DE ONDA
I
I
I
I
--CAPACITOR DE
"ACOPLAMIENTO
I
I
I
I
CIRCUIT0 DE CONTROL
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
c-- - - --- ------------- - --- -SE-A
I
I
COMPARAWR
I
I
I
I
I
I
I
I
!
C - - -- - - - - - - ---- -- - - - - - ---- +
mi;. 7-1s Proteccidn de onda portadora
I
SE-a
PROTECC16N. RELEVADORES Y DIAGRAMAS
385
2. Capacitor de acoplamienfo. Es un capacitor que se conecta despub de la
trampa de onda, que presenta una impedancia muy grande a la energia de
60 Hz, y minima para la sefial de onda portadora de la frecuencia de que se
trate.
3. Cornpardor de fare. EstA formado por un juego de relevadores que comparan la relaci6n de fases, entre la corriente que entra en una terminal y la
que sale por el otro lado. No se comparan las magnitudes, y es un sistema
inmune a 10s impulsos de energia o perdida de sincronismo entre las fuentes
de generaci611, situadas mAs all&de las terminales de la linea.
La operaci6n de esta proteccidn es como sigue:
Los tres transformadores de corriente de cada extremo de la linea protegida alimentan los bloqueos I del diagrama de la Figura 7-19. Ahi la seflal trifhica de 10s
transformadores se c,onvierte en una send monofhica de tensi6n. la cud alimenta
a1 transmisor Ten patalelo con el circuito comparador. A este circuito comparador
tambidn le llega la sefial del receptor R.
Finalmente el wmparador a c t ~ sobre
a
un relevador auxiliar que ordena disparar el interruptor (52) de la linea, despuCs de haber comparado 10s hgulos de fase
de cada extremo de Csta. Si la falla es exterior a la linea, las sefiales de 10s transformadores de 10s dos extremos estin 180° fuera de fase, debido a que las corrientes
en 10s dos juegos de transformadores son contrarias.
La sefial de corriente que fluye de la subestaci6n A a la B, esti desplazada en
tiempo, produciendo constantemente una sefial de corriente de un extremo al otro.
En el caso de que la falla sea en la linea protegida, las sefiales de 10s extremos e s h
en fase, debido a que 10s dos grupos de transformadores detectan las corrientcs con
el mismo sentido, por lo que la sefial de corriente de A a B no e s t h desplazadas,
o sea son concurrentes, produciendo una sefial de corriente en forma intermitente.
En el primer caso 10s relevadorcs de comparaci6n de fase no operan, mientras
que en el segundo caso envian la orden de disparar a 10s interruptores (52) situados
en 10s extremos de la linea, en las subestaciones A y B.
7.9 PRINCIPALES PROTECCIONES EN SUBESTACIONES
En una subestaci611, 10s principales elementos que necesitan ser protegidos son 10s
siguientes:
1. Lineas o cables de alimentaci6n
2. Bancos de transformadores de potencia
3. Barras colectoras o buses
4. Respaldo local contra falla de interruptores
5. Alimentadores
6. Bancos dc capacitores
7. Bancos de tierra
7.9.1
Liners o cables de Plimentnei6n
as
heas de trhsmisi6n que rematan en una subestaci6n se pueden proteger, dependimdo de sus waderisticas, mediante cualquiera de las protecciones siguientes:
1. Sobrecomente
2. Diitancia
3. Hidopiloto
4. Onda portadora
I
3 la protecci6n m8s sencilla. y por lo tanto barata; se utiliza' en instalaciones w n
diagramas unifilarcs sencillos, se emplcan dos relevadores de fase y uno de tierra.
Se acostumbra usarla en Uneas de distribuci6n y en suministro a instalaciones
industrialea. Se usa con protecci6n de distancia para la falla a tierra, y como respaldo de la protocci6n de hilopiloto.
En 10s alimentadores de distribuci6n se acostumbra usar con relevadores de
tiempo inverso que producen la mejor selectividad, combiiados con fusibles y relevadores de recierre.
A continuaci6n. en la Figura 7-20, se muestra un diagrama esquemitico de protccd6n para un alimentador de 23 kV con arreglo de barra doble. Dicho alimentador
esta protcgido por una nrotsc*6n de sobrecorriente.
4
FIG. 7-20 Magrama de protecci6n de alimentador de dlstribuci6n
Esta protecci6n esta alimentada pot tres transformadores de corriente de 400:
5 A, con dos relevadores, cada uno con unidad de operati611 instauthca, y otra de
tiempo inverw con ajuste de 4 a 16 amperes. Ambos relevadores operan para fallas
entre fases. Un terccr relevador con las mismas dos unidades, pero la de tiempo inverso con ajuste de 0.5 a 2 amperes, opera para fallas de fase a tierra.
Esta protecci6n se usa como primaria en transmisi6n. Lm relevadores son preferibles a 10s de sobrecorriente porque no les afectan 10s cambios en la magnitud de la
corriente. Su selcctividad se basa mAs en la impedancia que en la corriente, que es
el caso anterior. Para lineas cortas se usan relevadores de reactancia que no les afectala resistencia del arm. Para lineas medias se usa el tipo mho, que es m8s sensible
a la resistencia del arco, y adcmh c o m b i i diuecci6n y distancia. El tipo de impedancia conviene para fallas entre fases, en lineas medias, y es m8s afcciado por el
arm que el de reactancia, per0 menos que el tipo mho.
Como ejemplo, en la Figura 7-21 se muestra el diagrama esquemhtico de protecci6n de una Unea de 230 kV, con arreglo de barra partida, con una protecci6n primaria con diferencial de hilopiloto y una de respaldo con protecci6n de distancia.
La protecci6n primaria que esth formada por un relevador de hilopiloto, incluye a1 interruptor (52) y a la propia Unea. La protecci6n de respaldo, protege la Unea
pero no su intermptor, y esth formada por:
FlG. 7-21 Diagrama de proteccbn de limn de 230 kV (hllopiloto)
Un rekvador de sobrecorriente (50) de tres elementos con unidad instanthnea,
que supervisa el disparo de 10s relwadores de distancia (21); un relevador de tiempo
(62);cuya funci6n es retardar el disparo del relevador de distancia para crear una
segunda zona de protecci6n; un relevador de sobrecorriente direccional(67-N), con
unidad de tiempo inverso de 0.5-2 A, y unidad instantdnea con polarizaci6n de corriente y potential, que protege la linea contra fallas de fase a tierra; y dos relwadores de distancia (21) con ajuste de impedancia de 0.2 a 4.35 ohms, que sirven de
respaldo a la protecci6n de barras remotas de las subestaciones de 10s dos extremes'
de la linea.
Es una protecci6n de alta velocidad para protecci6n de lineas. Se usa en lineas cortas
demenos de 20 km,en que la protecci6n de onda portadora no es econ6micamcnte
justificable. Tambikn se usa en la protecci6n de cables de potencia, en donde la onda
portadora se a t e n ~ amuy rhpidamente.
La protecci6n de hilopiloto se usa como primaria mientras que como respaldo
se puede usar una protecci6n direccional, pero eliminando la operaci6n de la zona
de alta velocidad. Como ejemplo de esta protecci6n. en la Figura 7-22 se muestra
el diagrama aquemhtico de protecci6n de una linea de 85 kV, con arreglo de barra
pattida, con una protecci6n primaria de hilopiloto y una de respaldo de sobrecorriente direccional.
~INEA
DE 85 kV '
FIG. 7-22 Diagrama de protecci6n de una linea de 85 kV (hilopiloto)
PROTECCI6N. RELEVMORES Y DIAGRAMAS
389
Estas protecciones e s t b alimentadas por dos juegos de transfonnadorcs dc cerriente de relaci6n 1200: 5 A, cada unidad y un juego de tres transfonnadorcs de
potencial, de relaci6n 120: 1 V, cada unidad.
La protecci6n primaria de esta Unea est8 formada por un relevador diferencial
de hilopiloto (87-H)
que dispara el interruptor (52) de la llnea, el que a su vez queda
dentro de la protecci6n.
La protecci6n de respaldo esth formada por tres relevadores de sobrecorriente
direccional (67) w n unidad instantAnea, y otra de tiempo inverso, con bobina de 4
a 16 A, 10s cuales detectan fallas entre fases. Un cuarto relevador con las rnismas
dos unidades, pero con la bobina de 0.5 a 2 A, opera para fallas de fase a tierra.
Todos 10s relevadores direccionalcs e s t h polarizados con potencial.
7.9.1.4
Ondn portadom
Es la protecci6n m h confiable para Uneas de alta tensi6n. Se puede instalar a partir
de 34 kV, y s61o se utiliza equipo terminal en 10s extremos de las lineas, por lo cual
necesita menos vigilancia que el caso anterior, aunque tambien es m8s caro que el
caso de hilopiloto.
En onda prtadora se utilizan tres metodos, a saber:
1. Comparaci6n de fase
2. Comparaci6n direccional
3. Sistema mixto
El primer caso es el mAs simple y se usa principalmente en lineas wn dos extremos. Es un sistema que no le afecta l a inducci6n de otras Uneas cercanas, lo cual
es una ventaja sobre la protecci6n direccional. S61o sirve cbmo proteccidn primaria
y no de respaldo.
El segundo metodo es muy usado, salvo en el caso en que exista alta inducci6n
de otras Uneas. No se debe usar con relevadores dueccionales de tierra, solamente
con relevadores de tierra, del tip0 de distancia. Su precio es ligeramente m6s alto
que en el primer caso.
Un ejemplo de protecci6n de lineas, par el metodo de comparaei6n de fases,
para un diagrama de barra partida en 85 kV, se muestra en la Figura 7-23.
La protecci6n primaria de esta Unea est8 formada por un relevador de comparaci6n de fases (87-C) y un canal de onda portadora que protege la lfnea, incluido el
interruptor. El relevador, en caso de falla, ordena disparo sobre el interruptor (52).
Esta protecci6n se usa para U
n
w w a longitudes superiores a 20 km, o menores,
si la utiliaci6n del hilopiloto no es confiable. El disparo de 10s interruptores localizados en ambos extremos de la Unea debe ser simultheo. La protecci6n de respaldo
esth formada por tres relevadares direccionales, con unidades de tiempo inverso,
con bobina ajustable entre 4 y 16 A, e instanthea, que operan para fallas entrefa-
/7zk2
CAPACITOR
~NEA
DE'BS kV
FIG. 7-23 Diagrama de pmlecci6n de una llnea da 85 kV (onda portadora)
ses, y un relwador (67-N)que opera +on fallas de f a x a tierra con las mismas dos
unidades, per0 lade tiempo inverso con b o b i i ajustable entre 0.5 y 2 A. Todos 10s
relwadores tienen polarizaci6n de potencial y corriente.
El tercer mCtodo se usa cuando la comparaci6n de fases no es afectada por la
inducci6n; bajo esta circumancia se usa la eombinaci6n de f a x y direccional. La
direccional para fallas entre fases y la de f a x para fallas de fase a tierra.
Los transformadores de potencia se pucden proteger por cualquiera de las protecciones siguientes:
1. Diferencial
2. Sobrmrriente
3. Trafoscopio (gas)
4. Tanque a tierra
1. La protea36n diferend se utiliza en 10s baneos como protea36n primaria,
con una protecfi6n de rcspaldo que pucde ser de sobrecorriente de dos fases
y de sobrecorriente a tierra, o bien, una protecci6n de gas (trafoseopio).
2. La de sobrecorriente se utilii como protmi6n de respaldo para fallas externas.
Los relevadores son del tipo de sobrecorriente instantho y de tiempo inverso (50/5 1).
Cuando el neutro del banco se cona tierra, en forma dirccta o a travh
de una inductanaa, se usa una protmi6n de sobrecorriente de tima, de tipo directional (674). wmo complemento a la de respaldo de fase.
3. La protccci6n degas se utilii en algunos pafscs como protccci6n primaria,
con una protecci6n de rcspaldo de tanque a tierra, que se explica a wntinuaci6n. Esta wmbinaci6n s muy sencilla y barata.
4. La protcod6n de tanque a tima se utiliza como protecd6n de respaldo de
bancos de transformadores de hasta 300 MVA. Estos transformadores tienen el tanque consewador sobre una estructura apanc o bien sobre el muro
divisorio entre transfonnadores. El tanque wmervador esta aislado dCcrricammte del rest0 del tanque del transformador, por mcdio de un empaque
aislante situado en el acoplamiento del tubo de accite y esta wnectado diuectamente a tierra. En cambio, el tanque del banco tiene la base aislada de
tierra y s61o hace wntacto con tierra a travh de un cable de cobre que pasa
a travh de un transformador de wrriente, antes de ser wnectado firmemente a tierra, como se muestra en la Figura 7-24.
a
A
A
A
TRANSMRMAWR
P
P
I
AISWRES
f
FIG. 7-24 Diagrama de proteccl6n de langue a tierra
El secundario dei transformador de corriente se conecta a un relevador de sobrecomente (50) de tierra, de tipo instananeo, que ordena el disparo de los interruptores de 10s circuitos que inciden sobre el transformador, en caso de falla del
mismo.
Como ejemplo de las t r s primeras protmiones, a continuacibn se muestra el
diagrama esquedtico de unbanw de transformadores de 30 MVA 85/23 kV, con
arreglo de barn partida en 85 kV, y de anillo en 23 kV.
En la Figura 7-3 se muestra como protccci6n primaria, una protsci6n diferencial de banco, que protege el propio banco y 10s intemptores (52). del banco, de
10s dos alimentadores de 23 kV y del banco de capacitores; todo esto a travh del
relevador auxiliar 86-X que ordena la apertura de 10s mencionados intemptores y
el cual tambib ea alimentado por la protccci6n de sobrecorriente de fase y tierra
(51). El rcspaldo esti formado por la protecci6n de sobrecorriente temporizada, con
la sellal tomada despub del intermptor del banco y la de sobrecorriente de tierra
dcl banco. Ambas d e s alimentan el relevador auxiliar 86-R que ordena la apertura del intermptor del banco y de 10s dos alimentadores de 23 kV.
Una ~egundaprotecci6n de respaldo es la del trafoscopio (Buchholtz)que actua
sobre cl relevador auxiliar 86-63, el que a su vu ordena disparar el intemptor del
banco, cl dd banco de capacitores y 10s dos alimentadores de 23 kV.
Los relevadores comprendidos en estas protecciones, son 10s siguientes:
La protccci6n primaria a t 4 formada por 3 relevadores diferenciales (87-T) con
tres bobinas de restricci6n y supresi6n daam6nicas, que protege0 cualquia tipo de
falla dentro de la zona de 10s transformadores de corriente que energizan la diferencial.
La protccci6n de respaldo estii formada por 10s siguientes relevadores:
Dos unidades de sobrecorriente (51) con unidad de tiempo inverso, de 4 a 16
A, y unidad instantinea, de las cuales la instantinea se utiliza para protecci6n
del banco y la de tiempo para 10s alimentadores.
Una unidad i p a l a la anterior (51-T), pero la unidad de tiempo inverso es de
0.5 a 2 A y opera para protecci6n de fise a tierra, tanto del banco como de 10s
alimentadores de 23 kV.
Una unidad de sobrecorriente (51-N) igual a la liltima anterior, que se utiliza
para protcger fallas de f a x a tierra, en el lado de 85 kV del banco de transformadores.
Un relCvador de gas (trafoscopio) (63) que protege al banco para fallas entre
espiras o a tierra.
Finalmente, se utilizan 3 relevadores auxiliares de disparo (86-X), (86-R) y (8663) de reposici6n manual, que sirven como auxiliares de disparo de las protecciones
primarias y de respaldo.
7.9.3
Bures colectorns o buses
La protccci6n de bum es una protecci6n de tipo diferencial; de tal manera que,
mientras la energla que entra a 10s buses es igual a la que sale, la protecci6n no opera. En caw de un cortocimuito dentro de la zona de buses, la energia que entra a1
PROTECC16N, RELEVADORES Y DIAORAMAS
393
Area de falla es mayor que la que sale y, por lo tanto, opera la proteccibn desconectando todos 10s interruptores que alimentan 10s buses.
Esta protecci6n se aplica en sistemas de barras con tensiones superiores a 85 kV,
y no hay restricci6n en aceptar TC de diferente relaci6n de transformaci6n. dado
que la proteccibn acepta el uso de TC de corriente auxiliares, que ajustan las corrientes secundarias.
El esquema diferencial usado en 10s diferentes arreglos es de alta velocidad de
operacibn, con un sistema de estabiliacibn que limita las falsas operaciones contra
fdlas externas. Las falsas operaciones se pueden deber a errores de relaci6n en 10s
TC dc 10s diferentes circuitos.
Esta protecci6n se puede aplicar a sistemas de buses de barra sencilla o de barra
seccionada, a travts de un interruptor de seccionalizaci6n. El principio de esta protecci6n es establecer un circuito en que se suman vectorialmente las corrientes de todos 10s circuitos que inciden en el bus considerado. La suma vectorial se pasa a
travts de un circuito rectificador de tipo puente, cuya salida de corriente directa se
aplica a un relevador direcciond de bobina m6vil. Cuando las condiciones son normales, en la zona de buses la suma de todas las corrientes que entran a 10s buses
es igual a la suma de todas las corrientes que sden de 10s mismos. 0 sea, la suma
algebraica de [as corrientes que inciden en el bus es cero y por lo tanto no opera la
protecci6n.
En el caso de fallas externas, cercanas a la S.E. que originan 10s cortocircuitos
mds elevados, 10s transformadores de corriente presentan errores de transformaci6n
que pueden originar que la suma de las corrientes pueda aparentar un valor diferente
de cero y de magnitud relativamente grande, que opera la proteccibn. Para evitar
esta posibilidad, la protecci6n suma las corrientes de cada circuito, rectificadas individualmente y las afecta de un factor Uamado de estabilizaci6n. Esta sunra estabilizada se aplica a1 relevador diferencial en oposici6n a la magnitud sin estabilizar. El
factor de estabilizaci6n e se puede definir como el error~permitido,en por ciento o
por unidad, de la corriente diferencial obtenida como resultado de la suma de lad
corrientes rectificadas de todos 10s circuitos que inciden en el bus por proteger. 0
sea, la corriente aplicada I, al relevador diferencial, se puede indicar por la expresi6n:
I, = XI-eXI
En la Figura 7-25 se indica el arreglo en forma esquemdtica de 10s diferentes
relevadores de una protecci6n diferencial de buses.
Las bobinas de disparo D-52ordenan abrir a cada uno de 10s interruptores (52)
y reciben la energia a travts del bus de disparo, que se energiza al cerrar el contact0
A, que a su vez es operado por la bobina A , que se energiza como resultado de un
desbalanceo de la protecci6n diferencid, al ocurrir una falla en las barras.
A continuaci6n se muestra el ejemplo de la Figura 7-26, en donde se presenta
el diagrarna esquem6tico de protecci6n de buses, para un caso de intamptor y medio, con tres m6dulos.
BUS PROTEGIDO
FIQ. 7-26 -ranla
medlo
de proteccldn diferenclal de buses, para el caso de interruptor y
3%
PROTECCI~N.RELEVADORES Y DIAGRAMAS
7.9.4
Protecd6n d e respaldo local contra falla d e i n t e m p t o r
Esta protecci6n se utilua w m o refuerzo de la protecci6n de respaldo, para el caso
en que una falla se localice en uno de 10s interruptores de la subestaci6n. Para eliminar la falla, esta protecd6n debe actuar sobre todos 10s intemptores perimetrales,
aislando la zona donde se presenta el cortocircuito. Si el interruptor es el remate de
una linea o cable, en la subestaci6n considerada, la protecci6n de respaldo local debe
mandar orden de disparo sobre 10s interruptores de las subestaciones remotas que
alimentan el cortocircuito en cuesti6n.
Para tener una idea breve de c6mo opera esta protecci6n, se debe disponer de:
Un detector que indique cud y c u b d o un interruptor ha fallado; para ello, el
diagrama de respaldo local incluye un relevador de tiempo (62) que se debe energizar
simult&neamente con la orden de apertura enviada al circuito de disparo del intermptor bloqueado, a travks de un dispositivo awiliar que arranca el circuito de respaldo local.
Un dispositivo que sirve para reestablecer el detector cuando el interruptor en
cuesti6n ha operado correctamente, y que wnsiste en un relevador de wrriente
. inst a n k a (50).que actlia como detector para verifca~si la falla ha sido o no eluiunada.
El tiempo de interrupci6p total, puede ser del orden de 12 a 15 ciclos, con relevadores electromagnkticos.
Como resumen de lo anterior. en la Finura 7-27a se muestra el circuit0 l6gico
simplificado de la protecci6n de ripaldo lo& y en la Figura 7-27b se observauna
secuencia grifica de 10s tiempos asociados a la operaci6n de la protecci6n total. Finalmente la Figura 7-27c muestra el diagrama esquemitiw de protecci6n de respaldo local contra falla de interruptor, para un arreglo de intemptor y medio. Los
relevadores 50-1.2 y E tienen cada uno un elemento instantanm de wmente y otro
de tiempo inverso, con bobina de comente de 2 a 8 A, 10s dos relevadores de f a x ,
y de 0.5 a 2 A el de fase a tierra.
.
7.9.5
Alimentadores d e distdbuci6n
La protecci6n de 10s circuitos alimentadores de distribuci6n se representa por un
diagrama esquemitico, fonnado por dos relevadores de sobrecomente de fase y un
relevador de sobrecorriente de fase neutro, con elementos instantineo y de tiempo
inverso, coordinados con 10s fusibles de 16s transformadores de distribuci6n. que se
instalan a lo largo del alimentador considerado.
Los alimentadores de distribucibn pueden tener salida con cable subterrineo en
zonas densamente pobladas o con linea &ea en zonas poco pobladas o cuando se
requiere hacer la instalaci6n m8s ewn6mica.
En el caso de usar linea akrea y debido a una mayor posibiidad de fallas que
en un circuito con cable conviene usar un relevador de recierre (79).
En una linea akrea, aproximadamente un 90% de las fallas son de tipo fugaz,
mientras que en un cable es raro que ocurra una falla, pero una vez iniciada ksta,
>
S O B ~ I E N T E
50
7
N
IC
I KI
DE LA OPERAC~MUS
PROTECCIONES
PRINCIPAL Y DE
RESPALDO DEL
ELEMEMO ASOCUDO AL INERRUPTOR.
-
DISPOEUTIVO
DE INICUCH%
E ,LER
DO LOCAL
j
-
COMPUERTA Y
+
RELEVADOR
M TlEMPO
ez
MMm M
APERllJRA DE
I N I C ~ ~ m INTERRUP.
A *UXIUARDE
3
DWARO
-
AL ClRCUlTO DE
DISPAW E L
INTERRUPTOR
FIG. 7-27(a)Circuito ldgico de protecci6n de respaldo local
$
8
TlEMPO TOTAL DE INTERRUPCI&~ DE
J'NAF-_._
%+
,P
,O
M LA ~ E M P OM INTERRUPCSTIEMPO DE R E S T ~
?LEClMlMTo
MARQEN DE UUSTE
PRoTECU~N ,EL INTERRUPTOR
,
"DEL 60
'PRIMARIA
Q
E
W
n
2
zF c
...
-.
T4EMPO DEC,
g 5 *DISPOSITIVOIINICIAC~N
8 8, M
DELRESPALDO
8.5
4
FZP
LOCAL
-
T~EMPODE MUSE
DEL RELEVADOR 62
..
.*
'TIEMPO DE APERTU- 2
-.AUXILIAR DE
INICUCION M RA M LOS INTERRUP.
DISPARO
T O E S M RES
PALDo
TlEMPO TOTAL DE INTERRUPCI~NPOR FALLA M INERRUPTOR DE 12 A 15 ClCLOS
FIG. 7-27(b) Tiernpo de operaci6n de 10s diferentes pasos de la proteccibn
>
PROTECCI~N.RELEVADORES Y DIAGRAMAS
BARRAS A
I
r----------->
--- - -- - - - -
v 0
I
I
I
!
I
i
I. .
3- -- - - - -- \
- ------
/
AL~~MLAD~FERENCULDE
BARRAS A
SENAL M OPERAC16N DE US PRO
TECaONES DEL CTO. 1 Y BARRAS A
F ) MSPARO DE INTERRUPTORES DEL
CIRCUIT0 1 Y BIRRAS A
*----I
(
j
I
SENAL M OPERAC6N DE US PRO
TECCWES M LOS amuros 1 Y 2
DISPARO DE INTERRUPTORES DEL
EXTREMO WAN0 DEL URCUWO 2
AL 80 DE LA DIFERENCIAL DE
BARRAS B
397
+I %
FIG. 7-28 Dlagrama de pmtecci6n para alimentadw. Arreglo de doble barra
se considera f d a definitiva, que no debe ser realiientada por el uso de un relevador
de recierre ya que esto destruirla el cable. De aqul, que nunca se deban instalar dispositives de recierre en las instalaciones electricas alimentadas por cable.
El recierre opera en la forma siguiente: al ocurrir una falla en un alimentador.
opera la protecci6n wrrespondiente y abre el interruptor. Inmediato a la apertura,
el relevador dc recierre envia al interruptor nueva orden de cierre; si la falla persiste,
vuelve a disparar el intermptor, el relevador vuelve a ordenar el segundo cierre, pero
ahorr con un retraso de tiempo ajunado previamente para dar tiempo a la falla a
que -.e despcje completamente. Finalmente estos relevadors efectdan un tercer intento de reciem w n un tetraso adn mayor, yen caso de persistir la falla el circuito
de cierre del intermptor, queda bloqueado hasta que el personal de mantenimiento
despeje f k i m e n t e la f d a .
En la Figura 7-28 se muestra la protecci6n para un circuito de distribuci6n con
arreglo de barra dobk, en 23 kV. Los relevadores 51 son dos unidades de fase con
una unidad instanthea y otra de tiempo inverso con bobina de 4-16 A, y otra unidad igual a la anterior de fase a tierra, pero con bobina de 0.5 a 2 A. El relevador
79 es una unidad de recierre, que se usa en circuitos aereos.
Si en un sistema, durante las horas de carga pico, se desconecta un grupo de
unidades generadoras por causas de alguna anormalidad, el resto del sistema tratarzi
de aguantar la sobrecarga, pero si esta es excesiva, entonces empezarzi a descender
la frecuencia. Para evitar que lo anterior llegue a deswneetar el sistema, a 10s alimentadores de las subestaciones se les aaade una protecci6n de relevadores de baja
frccuencia (81) queoperan en tres pasos, recibiendo la seW de 10s transformadores
de potencial de 1 ~ barras
s
principales de La subestaci6n.
Los escalones de frecuencia a que se acostumbra ajustar el relevador son:
PROTECCdN. RELEVADORES Y DIAGRAMAS
399
Primer escaldn. 59.6 Hz. A1 llegar la frecuencia a este valor disparan 10s alimentadores de zonas residenciales.
Segundo escaldn. 59.4 Hz.En este punto disparan 10s alimentadores de wnas
industriales.
Tercer escaldn. 59 Hz.Si el sistema no se ha recuperado y la frecuencia sigue
descendiendo, entonces se elimina el resto de 10s alimentadores.
En 10s banws de transformadores que alimentan circuitos de distribuci6n. se utilizan bancos de capacitores para compensar las cargas inductivas del sistema. Para
transformadores de 60 MVA 230123 kV, se acostumbra usar un banw de capacitqres de 10 MVAR, repartidos en dos circuitos en estreUa de 5 MVAR cada uno, w n
sus neutros separados y aislados de tierra, de acuerdo con lo indicado en el capitulo
dos. Las dos cstreUas estlln conectadas en paralelo a travb de un mismo intermptor.
La protecci6n del banw de capacitores esth formada por relevadores semejantes a 10s utilizados en el caso anterior, o sea, dos de sobrecomente (51) de fase y
un tercero de sobrecorriente (51-N)de fase a tierra, que protegen el banco con el
intermptor incluido, coma se muestra en el diagrama de la Figura 7.29.
Cada capacitor esth protegido por un fusible del tipo de expulsi6n. que proporciona el fabricante de 10s capacitores y que deben operar antes que la protecci6n de
sobrecarga.
En la prhctica, a lo largo de la vida de la instalaci6n,los fusibles van fallando,
ocasionando condiciones de desbalanceo de tensi6n entre fases, que a su vez provocan sobretensiones en alguna de las fases.
t200:SA
VARM
FIG. 7-29 Magrama de protecci6n para banw de capacitor-.
Aneglo de doble barra
Para evitar lo anterior, conviene instalar un detector de tensi6n entre el neutro
de cada estrella, que opera cuando ocwre un desbalanceo.
7.9.7
Bancos d e tierra
v -a z.5o.z ;P%. 68)
Se utilizan en s u b h c i o n e s que estiin alimentadas por el lado de la delta de un banco de transformadores yen cuvo caso un cortocircuito de fase a tierra no seria detec0 de redereso Dara la corriente de falla. Por lo tanto no hay
corriente de tierra y el sistema sigue operando, produciCndose sobretensiones en las
dos f a s a normala.
Para evitar que no haya corriente de tierra y, por lo tanto, que no operen 10s
interruptores correspondientes. se instala un m i n o extra de circulaci6n de corrientc que se obtiene conectando un transformador especial, que se llama banco de
_tiam;por el neutro del cual circula la corriente de tierra sue, en esta forma. sf ouede
detectarsa wr medio de un relevador adecuado. cuando ae orodwcan fallas aiierra
en el ladode la delta.
Los bancos de tierra deben estar conectados diuectamente a 10s buses, sin elementos de desconuri6n intermedios y pueden ser de dos tipos:
--
Como se muestra en la Figwa 7-30, este banco se conecta directamente a las barras
dc 85 kV.
Como se puede O ~ S ~ N en
U el diagrama, hay una combinaci6n de tres protecciones:
+
FIG. 7-30 Diagrama de protecci6n para banco de tierra con conexi611 zigzag
1. Protecci6n primaria de sobrmmente aliientada por un grupo de transformadores de corriente wnectados en delta, que hace que La protecci6n sea
sensible alas componentes de secuencia positiva y negativa, para No se uti
l i tres relevadores (51)con unidad instanthnea, y unidad de t b p o in:
verso con bobina ajustable de 0.5 a 2 A.
\
2. Protecci6n de respaldo del banco de tierra, conectado a un transformador
de comente w n relaci6n de 600: 5 A. instalado en el neutro del banco de
tierra y que protege el sistema de 85 kV contra fallas a tierra. La bobina
del relevador es de 4 a 16 A.
3. El banco de tierra debe estar amparado a su vez por la protecci6n de barras
(87-B)ya que se encuentra dlidamente conectado a Cstas.
Esta conexi6n se muestra en la Figura 7-31,donde se utiliza un transformador estrella con neutro a tierra del lado de 85 kV.
Se utiliza el mismo diagrama que en el caso anterior. con la lInica diferencia
de aRadir un circuit0 con un relevador de tensi6n instantanea (64) tornado de la delta
del banco, a travks de tres transformadores de potential, con relacidn 120: 1 V, conectados en estrella y con el neutro a tierra, que detectan cualquier falla de aislamiento en el Area de 23 kV.
FIG. 7-31 Diagrama de pfotecci6n para banco de tierra con conex1611estrella-delta
1.10 COMPARACI~NENTRE LOS RELEVADORES
CONVENCIONALES Y LOS ELECTR~NICOS
Existen diferentes factores que influyen en la decisi6n de utilizar relevadores de tipo
convencional o de tipo estitico. Entre estos factores se pueden considerar 10s si1. Mayor prccisi6n y velocidad en la protecci6n
2. Caracteristicas especiales en la protecci6n
3. Confiabilidad y costo de 10s relevadores
1. La operaci6n con relevadores de estado dlido alcanza velocidades de hasta
8 milisegundos, lo que reduce el tiempo del disturbio y mejora la estabilidad
d d sinema.
Este tipo de protecci6n conviene utilizarse en lineas de muy alta tensi6n (730
kV) en donde el tiempo de operaci6n del relevador es pricticamente indepcndiente
de la distancia entre kste y la falla, como se observa en la grkfica de la Figura 7-32.
Para lineas de distribuci6n,los relevadores se escogen deliberadamente m& lentos y de tiempo inverso, para cwrdinar la protecci6n a lo largo del alimentador, desde el transformador hasta el ultimo punto de la linea.
En la grAfica se obsewa que 10s relevadores convencionales son ripidos para
fallas pr6xima.s a la subestaci6n y lentos para las lejanas. En cambio, 10s relevadores
FIQ. 7-32 Tiempos de operaci6n con relevadores asteticos y convencionales
PROTECCI6N. RELEVADORES Y DIAGRAMAS
403
de estado s6lid0, practicamente tienen la misma velocidad, hasta el 75% de la longitud de la Unea.
Un caso en que se aprovecha la alta prccisi6n puede set m 10s relevadores de
frecuencia de estado s6lid0, que se utilizan para eliminar las cargas no esenciales de
una subestaci6n. en el caso de pkrdida en la generaci6n, para que el sistema no se
salga de sincronismo. Estos relevadores (81) son del orden de cinco veces mhs precisos y estables que sus equivalentes convencionales.
Un caso en que se aprovecha la alta velocidad del estado s6lido puede ser en
10s relevadores de protecci6n diferencial(87) de buses, en el que se requiere maxima
velocidad de respuesta, pudiendo opera una falla en medio ciclo contra un tiempo
que varta entre 1 y 6 ciclos en el caso convencional; dependiendo este dtimo tiempo
de la intensidad de la falla.
2. Respecto a las caracteristicas especiales se puede indicar que a medida que
10s sistemas han crecido en capacidad y tcnsi6n, las protccciones se ban ido
complicando tanto en su 16gica como en la cantidad y calidad de sus componentes.
Hay sistemas que por un lado tienen ltneas cortas, densamente cargadas y con
varios circuitos en paralelo; por otro lado tienen lineas muy largas que ligan centros
de alta capacidad de generaci6n con centros de alta densidad de consumo. Por ello
10s sistemas de alta capacidad de carga y beas cortas requieren desarrollar protecciones que puedan distinguir entrc altas corrimtes de w g a y las corrientes de falla
con altas impedancias, que pueden llegar a ser de la misma magnitud. Para esto se
pueden usar relevadores de comparaci6n de fases que forman una proteccibn diferencial a trav.5 de un circuito de cornunicacibn, que compara la wrriente de entrada
a una ltnea con la de saiida en el otro extremo.
En cambio, en 10s sistemas con ltneas muy largas, que suelen usar induaancias
en derivacibn para wmpensar la capacitancia de la Unea y por lo tanto las sobretensiones cuando hay baja corriente, se necesita cierto tipo de relevadores con caractedsticas especiales que requieren poco tiempo de r~posici6n(reset). Puede ser el caso
del tiempo de recierre de una hea, cuando el relevador convencional empieza a operar, entonces el disco empieza a cerrar, si antes del disparo cesa la corrimte. La inercia hace que el disco tarde cierto ticmpo en regresar, para empezar a continuaci6n
con el siguiente impulso. En cambio, en el tipo electrdnico no existe la inercia
mecbica y el control de 10s pulsos es mucho mhs preciso.
3. A niveles de confiabiidad y duraci6n iguales, en 10s dos sistemas convencional y electr6nico. se puede afumar que el costo del relevador estatico es mayor.
El aumento de costo en 10s relevadores estaticos radica en 10s siguientes puntos:
Fuente de poder. Es una fuente de corriente diuecta con regulador de tensi6n
que hace autosuficiente la alimentaci6n de energfa. Esta alimentaci6n es un disposi-
tivo grande que se alimenta dela bateria de la aubestaci6n. Debe ser confiable y operar dentro de 10s limits de tensi6n de la bateria.
Filtros contra fra~iforios. Forman parte del circuito de proteccibn del relevador que lo protegen contra dailos o falsa operacibn del mismo. Estas protecciones
son fdtros para frecuencias del orden de 100 kHz, y que adem& no deben saturarse
para corrientes pico de varios cientos de amperes. Los fdtros deben ser confiables
y no alterar las wacteristicas de operaci6n del relevador.
7.11 INTERFERENCIAS ELECTROMACN~?TICASEN LOS
RELEVADORES ESTATICOS
En 10s relevadores estAticos, por ser un circuito electrbnico, se presentan interferencias provocadas, por la apertura y cierre de interruptores de potencia, descargas atmosfCricas, operaci6n de radiotransmisores portktiles, etktera. Estas interferencias
se deben a la serie de fen6menos comentados en el inciso de cables de control.
Aunque es imposible prever el tipo de transitorio que afecte un relevador, se
pueden conectar ciertos elementos que descarguen la energia del transitorio antes de
que Csta dafle el equipo de proteccibn o efectde falsas operaciones de la proteccibn.
Para la proteccibn contra transitorios de alta frecuencia se debe conectar un capacitor de 0.2 o 0.3 microfarad entre las terminales del equipo por proteger, con sus
puntas lo d s wrtas posible, de manera que pueda puentear la seKal daitina.
Con respecto a las inttrferencias radiales, es un problana que se puede presentar en cualquier circuito electrbnico, que en el oaso particular de protecciones en subestaciones, se ha obsewado que afecta sobre todo en las bandas de muy alta y de
ultra alta frecuencia, o sea entre 20 y 40 megahertz, que incluye la llamada banda
de ciudadanos (CB) o sea 10s Uamados en inglb Walkies-Talkies asi w m o 10s vehiculos con radiotelbfono, que se usan mucho entre el personal de operacibn, mantenimiento y wnstmccibn de las cornpaatas elktricas.
Para eliminar en lo posible el efecto de la radiointerferencia, 10s fabricantes de
relevadores de estado sblido suelen rodear el relevador con una caja metaica (blindaje) a manera de jaula de Faraday, pero debido a la entrada de 10s cables, no es
100% segura como blindaje, por lo que a fin de cuentas lo que m& protege contra
la radiointerferencia es conectar filtros a la entrada de 10s cables de protecci611, y
que Cstos sean de t i p coaxial o bien con pantalla, que se conecta a tierra en el lugar
de llegada del relevador.
Se entiende por medici6n de un sistema elkctrico, y en particular de una subestaci6n.
a la operaci6n de un conjunto de diferentes aparatos conectados a 10s secundarios
de 10s transfonnadores de instrument05 de corriente y potencial, que miden las magnitudes de 10s diferentes parhetros eleetricos de las instalaciones de alta y baja tensi6n. asi como de 10s dispositivos auxiliares de la subestaci6n de que se trate.
Los aparatos de medici6n se colocan sobre 10s tableros, ya sea en forma sobrepuesta o embutidos en la superficie.
8.2 MAGNITUDES EL~CTRICAS
En una subestaci6n es necesario conocer las siguientes magnitudes elktricas:
1. Corriente
2. Tensi6n
3. Frecuencia
4. Factor de potencia
5. Potencias activa y reactiva
6. Energia
406
DLSEM DE SUBESTACIONES EaCTRICAS
TABLA 8-1 Tipo dc medic611segb el aparato
- ELEMENTO
LIllcu infernu dd ristcma
VM FM AM WM VARM WHRM VARHM
X
Lincu & in-60
a w e sistemss
Tmmfonuadorca de r u h m i s i 6 n
Tnnrfomudora de Uribuci6n
Alimeuudorea
h u
Cknmdora
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
SmidDs a pninrlarrr, a plta tend611
X
X
X
Para conocer las magnitudes arriha descritas, se utilizan 10s siguientes aparatos
que pueden ser de lectuia directa o de tipo graficador, segCln se repuiera:
1. Amptrmetros
2. V6ltmetros
3. Frecucndmetros
4. Medidores de factor de potencia
5. Wdttmetros y v&metros
6. Watthorimetros y varhorimetros
La seleccibn de la medici6n para cads elemento de la instalaci6n se hace en
funci6n de cada aparato, cumpliCndose en general con lo indicado en la Tabla 8-1.
Sin intentar lo que seria un curso especializado de metrologia y s61o como recordatorio, se describe brevemente la forma como esthn construidos 10s principales aparatos:
Son aparatos que se utilizan para medir la intensidad de corriente que circula por
las lineas, cables, bancos de tramformadores, alimentadorcs, etc.
Pueden scr de tipo eloctromagn6tiw, eloctrodinhiw o digital. Los dos primeros sc basan en el principio de repulsi6n de dos imanes de igual polaridad, y el tercero u t i h un circuit0 electr6nico y en lugar de escala utilizan nClmeros luminosos
formados por diodos emisores de luz. Los dos primeros, fisicamente estan formados
por dos sypnmtos de hierro, acomodados wndntricamente respecto a una bobina
de baja resistencia, por la que circula la corriente que se trata de medir. Un segment0
es fijo y el otro m6vil y va unido a la aguja indicadora, que se mueve por la repulsi6n
de 10s dos segmentos, produciendo un par motor que hace girar el eje del sistema,
hasta entrar en equilibrio con el par resistente que lo compensa, este t i l t h provocado por un resorte en spiral.
Las escalas tienen una graduaci6n casi uniforme en la parte central, y dejan de
ser uniformes en sus dos extremos.
Los aparatos electromagnkticos son m h econ6micos que 10s otros; pueden utilizarse en corriente directa o alterna, aunque para evitar ligeros errores de lectura.
conviene adquirirlos para el tipo de corriente adecuado. Estos aparatos se llegan a
utilitar para medir hasta 300 A. Para valores de corriente supenores se utiliin 10s
aparatos de 5 A, pero con transformador de corriente.
Los ampkrmetros especiales para corriente directa funcionan de la siguiente manera; al circular la corriente por medir, a travb de la bobha del aparato, provoca
un c a m p magnetic0 que reacciona con el campo del imkn permanate que la rodea.
En este tip0 las escalas e s t h divididas en partes uniformes y pueden medir hasta 50 A. Para valores mayores se usan con un derivador exterior (shunt).
En conexiones trifksicas debe conectarse un ampkrmetro por fase. En caso de
existir la seguridad de que las cargas son balanceadas, se puede usar un solo aparato
en cualquiera de las fases. Cuando las instalaciones son grandes, se acostumbra usar
un solo amperimetro por circuit0 trifhico, efectukndose las lecturas de cada fase
a traves de un conmutador de ampkrmetro de tres vlas.
Son aparatos que se utilizan para medir la tensi6n en volts, de 10s difercntes circuitos
de una instalacibn.
Son del mismo tip0 que 10s amp6rmetros, con la unica diferencia que la bobina
debe ser de muy alta resistencia y estk formada por un ndmero muy grande de espiras de alambre muy delgado.
Las escalas, como en el caso anterior, se estreshan en 10s extremos y son uniformes en todo el centro de las mismas. Los v6ltmetros se pueden utiliir para medir
directamente hasta 800 V. Para magnitudes mayores sus bobinas son de I10 V y la
medici6n se efectua a travb de un transformador de potencial, con secundario de
110 v.
En 10s circuitos trifksicos se acostumbra usar un solo v6ltmetr0, que pot medio
de un conmutador de tres vias permite leer las tensiones entre cada par de fases de
la instalaci6n.
8.3.3 Frecuencimetros
Son aparatos que se usan para medir la frecuencia, en hertz, de la energia que se
recibe en las barras de mayor tensi6n de la subestaci6n de que se trate, y reciben
la alimentaci6n a 110 V, proveniente de 10s transformadores de potential, de 10s buses principales.
Estos aparatos pueden ser de dos tipos:
De lengiietas vibrantes
De aguja
El tip0 de lengiieta o tip0 elenromecanico estd formado por 21 pequeAas laminillas y cada una vibra a su frecuencia natural, propia e invariable, de tal manera
que cubran las gamas de 45 a 55 Hz, o de 55 a 65 Hz, segun sea la frecuencia del
sistema.
El aparato en si, es un dispositivo que a1 someterse a una tensi6n de corriente
alterna produce vibraci6n en la lengiieta, cuya frecuencia natural coincide con la frecuencia de la seaal de tensi6n.
La operacibn es como sigue: al aplicar la seRal de frecuencia todas las laminillas
reciben el mismo impulso magnetic0 de acuerdo con la frecuencia del sistema y s61o
vibra con maxima amplitud la lengiieta que rsuena mecanicamente con la frecuencia magnetics, y cuya parte blanca, en que remata la limina, produce una imagen
a m p l i y visible a cierta distancia. Las lengiietas vecinas empiezan a vibrar tambih
a partir de la principal, que es la que sefiala la frecuencia, pero lo hacen progresivamente y con menores amplitudes.
El tipo de aguja o conventional es m6.s caro, pero permite obtener una lectura
con mayor precisi6n. Usa una bobina del tipo del v6ltmetr0, ya que su conexi6n es
entre fases. El aparato esti formado por dos ntickos, en el circuito de uno de ellos
hay una resistencia por la que circula una corriente que va a ser independiente de
la frecuencia. El otro nucleo del circuito es de tipo reactivo, y su corriente varia mucho con la frecuencia. Los dos flujos acttian sobre un disco de aluminio montado
excentricamente, que gira hasta obtener el estado de equilibrio por igualdad de 10s
dos pares matrices.
8.3.4 Medidores de factor de poteneia
Son aparatos que sirven para medir el factor de potencia; llevan una bobina de tensibn y otra de corriente; la desviaci6n de la aguja es proporcional al hngulo de fase,
y como Las lecturas de La escala no se refieren a 10s hgulos sino al coseno de eUos,
la eseala de lecturas no es uniforme, siendo las divisiones menores a medida quedisminuye el coseno del dngulo de fase.
Los medidores de factor de potencia suelen tener en su escala dos sentidos a
partir de cos 6 = 1, en que la aguja estd en el centro. Hacia la derecha se mide el
adelanto de fase y hacia la izquierda se mide el atraso.
-
MEDIC16N
+ - - -!
I
I-
FASE
- ---1
409
, SIMBOLOS
4
I
BOBlNA OE
CORRIENTE
BOBINA OE
I
I
I
!
CARQA
TENSION
I
NEUTRO
I
L- - -
- ---A
I
WATTMETRO
flG. 8-1
8.3.5
D~agramaelemental de un wanmetro monofAsico
Whttmetros
La medicibn de la potencia se efect6a por medio de aparatos del tipo electrodinhico, formados por dos bobinas, una de corriente conectada en serie y la otra de
tensi6n conectada en paralelo, como se muestra en la Figura 8.1 sobre la medicibn
monofhica.
La cardtula mide directamente la potencia real en watts, de acuerdo con la
expresibn V.I. cos
En este aparato, Uamado wdttmetro, el campo magnetic0 creado por la bobina
fija, la de corriente, reacciona con el campo creado por la bobina mbvil, la de tensi6n. sobre la cud estd fijada la aguja indicadora.
Para la medicibn trifhsica se pueden utilizar dos wdttmetros monof&sicos, como
se muestra en la Figura 8-2, con sus discos conectados a un mismo eje, debido a lo
cual 10s pares de cada disco se suman algebraicamente y la lectura resultante es la
magnitud de la potencia total. En instalaciones con tres fasa y neutro (4 hilos) se
usan tres wdttmetros monofaFicos cuyos discos se construyen sobre un mismo eje,
de tal manera que la lectura obtenida es la suma algebraica de 10s tres aparatos, o
sea la potencia total de la instalacibn. Sus conexiones se muestran en la Figura 8-3.
+.
r---------1
1
I
-
I
.
CARQA
2
Y
WAl-rMETRO
flG. 8-2 Diagrama elemental de un wanmetro trithsico (3 hllos)
L
----------J
WATTMETRO
FlQ. 8-3 Diagrarna elemental de un wAnmetro trifbico (4 hilos)
A d e d s de 10s aparatos indicadorcsexisten tmbikn 10s registradorcs, que tienen un roll0 de papel movido por an mecmismo elktrico. El papel es grabado por
una aguja con tinta que setlala la magnitud instantha de la potencia, en watts
0 kW.
Las bobinas de 10s wittmetros son las de corriente para SA y las de tensi6n para
110 V, mismas que se alimentan a travks de 10s secundarios de 10s transformadores
de medicitin.
Son aparatos semejmtes a 10s wtittmetros, con la diferencia de que miden la potencia reacliva de una iactalaci6n. la cud se expresa en volt-amperes-rcactivos (VAR).
Cuando se conoccn 10s valorcj de las potencias activa (PJ y r d v a (P,) se puede
calcular la magnitud del factor de potencia, por medio de la f6rmula:
Son aparatos que integran la energia real consumida por la instalaci6n elktrica. Se
basan e n d princiiio del motor de inducci6n, y esuln constituidos en su pane principal, por dos bobinas montadas sobre un nlicleo magnttico, una de ellas estA en serie
con la corriente de la htalaci6n y La otra s t 8 en paralelo con 10s dos conductores
del circuito. El flujo resultante, debido a las corrientes de las bobinas, actlia sobre
el disco de aluminio,en el que produce un par motor que es proportional a la intensidad del campo resultante y al sen0 del Angulo formado por 10s campos de las dos
bobinas.
Lo anterior se pucde expresar por:
a = K, V I m 9
donde:
K, = Constante del aparato
V = Tensi6n cntre terminales
I = Comente que circula por el conductor
a = Par motor
9 = h g d o de fasc
Lo cud dicho en otra forma indica que el par motor a proportional a la potencia de la instalaci6n, cuya encrgia sc tnta de integrar. Dcbido al par aplicado al disco y para que k t e no se desboque, se instala un imin permanente que mantiene lenta
la velocidad del mismo.
La energia integrada se exprrsa wmo:
donde:
n
= nlimero de revoluciona del disco, en el tiempo I .
En esta expraibn, el primer miembro cs la energia elktrica desarrollada durante el tiempo t. Registrando el nlimero de revoluciones de1 disco, en el mecanismo
integrador y multiplicando a t e dato por la constante K de proporcionalidad del aparato, se obtiene la energia consumida por la instaldcibn, en kiiowatts-hora.
La conexibn de s t o s aparatos se efectlia recibiendo las senales de corriente Y
de tensibn de 10s secundarios de los transformadores de medici6n correspondientes.
Medidor rnonofctsico. Tiene cuatro terminales y un disco.
I
-
I,
I
I
I
I
I
I
I
vm%
I
0
8
\,
L - - - - - ..FASE
I
I
.
:.WATTHOR~METRO
I
MONOFASICO
I
I
8
,
1-
I
-
---
I
---.
-------- 1
NEUTFlO
FASE
NEUTRO
FIG. 84 Conexi6n de un wanhorimetro monof6sico
412
DIS-
DE SUBESTACIONES EL.&.XRICAS
La conexi6n se efectda de acuerdo con la Figura 8 4 .
Medidof trififsim. Si el medidor es trifhsico, tiene dos discos montados sobre
un mismo eje y cada uno de tstos se energiza por medio de un juego de bobinas,
de corriente y de tensi6n.
En la Figura 8-5 se muestra el diagrama de conexiones de este medidor, que tiene seis terminales.
Las casas fabricantes de aparatos de medici6n proporcionan junto con 10s aparatos, un dibujo de sus dimensiones fisicas exteriores, incluyendo la separaci6n de
10s tornillos de fijaci6n al tablero, asi como 10s diagramas de conexiones con sus
terminales numeradas, a panir de las cuales se puede t r a m el diagrama general de
la medici6n de la instalaci6n de que se trate.
I
-
I
via
I
I
r
I
I
I
"
A
'I +
A
I
8 "
I
I
I
IWA~ORIMETRO
ITRIF&~CO
I
I
,v
I
I
i
'2+
\
\
I
L------- - - - - - - - -
I
I
I
I
-- - --_I
I
1
i
2
2
3
3
FIG. &S
Conexi611de un watthorimetro trifbico
En el instmctivo del aparato tambiCn se proporciona la potencia en voltamperes (VA)que consume cada aparato, para determinar la secci6n del conductor,
conforme a la longitud que hay entre el lugar de la medici6n y el edificio de tableros
correspondiente.
Son aparatos qud integran la energia reactiva que circula por una instalaci6n elktri-
ca. Son a d o g o s a b s wathorimetros, con la diferencia de que deben medir:
V I \ r j sen $
. = Kn
En el aparato es precis0 que 10s flujos proporcionados por las bobinas respectivas tengan magnitud y direcci6n convenientes, para lo cual se necesitan conectar las
bobinas en forma diferente a1 caso anterior, y se pueda obtener la expresi6n arriba
indicada en funci6n del seno y no del coseno.
8.4
MONTAJE DE LOS APARATOS DE MEDICI~N
Los aparatos de medici6n se montan sobre 10s tableros en forma sobrepuesta o embutidos. Los tableros, en general, son de lamina de acero con un grueso de 3 mm,
pintada de gris y adem& son de frente vertical.
En 10s tableros tipo pupitre se instalan aparatos de medici6n y conmutadores,
para que el operador efectue maniobras con interruptores y cuchillas.
En 10s tableros de tip0 vertical se instalan aparatos de medicidn, protecci6n y
conmutadores, repartidos segun el tip0 de circuit0 que wntrolan.
Para que 10s aparatos de medici6n puedan ser leidos sin dificultad, 10s tableros
tienen una altura maxima de 2.28 m. Tambien se acostumbra que tengan una anchura de 60 cm si 10s circuitos son sencillos, o de 90 cm si 10s circuitos son mAs complicados, como pueden ser 10s de bancos de transformadores con varias protecciones.
8.5 SISTEMAS DE MEDICION
El sistema de medici6n de una subestaci6n puede ser de tres tipos:
1. Local
2. Remoto o telemedici6n
3. Mixto
8.5.1 Sistemn de medici6n local
Este caso es el mas usado en las subestaciones operadas manualmente, en ellas todos
10s aparatos de medici6n se instalan sobre 10s tableros correspondientes, dentro del
salbn de tableros principal; y en casos de subestaciones de gran capacidad, dentro
de las casetas de tableros. En ambos casos, todps 10s aparatos se encuentran dentro de
10s limites de la subestacibn de que se trate.
El numero y calibre de 10s conductores utilizados para rnedici6n dentro de una
subestaci6n es de 2 x 10 AWG para la alimentaci6n de corriente y de 2 x 12 AWG
para la de tensi6n. Estos calibres se aplican para distancias no mayores de 100 metros. Para casos de mayor longitud se calcula la caida de tensi6n resultante y se selecciona el calibre adecuado o bien se selecciona en base a la Tabla 5-15 del capltulo 5.
Este mCtodo se utiliza para transmitir datos de medici6n de la instalaci6n wnsiderada al centro de control del sistema.
Debido a que el equipo de telecontrol no esth diseaado para operar con seflales
del orden de volts o amperes. se wnectan estas sefiales a transductores quc las transforman en miliamperes. Los transductores convierten las senales de corriente alterna
de 10s transformadores de instrumento, en senales de wmente directa con valor
maxim0 de un miliampere, sefiales que ya pueden ser manipuladas por d equipo de
telemcdici6n que las envfa a la terminal de wntrol supervisorio de la unidad terminal
remota (UTR), adcmhs de 10s aparatos propios de la instalaci6n. A su v u la unidad
UTR en* las sellales hasta el centro de control del sistema, para su detecci6n.
Se acostumbra enviar por telemedicidn las siguientes mediciones:
1. Corriente en cada alimentador de distribuci6n
2. Tensi6n en 10s buses principales
3. Frecuencia en 10s buses principales
4. Potenaa activa y reactiva que fluye en Uneas y banws
Este caso es el mhs utilizado en subestacionesde gran magnitud que pueden ser operadas manualmente o telecontroladas. Como en a t e tipo de instalaciones las distancias sobreparan 10s cien metros, es m b econ6mico utilizar transductores de comente, de tensi6n y de potencia activa y reactiva que convierten las sellales de 10s
transformadores de instrumento, a escala, en magnitudes menores de un miliampere
de comente d i r e , lo que permite utilizar cable de tipo telef6niw, con calibre
22 AWG, lo que a su vez implica un ahorro en el cable mucho mayor que el costo
extra de Ios transductores.
Estc cable parte de las Casetas cercanas al lugar de la medici6n y corre por las
trincheras hasta rematar en el edificio principal de tableros, de donde parte una seilal a 10s tableros propiamente, y otra sefial parte hacia la terminal remota de la
subestaci6n, de donde a travks de un par de hilopiloto, o de linea telef6nica alquilada, se comunica con la estaci6n regional o central del sistema.
Bjemplo de un circuito de telemedicidn de corriente. En la Figura 8.6 se muestra
y se comeata un circuito de teIemedici6n de corriente.
Al circular 400 A por la Unea, en el secundario del transformador de comente
aparecen 5 A. El circuito de S A remata en la caseta mhs cercana mediante un par
de wnductores de calibre 10 AWG. En la caseta, la seflal se pasa a travks de un
transductor de corriente que convierte la seflal de 5 A de wmente alterna, a una
sellal de h A de wrriente directa.
La seflal de baja intensidad se transmite a travks de un par de cable telef6nico.
de la caseta al sal6n principal de tableros de la subestaci6n, rematando kste en las
TABLEROS DE LA
CABLE TEEKHIICO
SISTEMA
TERMINAL CENTRAL
DEL SISTEMA
I
SISTEMA
fI
- -- --1
1
SAL6H DE TABLEROS
TERMINAL REMOTA
I
4
S.E.
-
A ImA cd
AMPERMETRO EN
CABLE TELEF6NICO
S M 6 N DE TABLEROS
TAWILLAS
I -1
'
I
CABLE lELEF6NlCO
I
CASETA DE CONTROL
TRANSDUCTOR DE
CDRRIENTE: SA lmA
-
CONDUCTOR No. 10
!JNEA
\
A
UXU
+
v v -
FIG. 8-6 Diagrama para la tdemedici6n de cwriente
terminales (tablillas) del sal6n, de donde a su v a salen dos derivaciones del par telef6nico, una que remata en el ampermetro del tablero local del sal6n de tableros de
la instalaci6n y la otra que remata en la terminal remota, tambien del sal15n de tableros de la subtaci6n. De aqui, y a travCs de un par del cable de hilopiloto, se transmite la seflal hasta la terminal central de telecontrol, situada en la estaci6n central
del sistema.
8.6 ZONAS DE MEDICI~NEN LAS SUBESTACIONES
L ~ mediciones
F
que se acostumbran efatuar en las diferentes wnas en que se divide
una subestaci6n. son las siguientes:
8.6.1 Bancos de transformadores
En 10s bancos de transformadores connene disponer de medici6n de potencia real
y reactiva, y de corriente a veces.
En 10s bancos con salida para distribuci6n. conviene instalar medidores de energia real, o sea watthorimetros. trifhsicos de tres elementos.
8.6.2 Linens y cables
En las lineas de transmisi6n y cables de potencia, a su Uegada a la subestaci6n. conviene disponer de medici6n de potencia real y reactiva, utiligndo medidores trifhsicos de tres elementos, asi como medici6n de corriente.
En las Hneas que reciben o entregan energia a sistemas de empresas diferentes,
conviene tener medici6n de potencia real y reactiva, asi como de energia real recibida y entregada. En cste caso'se utilizan wattmetros y v&metros de dos y medio elementos.
En circuitos que representan puntos de suministro a consumidores industriales
de alta tensi6n, se rcquiere medici6n de la energia real entregada, integraci6n de la
potencia reactiva entregada y medici6n de la demanda miixima.
8.6.3 Barns colectoras
En las barras wlectoras de 10s diferentes niveles de tensi6n, es suficiente medir la
tensi6n en una sola fase.
En cada subestaci6n con tensiones inferiores a 230 kV, se debe instalar un frecuencimetro que se conecta a las barras de mayor tensi6n de la instalaci6n.
BIRRASDErJOkV
BARRAS DE 230 kV
LA MEDICI~NDE LOS ALIMENTAKJRES
ES EN UNA SOLA FASE
RG. 8-7 Diigrama de rnedici6n en una subestaci6n de 230123 kV. 3 banMVA.
de 80
En este-asos naxsario medir la corriente a las ues fases,utilizando un soh, ampCnnetm a trav& de un conmutador de tres vlas.
Es sutlckntc cnn la medici6n de potencia &-+a
o de commte.
Cbmo resumen de lo anteriormcntc expusto y para un mejor entendimiento.
a c o n t i n d n , en la F w a 8-7, se muestra un diagmma esqUematico tie l a medicibn dc um sube.sta&n t i p , que puedc ser una de 230/23 kV,queen su estado final
@
*
ClNEASDEBSkV
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0
MED(Cet4 !GUN
ALA 1
T.P.
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4W.W
012OW5MSHZ
BARRAS DE
6-5 kV
V
40115 654S
kt'
3OWA A
~85123kvY--+
MD)
P( FASE
WO:5/5
ru
"f"
MA
ALIMENTACXJR TlENE UN SOLO AMPCRMETRO EN FASE
FIQ. 8-8 Diagram8 de medlck5n en una subestaci6n de 85123 kV. 2 bencos de 30 MVA
MEDICKIN
4U
consta de lres bancos de 60 MVA trifficos, con arreglo de inkmuptor y medio en
alta tensi6n y de dobk anillo en baja tensi6n. con 12 alimentadores de distribuci6n.
8.7 TRANSFORMADORES DE MEDICI~N
Ed uso de 10s transformadores de instrumento, desde el punto de vista de medici6n,
se puede dividir en dos pattes, una que cubre las mediciones dc corriente y otra que
cubre Ias mediciones de tensi6n.
8.7.1 Trnnsformadores de corriente
Se utilizan de diferentes relaciones, de acuerdo con el equip0 que van a medir.
La clase y potencia de precisidn para 10s secundarios de medici6n usados en su-
bestaciones, puede variar entre 0.3 80.1 y 0.3 B2.0 en donde las cargas normalizadas
(burden) se designan por una B seguida por el valor de la impedancia en ohms, y
antecedida por el valor del error mMmo en por ciento, cuando se aplica dicha impedancia. La impedancia de carga para el equipo de la subestacibn comprende un minimo de 0.1 (B-0.1) y un mPximo de 8.0 (B-8.0). La predsi6n para medici6n se
designs por el error m M m o admisible en por ciento, que el transformador introduce en la medici6n. operando a la comente primaria nominal, a la frecuencia nominal
y para una carga determinada conectada en el secundario, que para esta instalaci6n
varia en 0.1 y 2.0 ohms.
Las pmisiones n o m a l i d a s son 0.3.0.6 y 1.2. Si se usa la de 0.3 quiere decir
que se permite un error maxim0 de 0.3% para una c a r p entre 0.1 y 2.0 ohms.
Como ilustraci6n, en una instalaci6n de 230 kV s t acostumbra usar transformadores de corriente con relacidn mtiltipk de 3fB6@1 200: SJSA en donde las relaciones de 300, 600 y 1 200 A, se obtienen por medio de conexiones sene pantie10 de
10s puentes del transformador. A cantinuaci6n sc muatra la aplicaci6n de las diferentes relaciones.
1 200: 5 1 5 A. Lineas de 230 kV. con un conductor por fase de 1 113 MCM.
600: 5 ff5 A. Transformadores de 100 MVA, con arrrglo deintcrmptor y medio.
300: 5 1 5 A. Transformadores de 100 MVA, con arreglo de barra panida, o de
60 MVA w n arreglo de intertuptor y medio.
400-8M): 5 0 5 A. Cables subterrheos de 230 kV y Uneas de 85 kV.
1 200-2 000: 5 ffS A. Lineas de dos conductores pot fase.
600: S A . Alimentadores de distribucibn de 23 kV, y neutros y de transforma-
d o r a de 30 MVA 85/23 kV.
TambiCn se utilizan de diferentes relaciones s e d n el e q u i p y la tensi6n que van a
medir
En 230 kV se acostumbra usar tres transformadores de potencial con un primario y tres secundarios cada uno, con una relaci6n de 1 200/1 UY)/2 000: l , con ambos devanados conectados en estrella.
Los dos devanados secundarios de 1 UX): 1 se usan para polarizar protecciones
direccionala de fase y adem& para medici6n. El tercer devanado de 2 000: 1 se conecta en delta abierta, para polarizar la protecci6n direccional de tierra.
La potencia y clase de precisi6n de ios tres secundarios, es de 0.3 W. X y Y o
1.22 y ZZ.
Las pncisiones deben cumplirse en todas las relaciones, y con la carga conectad a simultaneamente en 10s tres devanados secundarios.
Las precisiones normalizadas de acuerdo con la norma ANSI C57.13 son de
0.3, 0.6 y 1.2.
Las cargas normalizadas son:
.
Como ejemplo, para el caso 0.3 W, se quiere decir que el error m h o , es de
0.3% en la relaci6n de transformaci6n. con una carga secundaria de 12.5 VA.
A continuaci6n se muestra la aplicaci6n de las diferentes relaciones:
2 000: 1 Tensi6n y frecuencia en las barras de 230 kV y tensi6n para el medidor
de potencia activa y reactiva.
400: 1 Tensi6n y frecuencia en las barras de 85 kV.
120: 1 Tensi6n en las barras de 23 kV,y para la alimentaci6n de 10s medidores
de potencia activa, reactiva, asi como del medidor de energia.
CONTROL
9.1 GENERALIDADES
Se entiende por sistema de control de una subestaci6n elkctrica, al conjunto de instalaciones de baja tensi6n. interconcctadas entre sf, que son necesarias para efectuar
maniobras en forma manual o automhtica, en las Rlstalaciones de alta y de baja
tensi6n.
9.2 TIPOS DE CONTROL
El control puede operarse manual o automhticamente y tambien puede ser de aplicaci6n local o remota (telecontrol).
9.2.1 Control local
El sistema de control local se u t i l i en subestaciones que cuentan con turnos permanentes de operadores, que vigilan y operan las diferentes instalaciones, haciendo uso
de 10s mecanismos de mando manual, auxiliados por 10s sistemas automhticos de
control y protecci6n de la subestaci6n.
El control local tambib se utiliza en forma mixta, en las subestacionestdecon-.
troladas, para que puedan ope~arseen forma manual por el personal de mantenimiento, cuando se requieran maniobras cspeciales despuks de reparar cualquier.
kquipo.
9.2.2 Control remoto
El telecontrd se esta utilizando mucho en la actualidad, sobre todo en grandes subestadona controladas dade el centro de operacidn del sistcrna de que se trate. Este
sisteom se u t i k en subestacionesdonde no existe personal de operaci6n permanente y se controlan desde un centro de operaci6n remoto. S610 en casos especiales se
operan loenlmente.
El punto dc putida para cualquier instalaci6n decontrol u el "diagrama esquemhtico de control" que, en combinaci6n con 10s dibujos de fhbrica, del control de intermptorcs y de las cuchillas motorizadas, asi como de 10s diagramas de 10s rele.vadorcs. se utiliza para preparar 10s diagramas elementales de control de cada sis-.
tcma. Una v u elaborados 10s diagramas clementales de control y 10s trifilares de
corriente alterna, tomando como base a Cstos, se procedc a efectuar la lista de conexionar y d diagrams de slambrado, indicando sobre el diagrama la disposici6n fisica
del quipo con que cuenta cada secci6n, visto Cste desde el interior del tablero.
9.4 DLSWsITIVOS Y ELEMENTOS USADOS EN CONTROL
Las instalaciones de control comprenden 10s siguientes elementos:
Dentm de este gntpo se consideran 10s siguientes elementos de mando:
lntcrmptorcs
CucbillaJ de fases
Cuchillas de tierra
CIlnbiadores automaticos de derivaciones, bajo carga
h t o s sparatos se u t i l i n para operar, a travCs de 10s interruptores y cuchillas,
el quipo de altr tensi6n y el equipo auxiliar necesario.
9.4.2 Mspdtivos de control aatomitim
Dentro de este grupo se consideran:
Recierre de intemptores
Simonizaci6n
Cambiadores de derivaciones en transformadores
Transferencia de alimentadores
Transferencia de potenciales
9.4.3 Dispositivos de alarma
Son dispositivos de aviso sonoro y luminoso que operan cuando existen condiciones
anormales en el funcionamiento de algiur aparato elktrico de alta tensi6n, como 10s
transformadores, intermptores, etc.
Dentro de este gmpo se consideran:
Cuadros de alanna
Zumbadores o timbres
9.4.4 Dispositivos de protwei6n
Entre estos dispositivos se consideran:
Transformadores de corriente
Transformadores de potential
Relevadores de protecci6n y auxiliares
Equipos de comunicaci6n
Los relevadores de protecci6n y auxiliares son dispositivos que van ligados con
elementos de control y trabajan simultheamente con ellos en el libramiento de las
fallas.
Dentro de estos aparatos se consideran:
Vbetros
Watthorimetros
Varhorimetros.
Como ya se indic6 en el capitulo 8, estos aparatos pueden ser de tipo indicador,
registrador o totalizador, y se acostumbra ligarlos con el equipo de control para detestar el cstado de carga del circuit0 o instalacibn, en el momento necesario.
9.4.6
Aparatos registradores
En este conjunto se consideran:
Registradores de eventos
Osciloperturb6grafos
Estos aparatos registran la informacibn que se produce como resultado de un
disturbio dentro o fuera de la subestacibn, en cuyo caso serla un osciloperthrbbgrafo, o bien aquellos que registran operaciones secuenciales de relevadores e intermptores, en cuyo caso seria un registrador de eventos, que detecta la secuencia de
maniobras y se5aliiciones de un sistema o pane ue 61.
Dcntro de este inciso se pueden considerar:
Tableros de control
Conmutadores de control
-paras
de seflalizacibn
Bus mimico
9.4.8
Cables de control
Como se indic6 en el capitulo 5, 10s cables de control sirven para interconectar las
distantas partes de las instalaciones de control, 10s relevadores de proteccibn y 10s
aparatos de medici6n. a partir de 10s transformadores de proteccibn y medicibn correspondientes.
CONTROL
425
9.4.9 Tsbieros
Son 10s soportes de 10s aparatos de protecci6n, medici6n, control, alarmas, 18mparas de seaalizaci6n y bus mimico, a travb de 10s cuales se wntrola toda la instalaci6n de que se trate.
9.5 TIPOS Y CARACTER~STICASDE LOS ELEMENTOS
DE CONTROL
Entre las wacterlsticas que atailen al control de una subestacih, se pueden indicar
las siguientes:
9.5.1 Tipos de control
El tipo puede ser:
Control local con operador
Telecontrol sin operador
9.5.2 Tipos de sslones de tableros
Se acostumbran 10s t i p s siguientes:
Un solo edificio de tableros
Un edificio de tableros principal y w e t a s de relevadores
9.5.3 Tipos de tableros de control y mediu6n
Como ya se indic6 anteriormente, 10s tableros de control y medici6n m& utilizados
son de tipo:
Miniaturizado
Conventional
9.5.4 Tipos de tableros de protecci6n
Para protecci611, 10s tableros mas comllnmente usados son:
De un solo frente
Dtiplex (dos frentes)
Conforme a lo explicado m6s adelante, 10s tipos de sellalizaddn d s contunes son:
Dc a1verde y roja
Dc Mmpara de luz fija y parpadeante
Se deben instalar circuitos de bloqueo en 10s siguientes dispositivos:
Intemptores
Cuchillaa convencionala
Cuchillas dc conuti6n a tierra
Recierres
Sc consideran dentro de este grupo las siguientes operations automatizadas.
Rccime dc alimentadores
Transferencia dc 10s alimentadores en anillo
Transfaencia de bancos de transfonnadores
Transferencia de transformadores de potencial
Sincronizaci6n
9.5.8
Sistema de corriente directa
La alimentaci6n de corriente directa se efecth en forma radial e independiente, a.
partir del tablero del servicio de estaci6n, a cada uno de 10s sisternas siguients:
Protesci6n primaria
Proteccibn dc respaldo
Telecontrol
Aimas
9.6 .Deseripd6n de 10s dispositivos de control
A wntinuaci6n se procede a describir, en forma m6s amplia, 10s incisos sobre 10s
diipositivos usados en control, con exce@6n de 10s cables de control, relevadores
y aparatos de medici6n que ya fueron considerados en 10s capitulos 5 , 7 y 8 respectivamente.
9.6.1 Dispositivos de mnndo
En las instalaciones electricas se acostumbra utilizar indistintamente dos sistemas de
mando para la operaci611, desde el sal6n de tableros, de 10s intermptora y cuchillas.
El primer sistema, derivado de la tknica americana, que se puede Uamar de
l h p a r a roja y verde, se suele emplear en las subestaciones de pequefla y a veces de
mediana potencia.
El segundo sistema, derivado de la tknica europea, que se puede Uamar de I h para normalmente apagada, se acostumbra usar en instalaciones de alta y muy alta
tmsi6n, donde las cargas y las distancias son mayores, y por tanto implica mayor
ahorro de energla.
9.6.1.1 Sistemn de mnndo con l4mpms rojn y verde
En la Figura 9-1 se muestra el diagrama general de protecci6n y control de la operaci6n de un interruptor de 85 kV. en que tambitn se muestra la operaci6n del cuadro
de alarmas y de control de la compresora del interruptor, aprovechando el sistema
de mando con l h p a r a roja y verde, a partir del cud se pueden efectuar 10s siguientes comentarios:
La lampara roja se mantiene encendida mientras el intenuptor esti cerrado
(energizado), y aaemas supervisa la continuidad del circuito de disparo. La supewis16n de continuidad es relativa, p u a aun cuando el intemptor a t t cerrado, si el circuito de disparo se interrumpe por algim defecto, y por lo tanto se apaga la l h p a r a
roja, el operador no detecta el hecho de que la lampara estt apagada y menos en
un tablero de una subestaci6n grande, en donde se localizan gran n6mero de l h p a ras seflalizadoras, en que mhs de la mitad se encuentran encendidas.
En este sistema se puede considerar una variante, llamada de "circuito no protegido" que pretende asegurar al maxim0 la alimentaci6n de energla a 10s circuitos
de disparo de 10s interruptores, e l i n a n d o la posibilidad de qu'eopere, o haya operado el fusible o el interruptor termomagn6tico que protege el circuito de disparo.
En este caso, las bobinas de disparo de 10s interruptores se a l i e n t a n directamente
y sin ninguna protecci6n, desde las barras generales de corriente continua del tablero
de servicio de estaci6n. a travh de un circuito llamado "no protegido" (NP).A su
vez dichas b a m s e s t h conectadas a las terminales de la baterta a travh de un interruptor termornagnetico de 400 A, si la bateria es de 200 amper-hora, o de 600 A
si h t a es de 400 amper-hora, lo que equivale a una conexi6n directa a la bateria,
ya que dicho interruptor s610 opera&para fallas muy pr6ximas a las terminales de
la bateria o de muy alta intensidad.
CONTROL
429
El sistema anterior presenta el riesgo de que un cortocircuito en algrin punto
del sistema "no protegido" no sea desconectado, llegando a causar el abatimiento
de la tensi6n de la bateria. Esta condici6n es preferible, con tal de que el interruptor
dispare antes de que la tensi6n de la bateria descienda por debajo del valor minimo
de operaci6n de 10s interruptores, prefiriendo que se llegue a dafiar el circuito de
alimentaci6n posteriormente d disparo del interruptor afectado.
Los circuitos de cierre de 10s interruptores y 10s circuitos de alarma se alimentan
por otros circuitos de corriente directa llamados "circuitos protegidos" (P) que parten de las barras generales de corriente directa del tablero de semicio de estaci6n,
a travQ de interruptores termomagn6ticos.
Como se obsewa en la Figura 9-1, 10s circuitos de corriente directa que controIan 10s interruptores y sus cuchillas parten del tablero de mando correspondiente al
interruptor de que se trate, el c u d a su vez se alimenta radialmente del tablero de
sewicio de estaci6n a trav6s de un "circuito protegido" y de otro "no protegido".
Una caracteristica que se observa en la Figura 9-1 es que 10s cables que conectan el
tablero de mando con el gabinete de 10s interruptores se sefialan con una serie de
colores diferentes, que tienen por objeto normaliiar 10s alambrados de 10s circuitos,
de tal manera que a cada funcibn especifica corresponds un color, y asi en todas
aquellas subestaciones de caractensticas semejantes se puedan fabricar 10s alambrados por separado y en serie, para posteriormente instalarlos en 10s tableros correspondientes, a partir de juegos de tablillas terminales, que tambien se numeran en
forma normalizada, de tal manera que cada color de cable, de cada cucuito, remate
siempre en el mismo nbmero, de la misma tablilla.
9.6.1.2
Sistema de rnando con l4mparns normalmente apagadas
En la Figura 9-2 se muestra el diagrama de control de la operaci6n de un interruptor
de pequefio volumen de aceite, con doble bobina de disparo, a partir del c u d se pueden efectuar 10s siguientes comentarios:
La l h p a r a indicadora L esth fisicamente integrada a1 conmutador de control,
de 10s interruptores y de las cuchillas de alta tensi6n controladas desde el tablero.
Cuando hay concordancia entre la posici6n del interruptor o las cuchillas de alta tensi6n, y la posici6n del conmutador de control wrrespondiente, la l h p a r a indicadora
esta apagada. Cuando hay discordancia, como puede ser en el caso de que la protecci6n haya disparado un interruptor, la lampara se enciende, y se mantiene parpadeando hasta que el operador restablece manualmente la concordancia. Para evitar la
bosibilidad de que alguna de las l h p a r a s est6 fundida, el tablero contiene un conmutador que en'ciende simultbeamente todas las lamparas del mismo comprobando
el estado de todas eUas.
Los circuitos de comente directa utiliidos para el mando, el control automiltico
y las alarmas son controlados desde una secci6n del tablero del s e ~ c i de
o estaci6n,
protegiendo 10s circuitos en forma individual, sin afeaar 10s circuitos de alirnentacibn de 10s otros interruptores y cuchillas de la subestaci6n. Estos circuitos de control estiln protegidos mediante interruptores termomagneticos localizados en la zgna
llamada "cabezal de mando". Cuando opera el intemptor toca una alarma y se enciende la l h p a r a L del cabezal.
La alimentaci6n de comente directa a cada cabezal de mando se toma desde
el tablero de servicio de estaci6n a travbs de 10s intemptores termomagneticos correspondientes.
Lo anterior puede ocasionar que al operar una protecci6n del lado de alta tensi6n, el interruptor correspondiente no opere debidb a que el tcrmomagnktico de la
alimentaci6n de comente d i r a estt abierto; por ello debe instalarse en 10s interruptores una protecci6n de respaldo local, contra falla de interruptores, como se
dijo en el capitulo 7, que desconeae todos 10s interruptores periftricos eliminando
la alimentaci6n de energia hacia la falla.
9.6.3
Interbloqeeos entre 10s intemptores y sus cuchill~s
Para evitar la posibilidad de que a l g h operador abra por error algrin juego de cuchillas, sin haber desconectado previamente el interruptor conespondiente, se procura que el circuito de control de las cuchillas que operan en forma motorizada
desde el tablero de mando, estt provisto de contactos de bloquw, tanto en el circuito
de apertura como en el cierre de &as, de tal manera que no puedan operar mientras
el interruptor este cerrado.
A continuaci6n se analiza un ejemplo con diagrama de intemptor y medio, en
el cud el bloqueo entre el intemptor y las cuchillas es muy simple, pues llnicamente
se relaciona la posici6n de cada interruptor con 10s dos juegos de cuchillas correspondientes, segun se muestra en la Figura 9-3.
Las alimentaciones de 10s mecanismos de control del sistema cuchilla-interruptor dependen del tip0 de interruptor y de motor de operaci6n de las cuchillas.
Si el mesanismo es neumiltico con compresor individual, w m o puede ser el de
un interruptor de gran volumen de aceite, la alimentaci6n al motor del compresor
se toma de la secci6n de corriente alterna del tablero de servicio de estaci6n. Si el
mecanismo es del tipo 6leo-neudtico con motor de corriente directa, la alimentaci6n se toma de la saci6n de corriente directs del tablero de servicio de estaci6n.
En la Figura 9-4 se muestra un diagrama de 10s cables decontrol y sellalizaci6n
del interruptor y sus cuchillas, para el mismo caso de interruptor y medio, que se
u t i l i i en las tensiones de 230 kV.
BUS
AQ. 9-3 Diagrarna de interbloqueos entre el interruptor y las cuchillas
k-x
CONTROL
,
433
I,
TAB. SERV. ESTAC16N
r---7
I
I
CABLE
I..
2
3
I
5.
6.-
FUNCI~N
No. CONDUCTORES
CONTROL IKTERRUPTOR Y c u c n l L u s
AdMENTACdN cd AL INT Y CUCHlLLAS
AJMENTACI~~
cd AL INT Y C u c n l L u s
CONTROL Y SEfiALIZAClON A LA CUCHILLAS
AUMENTAC16N cd A LA CUCHILU
AUMENTAC16N ca A LA CUCHILLA
FIG. 94 Cable de control y seiializacl6n, interruptor y cuchillas. Arreglo: Intenuptor
y medio: Tensi6n 85 230 kV
.
9.7 SISTEMAS AUTOMTICOS
DE CONTROL
Connene automatizar ciertos tipos de control con lo cud se puede predeterminar
la sauencia 16gica de las operaciones, &tar la posibidad de errores humanos en
las mismas y aumentar la rapidez de las maniobras correspondientes.
Entre 10s sistrmas autom~ticosm4s usados se encuentran 10s siguientes:
El recierre a un proceso que x inicia al ocurrir una falla en up alimentador de distribucidn, que hace operar la protecci6n correspondiente abriendo el interruptor, el
cud a continuaci6n recibe una orden de cerrar, a traves del relevador de recierre correspondiente.
En 10s circuitos aCreos la mayor parte de las fallas son fugaces, por lo cud se
pueden eliminar, sin ocasionar dafio permanente en la instalaci6n. desconectando
el circuit0 y volvicndo a concctarlo despuks de un tiempo determinado, suficicnte
para permitir la dcsionizaci6n del aire en el lugar donde ocurri6 el arco elktrico.
En estos casos se acostumbra usar relevadores de recierre que pueden realuar hasta
cuatro operacioncs, siendo la primera instanthnea (0.3 segundos), seguida de una serie de recierres que pueden expresarse segCn el ejemplo de la siguiente f6rmula:
Que se interpreta asf:
Apertura (A) 0.3 segundos para el derre, con apertura de nuevo si persiste la
falh (a).
I5 segundos para un nuevo cierre y apertura. 30 segundos para un tercer
ciem y apertura, y 45 segundos para un cuarto y dltimo intento de cierre que, en
cam de no tener Cxito, queda' bloqueado hasta que intewenga el personal de mantenimimto y libre el cortocircuito. Este ciclo permite una buena coordinaci6n con la
oprraci6n de 10s seccionadores de alimentador, eviiando en muchas ocasiones llegar
a1 cuarto recierre.
En el caso de alimentadores subterrineos, alimentados con cables, nunca se deben W a r dispositivos de recierre, ya que al producirse una falla, esta va a x r
siempre de car6cter permanente y al intentar un recierre, 5610 x conseguirla aumentar el dano del cable.
En la Figura 9-5 se muestra un diagrama elemental de control, con recierre de
un alimentador de 23 kV, con arreglo en anillo, para subestaciones con todos 10s
tableros de relevadores localizados en el edificio de tableros, con tablero de mando
wnvencional per0 preparado para adaptarse a control remoto.
FlQ. 9-5
Diagrama elemental de interruptor 23 kV
9.7.2
Transferenda a u t o d t i c a d e allmentadores d e un banco d e
transfonnadores a otro
Este sistema se u t i l i principalmente cuando se trata con diagramas en anillo senci110 o doMe; de tal manera que al fallar uno de 10s transformadores que alimentan
el a d l o de baja tensi6n. 10s alimentadores que eran alimentados por el transformador fallado se tiaspasan automttticamente a 10s bancos vecinos, de acuerdo con lo
que se indica en la F i r a 9-6.
En dicho diagrama se observa que al operar la protecci6n de cualquiera de 10s
tres bancos; Csta envla una orden de disparo a 10s dos interruptores inmcdiatos; y
una orden de cierre, mediante 10s relevadores auxiliares (86), a 10s interruptores de
enlace con 10s dos bai~cosvecinos, para seguir alimentando a 10s circuitos afcctados.
La send de cierre se efectua a travCs de un contact0 b del control de 10s interruptores
de 10s alimentadores adyacentes que quedaron abiertos.
9.7.3
Disparo por baja frecuencia de 10s interruptores d e 10s
alimentadores d e distribuci6n
Bste sistema de control se utiliza previendo la posibilidad, en un sistema, de fallas
parciales de generaci6n que en momentos de carga pico, origina que la frecuencia
del sistema descienda.
Para evitar que las centrales generadoras restantes se sobrecarguen y ocurra
una desconexi6n en cascada que originaria un apag6n general, se acostumbra desconectar grupos de alimentadores en bloque, utilizando tres pasos.
El primer paso desconecta en forma instanthea 10s alimentadores de la carga
ddeocial. Si persistiera la baja frecuencia, unos 15 segundos despuCs se desconecta
el s w d o grupo, que alimenta las zonas fabriles, y en el lejano w o de que la frecuencia no e s t a b i i i a , 30 segundos despuCs se desconectarian 10s alimentadores
restantes. Este ultimo paso produce un apag6n general, pero dejael sistema interconectado, de tal manera que una vez detectada la anormalidad y corregida, 10s alimentadores vuelven a reconectarse rttpidamente.
En las Figuras 9-7 y 9-8 se mustran los diagramas de disparo por baja frecuencia, de 10s alimentadores de 23 kV.
El arreglo tiene la particularidad de que al operar la protecci6n por baja frecuencia, aparte de disparar 10s interruptores de 10s alimentadores correspondientes.
quedan bloqueados autodticamente todos 10s recierres, hasta que se restablezcan
a mano, una v u que desaparece la emergencia.
En aquellas subestaciones que reciben grandes bloques de energia o bien, generaci6n. puede ser necesario instalar un dispositivo de sincronizaci6n. que puede ser de
tipo manual o de tipo automtttico.
CONTROL
i
I
---
CUVE
CIRCUITODEPO~
c w u l m SECWDIRKI DE TC'
ClRCUlTo DE OlSPIRO
- - - CIRCUITO DE CERRE
437
FIG. 9-7 Diegrama elemental de ca
CONTROL
En ambos casos puede ser necesario sincronizar dos secciones de un sistema;
para eUo el operador en el caso autumiitico, inicia el funcionamiento del sistema de
sincronizaci6n, el cual compara las frecuencias y las tensiones de las dos secciones
que van a sincronizarse, y cuando las diferencias entre las cantidades son inferiores
a valores predeterminados, el dispositivo de sincronizaci6n envia en ese instante la
orden de cie1re.d int.erruptor correspondiente, quedando las dos secciones del sistema operando en paralelo.
Los mecanismos regdadores de tensi6n se usan dentro de transformadores trifbicos
con capacidades y tensiones superiores a 50 MVA y 85 kV respectivamente. Dichos
transfonnadores, salvo excepciones, van provistos por el fabricante respective, de
un cambiador de derivaciones bajo w g a j que mantiene la regulaci6n de tensi6n en
forma automiitica. '
Para capacidades y tensiones menores, se acostumbra usar reguladores de tensi6n en fonna separada del banco de transformadores, independientemente de que
tste sea trifbico o estt formado por unidades monofbicas.
Detallando, se pueden considerar tres tipos de regulacibn:
1. En 10s alimentadores de distribuci6n que parten de un transformador con
cambiador de derivacionq sin w g a , se acostumbra instalar un regulador
por alimentador, que ajuste en forma automhtica & 10'70 del valor nominal
de la tensi6n nominal.
2. En un sistemacon arreglo de doble barra, que utiliza un banco de tres unidades monofhicas, se acostumbra instalar el regulador entre el banco de iransformadores y las barras de 23 kV. El regulador sera trifbico. con una capacidad de regulaci6n que equivale al 10% de la capacidad nominal del
banco.
3. En un sistema con arreglo en anillo en el lado de 23 kV, y con bancos
trifbicos de 60 MVA y 230 kV, cada transformador estii provisto de un
cambiador automiitico de derivaciones, por cuyo medio se regula la tensi6n
de salida del banco. En la Figura 9-9 se muestra el diagrama unifilar de un
regulador de tensi6n de 23 kV, en el cual se obsewa que, dependiendo de
la posici6n del conmutador K, la tensi6n que recibe la w g a puede ser de
mayor o menor magnitud que la tensibn de la fuente.
*
9.7.6 Tm~~sfcnneia
autom4tica de transformadores de potendal
Dependiendo del tipo de arreglo utilizado en la subestaci6n de que se trate, debe procurarse tener siempre un juego de transformadores de potential, conectado a cada
CONTROL
441
-v, (1)
C-- DEVANAWS SERlE
CASO (1)
VOLTAIE DE
CARGA MENOR
W E EL VOLTAIE
DE LA N E N T E
-
vs (1)
DEVANAWS SERlE
GAS0 (2)
"L
- --VE (1)
NE (1)
VE (2)
NE (2)
-
- -&
Vs - vL VL
---- Vs(2)
NS (2)
E (2)
Vdl) +
(1)
:.
(I)
vs (1)
Ns (1)
> iE
FIG. 9-9 Diagrarna esquerndtico de un regulador de tensi6n
-
VOL~NE
DE
CARQA MAYOR
W E EL VOLTAIE
DE LA FUENTE
juego de las barras de mayor tensi6n. Esto puede ocasionar que, en caso de la salida
de sewicios de uno de 10s buses principales, de la apertura de algsln iriterruptor termomagnCtiw de 10s secundarios de 10s transformadores de potencial, o de que se
les estd dando mantenimiento a cualquiera de 10s juegos de aparatos, se deje sin tensi6n a 10s dispositivos de proteccidn, medici6n. sincronizaci6n. etc.
Para evitar lo anterior se instala un dispositivo decontrol para la transferencia
automitica de 10s potenciales. Este dispositivo transfiere la carga del secundario de
un juego de transformadores, a1 secundario del otro juego, como se observa en la
Figura P I 0 que se explica por si misma, para un arreglo de interruptor y medio.
En el caso de 10s relevadores que requieren polarizaci6n pot tensi611, como son
10s de sobrecorriente de potencia directional y 10s de baja frecuencia, se requiere
tambibn un arreglo de transferencia autombtica de tensidn como se observa en la
F i p r a 9-11.
9.7.7
Recierres en h e n s de altn tensibn
Los recierrs en las 1Inea.s de alta tensibn permiten, luego de una deswnexibn provocada por la protecci6n de la linea, reconectar automhticamente el circuito, despues
de un tiempo predeterminado.
La utilidad del recierre autombtico en las lineas de alta tensi6n, se basa en la
estadistica de que mtls del90% de las fallas de aislamiento en Uneas son de carbcter
fugaz, permitiendo la recuperacibn del aislamiento despuh de la desconexidn momentanca de la, o de las fases afectadas por la falla, ademh de que la mayor parte
de las fallas de aislamiento son cortocircuitos de fase a tierra.
Por otro lado, d a d e el punto de vista de la estabilidad y de la continuidad de
sewicios de un sistema resulta conveniente, si la falla es monofhica, desconectar
iinicamente la fase afectada y reconectarla nuevamente al cab0 de un tiempo no menor de 0.25 segundos, pudibndose llegar a una dwaci6n de varios segundos, sin Uegar a un Umite de tiempo que perjudique la estabiidad del sistema.
La potencia transmitida por las dos fasw restantes, despuks de una desconexi6n
monofbica, es del orden del 60 a1 7070 de la potencia transmitida en condiciones
normales. En cambio, si la falla es entre dos fases, la potencia transmitida pot la
fase restante es del orden del3070; por lo cud se puede afirmar que conviene hacer
recierres monofbic~sy trifhicos, pero nunca bifhicos.
Por lo anterior, se considera que 10s dispositivos de recierre pueden operar en
forma monopolar, realizando un ciclo de recierre monofhico si la falla afecta a una
sola fase, o en forma tripolar, cuando la falla afecta dos o tres fases, o bien d a n d o
despuh de realiuar el ciclo monofhsiw, persiste la falla. En el caso trifbico, el dispositivo de recierre wmprueba, antes de efectuar la operaci611, que la diferencia entre las tensiones de ambos lados del interruptor sea inferior a un valor predeterminado.
...
--a. m
me...
-~
.
. -.----a
FIG. 910 Diagrama trifilar para la transferencia autom&ticade un T.P. al otro
.
a
a
SEWL DE
FOLARIZICON P a
EL EQUIP0 DE
B U A FRECUENCIA
5
3
8
P
2
3
2
"7
5
FIG. 9-11 Diagrama unifilar de transferencia de tensi6n de un relevador directional de un T.P. al otro
CONTROL
9.7.8
445
Operaci6n automPtica de 10s bancos de capacitores
Para conectar y desconectar en forma automatics 10s bancos de capacitores, se awstumbra usar un sistema de control que se regula de acuerdo con la potencia reactiva
que se suministra al sistema de distribuci6n y que vm'a de acuerdo con las horas pico
del sistema.
9.8 DISPOSITIVOS DE ALARMA
Son dispositivos que forman parte de la red decontrol de una subestacidn, que avisan al operador en forma luminosa y sonora, de cualquier anormalidad en el funcionamiento del equipo, en la operaci6n de alguna de las protecciones automaticas o
en la operaci6n de 10s circuitos de control y de 10s servicios auxiliares.
A continuaci6n se analizan brevemente cada uno de 10s sistemas:
9.8.1 Alarmas de protecciones
Al operar cualquier protecci6n de una subestaci6n (Fig. 9-12), 10s relevadores
cierran sus contactos y unos contactos auxiliares; 10s primeros quedan en serie con
el circuit0 de disparo del interruptor, que libra la falla y 10s segundos con el relevador de alarma (PBA). Al circular comente por la bobina de kte, se sella a travks
del contacto 2.4 y cierra el contacto 1.3, que a su vez energiza el timbre o zumbador.
el cual deja de sonar cuando el operador restablece el relevador a mano, pues 10s
contactos, se abren y queda encendido el cuadro de alarma correspondiente.
9.8.2 Alarmas por mal funcionamiento de 10s equipos
En 10s equips importantes de las subestaciones, como son: transformadores, interruptores, equipo de onda portadora e hilopiloto, se cuenta con una serie de contactos que, a1 abrir o cerrar, indican cualquier anormalidad en equips. Dichos'
contactos a1 cerrar, envian una seRal hasta la ventana correspondiente del cuadro
de alarmas instalado en el sal6n de tableros, donde se ilumina la ventana correspondiente, simultitneamentecon el funcionamiento de una alarma sonora. Como ejemplo, se ofrece una lista de las alarmas consideradas en diferentes equipos. En ella
se indican todas las alarmas posibles en un e q u i p determinado, aunque dependiendo de la marca del equipo y de su tipo s61o se utilian parte de ella, como se indica
a continuaci6n.
446
DSEAO DE ~UBESTACIONESE L ~ T R I C A S
W R A S DE CORRIENTE DIRECTA
CONTACTOS DE
LOS RELEVACORES
M PROTECCW
t
BOBINA M
DISPARO DEL
INTERRUPTOR
CONTROL
Interruptores
Disparo bloqueado por baja presi6n.
Cierre bloqueado por baja presi6n.
Motor fuera, por sobrecarga.
Falta de corriente directa.
Baja presi6n de aire.
Alta presi6n de aire.
Operaci6n asincrona de 10s polos.
Apertura o cierre incomplete de 1.0s
polos.
447
Falta de corriente alterna en el
cambiador de derivaciones.
Cambiador de derivaciones bloqueado.
Bajo nivel de aceite en el cambiador de
derivaciones.
Sobrecarga en las bombas de aceite.
Sobrecarga en 10s ventiladores.
Onda portadora
Tensi6n de alimentaci6n anormal.
Disparo por onda portadora.
Observaciones
Buchholz.
Bajo nivel de aceite.
Alta temperatura del aceite.
Alta temperatura del devanado.
Operacibn de la vavula de sobrepresi6n.
Falta de corriente alterna en el
enfriamiento.
Falta de corriente directa.
Falta de flujo de aceite.
En interruptor neumhtico.
En interruptor neumhtico.
En interruptor neudtico.
En interruptor neumhtico.
Hilopiloto
Falla de hilopiloto (en el caso de que se
supervise).
En el caso de 10s transformadores, se acostumbra llevar s61o tres alarmas hasta
el sal6n de tableros; la de buchholz, la de falta de corriente directa y la tercera que
agrupa todas las demh, como se obsema en la Figura 9-13.
En el tablero de control de 10s transformadores se instalan l h p a r a s piloto de
cada alarma, que se encienden seglIn sea el circuito que oper6.
9.8.3 Alarmas por mal fuocionamiento de 10s circuitos de control
y de servicios auxiliares
Los circuitos de corriente directa para el mando remoto, asi como otros circuitos
de control, se protegen por medio de relevadores que detectan la falla de alimentaci6n de corriente directa y envian una seaal de alarma cuando se produce la apertura
de 10s termomagn6ticos o la falla del cable del circuito de alimentaci6n.
Una segunda alarma con sefial local y remota, se utiliza para indicar una condici6n de baja tensi6n en las barras generales de corriente directa de la silbestaci6n.
Etta alarma se energiza a travks de un circuito de corriente alterna.
SERVlClO DE
BWCO
NEGRO
AL W E A
t NP
2
FIG. 0-13
Diagrama de alanas de un transformador
CONTROL
449
9.9 APARATOS REGISTRADORES
En sistemas electricos importantes, conviene disponer en cada subestaci6n de aparatos automhticos que registren 10s incidentes ocurridos, para el anAlkis posterior de
Cstos. En la actualidad se acostumbra utilizar dos tipos de aparatos, 10s registradores
de maniobras y seiiales, y 10s osciloperturb6grafos. A continuaci6n se analiza brevemente cada uno de ellos.
9.9.1
Registrador de eventos
Es un dispositivo que detecta y registxa en forma secuencial, una serie de operaciones o eventos originados por una falla, en un punto determinado del sistema.
Lo anterior unido a la operaci6n de un osciloperturb6grafo (OPG), que indica
a partir del instante en que se origina la falla la grifica de las tensiones y corrientes
en cada fase, analiza el origen y la magnitud de la falla. Esto permite conocer fecha,
hora y el orden cronol6gico en que ocurren 10s diferentes evemos, como son operaci6n de 10s relevadores, apertura y cierre de 10s interruptores implicados en la falla,
funcionamiento anomal de alglin equipo, etc.
El registrador de eventos puede variar de un fabricante a otro. En tkrminos generales, esth formado por un m6dulo de alimentaci6n formado por circuitos electr6nicos. El m6dulo de control y la memoria tienen contadores de barrido que revisan
10s datos de entrada, asi como 10s circuitos detectores de 10s cambios de estado en
cualquier punto de la alimentaci6n.
El mbdulo decontrol, al detectar un cambio de estado, arranca el contador de
"lectura-escritura", asi wmo el impresor, almacenando en la memoria 10s datos de
un reloj. Despuh de transmitir la informaci6n a la memoria, el m6dulo de contro:
normaliza el detector que sufri6 cambio de estado, y se continlia con el barrido de
10s demhs puntos. La memoria almacena 10s datos del evento para efectuar la impresi6n en forma cronol6gica; esta impresi6n se logra borrando 10s datos individuales de estado e imprimiendo s61o dos datos que indican el cambio de estado.
El registrador se energiza con 125V de wrriente alterna, con transkrencia automhtica a 125V de corriente directa, cuando falla la primera, y tiene un consumo de
potencia que varia, de acuerdo con la marca, entre 350 y 1000 watts.
El uso del registrador es indispensable en las subestacioncs sin operador, per0
tambidn se necesita en aquellas otras que, aunque operadas manualmente, son de
gran capacidad.
Cada vez que opera el registrador, marca la hora, el minuto, el segundo y hasta
el milisegundo.
Para el operador, el encendido de una l h p a r a piloto le indica que el aparato
ha operado. La operaci6n puede detectar cualquier informacidn cuya duraci6n sea
superior a 50 milisegundos. Por otro lado, dos informaciones sucesivas pueden clasi-
ficarse cronol6gicamente, considerando una diferencia de por lo menos 150 milisegundos, entre el principio de la primera y el principio de la segunda informaci6n.
El papel registrador se desarrolla en 1.3 segundos, si no aparece ninguna otra
infonnaci6n durante el iltimo tercio de ese period0 de tiempo. La longitud de papel
correspondiente es de unos 28 milimetros. Cada registrador suele comprender unas
60 pistas.
Entre las fallas que debe detectar un registrador en forma visual y sonora, e s t h
las siguientes:
Falla de la tensibn de corriente directa.
Falla de la tensibn en 10s transformadores de potential.
Bloqueo de la apertura de un interruptor.
Sobrecargas en lineas de transmisi6n.
En resumen, se puede decu que un registrador de eventos sustituye 10s cuadros
de alarma en las subcstaciones, imprime la operaci6n de 10s equips de una subestad6n, como alarmas, relevadores, interruptores, etc., ademb, imprime toda la informaci6n disponible en un rollo de papel, donde indica el estado instanthe0 en que
se encuentra la subestad6n. En el caso de presentarse varios eventos simultaneos,
Cstos son registrados en la memoria en fonna secuencial y luego impresos en el papel
de acucrdo con el diagrama indicado en la Figura 9-14 en donde se indica en forma
de diagrama de bloques las partes principales de un registrador.
9.9.2 Odoperturb6grnfo (OPG)
E n d m o de fallas complejas, es muy 6tiI saber en qu6 momento se inicia el registro
de la8 operaciones controladas por el OPG, y el tiempo en que el registrador de eventos lo daecta con una precisi6n de hasta el rnilisegundo.
El aparato en sf, registra informaci6n que hace posible el anslisis posterior de
cualquicr disturbio ocusrido en el sistema, indicando con la precisi6n requerida, el
tiempo de duraei6n del funcionamiento de las protecciones de 10s interruptores y de
10s diferentes automatismos; registra a su vez 10s valores de ciertas magnitudes elkct r i m , como son corrientes y tensiones.
El OPG esta compuesto esencialmente de un cilidro que gira alrededor de su
eje a la velocidad de 2/3 de vuelta por segundo, aproximadamente.
Durante una vuelta del cilindro indicado en la Figura 9-15 se producen las siguientes operaciones:
El cilindro se cubre de una tinta especial al pasar por la posici6n A. En la posici6n B el cilindro recibe las agujas que registran sobre la tinta las senoides de las
corrientes y tensiones de las tres fases. En la posici6n C el cilindro imprime, al
ponerse en contact0 con el papel, las inscripcimes que e s t h marcadas en las seis
pistas.
CONTROL
SENALES DE CAMW I
I
M4DULO
DE
EMRADA
r
-
.-
.
r M6DULO C?E MEMORU
Y
CONTROL DE OPERACidN
NENTE
DE
WTENClA
.
.
.
.
IMPRESOR
FIG. 8 1 4 Diagrarna de bloques de un registrador de eventos
flG. 9-15 Cilindro grabador de un osciloperturbdgrafo
451
Los puntos B y C estbn separados un tercio de vuelta, que corresponde a medio
segundo.
Mientras no ocurra ningun incidente en el sistema, el mecanismo del aparato
no aplica el papel al cilindro en el punto C y la informaci6n grabada por las agujas
en B se borra al cubrirse de nuevo de tinta el cilindro, en A. El grabado (aplicacidn)
del papel s61o se produce al aparecer alguna operaci6n anormal en el sistema, y registra lo ocurrido durante un tiempo de unos cinco segundos. Un ciclo de la onda
de tensi6n o corriente en 60 Hz corresponde a unos 3 milimetros sobre el papel.
De lo anterior se deduce que el OPG tiene una memoria que registra las operaciones que preceden a1 incidente, que provoca la aplicaci6n del papel, cubriendo un
tiempo de medio segundo antes de la iniciaci6n del incidente, lo que permite detectar
c6mo y d6nde se fue iniciando la falla.
En general, 10s OPG suelen tener ocho pistas oscilogrbficasy catorce dispositivos
marcadores, de tal manera que se puede usar un aparato para dos circuitos con tensi6n superior a 115 kV o bien para cuatro circuitos para tensiones menores a 115 kV.
Para los circuitos con tensiones superiores a 115 kV, se pueden registrar las siguientes eantidades electricas:
Pistas oscilogrkficas:
3 corrientes de fase
3 tensiones entre fases
Dispositivos marcadores:
Proteccidn de distancia de las tres fases
Recepci6n o emisidn de una orden (relevadores en general)
9.10 NOMENCLATURA PARA U)S CIRCUITOS DE CORRIENTE
DIRECTA
Para ilustrar esta nomenclatura, a continuaci6n se muestra la Figura 9-16 que complementa lo indicado en el capitulo 6.
En ella, 10s signos (+) y (-) corresponden a las b m a s principales de 120 V de
corriente directa, que reciben la alimentaci6n directamente de la bateria y del rectificador cargador.
Dc estas barras se alimentan 10s termomagn&ticosque proporcionan 10s servicios auxiliares de corriente directa, de acuerdo con la siguiente nomenclatura:
Corresponde a la nomenclatura de la alimentaci6n de corriente
directa a 10s circuitos de protecci6n primaria (PP) que envian las
seRales de disparo a 10s intermpiores.
Corresponde a la nomenclatura de la alimentaci6n de corriente
directa a 10s circuitos de la protecci6n de respaldo (PR), 10s cuaIps envian las 6rdenes de disparo a 10s interruptores. Adembs se
CONTROL
453
utilizan para 10s circuitos de cierre y apertura por medio de un
conmutador que ordena la operaci6n del intemptor y las cuchiUas adyacentes.
Corresponde a la alimentaci6n de 10s circuitos de mando (M)del
(* M)
control local y del telecontrol de 10s interruptores y las cuchillas.
En si, es la alimentaci6n general del control de la subestaci6n.
Corresponde a la alimentaci6n de corriente directa de todas las
(*AA)
alarmas (AA) de 10s equipos en general, del registrador de eventos y del OPG, y de 10s relevadores intermedios (Rl).
Es la nomenclatura de la alimentacibn para la protecci6n de bu(* DB)
ses, seguida de un digito que corresponde a la numeraci6n progresiva de 10s buses.
(+ LF) y (+ LI) Corresponden a la nomenclatura de la alimentacibn a 10s circuitos de scflalizaci6n, para el mktodo de l h p a r a apagada, de 10s
interruptores o cuchillas motorizadas, instalados en el tablero de
control miniaturizado, utiliando un positivo de luz fija (+ LF)
y un positivo de luz intermitente (+ LI).
9.11 SISTEMAS DE CONTROL REMOTO
Como ya se indic6, se utilizan en las subestaciones en que adem& de tener control
local pueden operarse a control remoto desde el centro de operaci6n del sistema, y
s61o en casos de emergencia o en casos de pruebas al equipo, se opera localmente
por el personal de operaci6n o mantenimiento.
Fundamentalmente 10s sistemas autom6ticos decontrol y mando de una instalaci6n mixta, decontrol local y remoto, son 10s mismos que 10s utilizados en las instalaciones con control local.
El equipo de telecontrol realiza las funciones siguientes:
Supervisidn y telemedicibn. El equipo explora continuamente las estaciones remotas e interroga todos 10s puntos de indicaci6n, como son posiciones de cierre o
apertura de interruptores, puntos de alarma y puntos de telemedici6n. presentando
visualmente en forma continua 10s datos que sean seleccionados para ese fin. Ademds el operador del sistema central puede obtener la presentacibn visual de otras telemediciones que no requieren supervisi6n continua.
El equipo de telecontrol indica 10s cambios de estado que se producen en el sistema; toda condici6n de alarma que sea detectada se presenta inmediatamente a la
atenci6n del operador mediante una indicaci6n luminosa y sonora.
Para operar el equipo telecontrolado se interrumpe momentineamente la adquisici6n automitica de datos, la cual se reanuda automiticamente una vez que realiza y comprueba la orden de control.
Las comunicaciones entre la estaci6n central y las estaciones remotas, como ya
se indic6, se pueden Uevar a cabo por lineas telef6nicas. sistemas de hilopiloto, siste-
FIG. 9-16 Tablero se~icioda estacl6n
HOTIS:
3.. u - - m D I n * r t b x r a M U r m h p l r
Indg.,hd~nnrUr~mtcde.Ip-mpr~
b.
2- -mr-Wa-.nncm-m
d m b O . h . l ~ m ~ " a r W r - - OUmCYOL
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I. U-Od.-bb-bl-mLImi
L.!smb~.m13kY.
CvOY*-*I*.nnlobl~.
FIG. 9 1 6 (Continuacidn)
mas de onda prtadora, microondas, etc. En una instalaci6n con control remoto,
Ias operaciones que se efectdan son principalmente las siguientes:
1. Telemando de interruptores y cuchillas motorizadas.
2. TeleseiiaSici6n del estado de apertura o cierre de 10s interruptores y cuchillas motorizadas.
3. Teleseiializaci6n de 10s sistemas automAticos de control, como puede ser la
sincronizaci6n. el recierre, etcetera.
4. Teleinfomaci6n de las operaciones de 10s rekvadores de protecci611, por faIlas en las instalaciones.
5. Teleindicaci6n de alarmas, por fallas en 10s equips.
6. Telrmedici6n.
9.11.1 k d p e l 6 n de 10s sistemnsmutomhtieos de telecontrol
y telemando
*
m
En cada subestaci6n telccontrolada, las mediciones elkctricas se envian a travks de
10s transductores respectivos. Las seaales anal6gicas se convierten en sefiales digitales concentrbdose en un tablero electr6nico que se acostumbra llamar "unidad terminal remota" (UTR) cuyo diagrama simplificado se indica en la Figura 9-17.
La UTR envia toda ra informaci6n codificada por medio de trenes de ondas,
a travCs de un canal de comunicaci6n que puede ser un par de hilopiloto, hasta el
centro decontrol del sistema, donde a travts de computadoras se procesa la informaci6n prsentando al operador del sistema la visi6n completa de todos 10s datos
de todas las subestaciones del sistema.
9.11.2 Dispositivos de telemando
Para rcalizar las funciones de telemando se utilizan 10s dispositivos de mando localizados en el tablero de control miniaturizado de la subataci6n.
Como ya se indic6 en el caso de control local, en el caso del telecontrol 10s sistemas de mando tambitn consisten en la energizaci6n de la apertura o cierre de 10s
intermptores, con sus dos juegos de cuchillas motorizadas. Para ello se dispone en
10s circuitos de cierre o apertura del equipo mencionado de juegos de contactos
en paralelo. tanto del conmutador de control, como de 10s relevadores auxiliares,
accionados a control remoto, como se muestra en las Figuras 9-18 y 9-19.
En la Figura 9-18 se observa que a panir del instante en que se cierra el contacto (1). en la oficina central del sistema, a trav.5 de un par del cable de hilopiloto, se
envia la seflal a la terminal remota del sal6n de tableros de la subestaci6n.de que
se trate. En la terminal remota se energiza la bobina que cierra el contacto (2). este
a su v n e s a en paralelo con el contacto (3) que es cerrado por otra bobina, la del
CONTROL
457
I
I
-xz
MAS
TAWETAS
OE
ENTRADA
I
I
L
:
-
n
GAB.
IN.
SEIJALIZAC16N
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
!
I
.-------..-------.----
PUNTOS DECONTROL
I
I
---i
(1
(1
--
D,A
I
C1
==
,TAPS DE LOS
TUANSFORMAWRES
INTERRUPTOR
CONTROLAWR
S-SUBIR
DBAJAR
A-ABRIR
CCERRAR
CJOCONVERTIWR ANAL~GICODIGITAL
DIA CONVERTlWR DIGITAL ANALmICO
FIG. 9-17 Diagrama simplificado de la unidad terminal remota (UTR)
L
I
HILOPILOTO
I
1
SlSTEMA
L CENTRAL
--A
FIG. 9-18 Diagrama dei dispam de un interruptor telecontroiado a travb de la unidad UTR
1
I
I
HlLOPlLOT0~-b
r-.-
i
SISTEMA
IL CENTRAL
---l
FIG. 9-19
Diagrama del cierre de un interruptor telecontrolado a trav6s de la unidad UTR
relevador de interposici6n RI-1. La bobina a su vez se energiza, a1 cerrar el contacto
de cierre manual del wnmutador (SWC) de la consola. Cualquiera de 10s dos contactos que se cierren, el 2 o el 3, y a traves de un par de hilo tipo telefdnico, energizan
la bobina del relevador de interposici6n RI-2 instalado en la caseta 1. Esta bobina
cierra el contacto 4 que a su vez est6 en paralelo con 10s contactos de 10s relevadores
de la proteoci6n de rspaldo. Cualquiera de estos contactos que cierre, y a travb
de un par de un cable de control, energizan una de las dos bobinas de disparo del
interruptor de que se trate.
En caso de que el interruptor tenga dos bobinas de disparo, la segunda bobina
se mergiza a travb de 10s contactos de cualquiera de 10s relevadores de la protecci6n
primaria.
La Figura 9-19 muestra un diagrama pr6cticamente igual al circuito anterior,
con la linica diferencia de que, ya sea de la oficina central del sistema o del sa1611 de tableros, se manda una seilal que energiza la bobina de cierre del mismo interruptor.
9.11.3
Dispositivos automiticos de control
Tambitn como en el caso del control local, 10s dispositivos automhtiws de control
son 10s mismos, pero ahora operando desde el punto de vista del control remoto,
como se indica a continuaci6n:
El objeto de 10s bloqueos a primordialmente evitar la operaci6n de ciertos aparatos
que no d e b n operarse bajo condiciones de carga, como es el caso de la apertura
de cuchillas bajo condiciones de carga.
Son las mismas consideraciones que en el caso del control local.
Semejante al caso del control local.
Enel caso de telewntrol la seRal de sincronizacibnactua cobre un relevador auxiliar.
que citrra el circuito de tensi6n de referencia y el de tensi6n por sincronizar, energizando a continuaci6n el relevador de puesta en paralelo.
CONTROL
461
En caso necesario se pucde interrumpir el proceso de sincronizaci6n mediante
una sefiai a control remoto, desde la oficina central del contrd del sistema. Si la sincronizaci6n no se realiza en un period0 miximo de dos minutos, el proceso de
sincronizaci6n se interrumpe automAticamente, normalizindose 10s circuitos correspondientes.
Es semejante al control local.
9.11.3.6 Alarmas
Como se sabe, el equipo de una subestaci6n cuenta con las alarmas necesarias para
indicar
al operador cualquier anormalidad en el equipo.
'
En el caso de las subestaciones telecontroladas, las alarmas se pueden controlar
en la forma indicada en la Figura 9-20 donde se muestra una parte de un sistema
de alarma, en forma local y telecontrolada, del Area de 10s transformadores de potencia.
Segun el equipo que protegen, las alarmas se pueden clasificar en tres grupos:
9.11.3.6.1 Alarmas del equipo en general
En donde cualquier falla en cualquier equipo, es anunciada en forma luminosa y sonora al operador del sistema central.
9.11.3.6.2 Alarmas de 10s circuitos de control o diipositivos auxiliares
Estos circuitos se refieren a 10s de corriente directa y a 10s del control del telemando,
que estan protegidos por dos interruptores termomagn6ticos de 3A cada uno. A1
operar algljn termomagn6tk.0, suena la alarma general y enciende la seaal luminosa
particular del elemento operado.
9.11.3.6.3 Alarmas de Ias protecciones automhticns
Cuando debido a una falla operan uno o varios interruptores, cada uno de ellos
cierra un contact0 awiliar que se encuentra en serie con un relevador de alarma,
cuya bobina se energiza con la corriente de disparo del intemptor, cerrando el contacto de la alarma y haciendo sonar una campana cuyo sonido cesa, cuando el operador la restablece manualmente.
FIG. S-20 Diagrama de las alarmas en una subestaci6n telecontrolada
CONTROL
463
Dependiendo de la importancia, y del lugar de la fdla en un equipo, las alarmas se
pueden clasificar en dos grupos:
9.11.3.7.1
Alarmas d e emergencia
En este grupo se consideran las alarmas que indican averias que ponen en peligro
inmediato el equipo considerado, y que deben ser atendidas lo m b ripido posible.
Entre estas alarmas se pueden considerar, por ejemplo, baja presi6n de aire en un
interruptor neumitico, falta de corriente directa en 10s circuitos de control, baja presi6n de SF, en 10s compartimentos de una subestaci6n en SF,, etc.
9.11.3.7.2
Alarmas d e alerta
En este grupo se consideran las alarmas que indican averias que no presentan un peligro inmediato y que permiten disponer de un tiempo suficientc para corregir la faIla. Alarmas de este tipo son, por ejemplo, baja presi6n del nitr6geno en un transformador, pkrdida de algunos de 10s cargadores de bateria, bajo nivel de aceite, etc.
En ambos casos, las seilales de alarma son enviadas a1 registrador local de eventos de la subestacibn, en paralelo con el envio de dos grupos de seilales al centro de
control del sistema, a travks de la UTR, para lo c u d todas las alarmas que son
de emergencia se transmiten como una sola seflal, y todas las alarmas que son de
alerta tambikn se transmiten como otra seilal a trav& de otro circuito. A pesar
de que todas las alarmas de una subestaci6n se transmiten como si fueran dos grupos de seilales, se tiene la ventaja de que 10s m6dulos de alarma pueden identificarlas, asi como el aparato del cud proviene, por medio de 10s cuadros de alarmas que
existen en cada subestaci6n.
TABLEROS, LOCALIZACION
DE APARATOS Y
ALAMBRADOS
10.1 GENERALIDADES
Los tableros de una subestacidn son una serie de dispositivos que tienen por objeto
soportar 10s aparatos de control, medicidn y protecci6n. el bus rnimico, 10s indicadores lur.unosos y las alarmas.
Los tableros pueden fabricarse con l h i n a de acero de 3 rnm de grueso, o bien
de plestico reforzado, y se montan sobre bases forrnadas por acero estructural tip0
canal de 100 mm de ancho, que van ancladas en la base de concreto del sal6n de
tableros.
10.2 TIPOS DE TABLEROS
Dependiendo de la funcion que desarrollan y del tamafio de la subestacion, se utilizan diferentes tipos de tableros, como se indica a continuacion.
10.2.1 Tableros de un solo frente
Son tableros de tipo vertical, que se utilizan en subestaciones pequefias, aprovechando el mismo frente para montar la proteccidn, la medicidn y el control. Son 10s
TABLEROS,LQCAEIZACI~NDE APARATOS Y ALAMBRADOS
467
En tableros separados se montan 10s relevadores de las protecciones. Estos tabkros se pueden instalar, seglin el criterio del proyectista, en otra secci6n del edificio
de tableros, en otro frente colocado en un plano posterior al de 10s tableros de mando, o bien, en casetas situadas en las cercanias del equipo de alta tensi6n desde donde, por medio de transductores de corriente y de tensidn se transmiten las seaales,
a travb de cables con calibres de tipo telef6nic0, hasta el tablero principal de la subestaci6n.
10.2.4
Tableros tipo mosaico
Este tipo de arreglo con elementos modulares, como se observa en la Figura 10-2,
formados por cuadros de 2.5 mm de lado, se utiliza en tableros de frente vertical
o de tipo consola, que se instalan generalmente en subestaciones operadas a control
remoto, en que 10s relevadores se fijan en tableros separados, dentro del edificio
principal de tableros, o en casetas.
Estos tableros son sumamente compactos y esta reducci6n se debe al uso de
transductores para medici6n, relevadores de interposicidn y cable de control de tipo
telef6nico. como se observa en la Figura 10-3
10.3 AGRUPAMIENTO DE CIRCUlTOS POR TABLERO
Dependiendo del tablero y de la s,ubestacidn, 10s tableros se disefian para operar 10s
siguientes circuitos:
Lineas y cables de alta tensi6n
Bancos de transfonnadores
Barras colectoras (buses)
Baja frecuencia
Alimentadores de distribuci6n
Bancos de capacitores
Servicio de estacibn y auxiliares
Para las subestaciones de 85/23 kV o d e 230/23 kV se recomienda el uso de tableros tipo mosaico para el control y la medici6n. mientras que 10s relevadores de
la protecci6n se instalan en tableros aparte.
Para las subestaciones muy grandes, con tensiones de 400/230/85/23 k V es m8s
econ6mico y funcional, en lugar de usar un edificio central de tableros al cual llegan
las senales a traves de cables de control de gmeso calibre, la instalaci6n de casetas
con tableros, repartidas en tal fonna que queden ubicadas en 10s centros de carga
dc dos m6dulos wntiguos.
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7 ~ ~ m 5 1 ~ w ~ s m 5 7 w ~
FIG. 10-2 (Continuacidn)
FIG. 10-2 Tablem de control
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4cQA
V
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CQNWCTOR No. 6
5A
I
I
I
I
I
I-
I
CASETA CONTROL
TRANSDUCTOR DE CORRIENTE
5A.almA.
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I
I
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I
SAL~N
TABLEROS
TABLERO INTERCONEXION
.-J
CABLE TELEF~NICO
I
I
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I
..- - - - - - - - ..-J
L-
I
I
I
I
SALON TABLEROS
AMPERMETRO EN TAB. CONTROL
1
F
SAL6N TABLEROS
ESTAC16N REMOTA
(I
CABLE H.P.
2P. x S.E.
-
"
.. -..
.. S.E.
..
..
I
SISTEMA
SISTEMA
ESTACI~N
CENTRAL
SISTEMA
CONSOLA
FIG. 10-3 Telemedicibn linea de 400 kV
TABLEROS, LOCALIZAC16N DE APARATOS Y ALAMBRADOS
473
En el edificio principal se instalan 10s tableros de mosaicos, con 10s dispositivos
de mando y 10s aparatos indicadores indispensables para la operaci6n de la subestaci6n. como ya se indic6 en la Figura 10-2.
En cada caseta se instalan tableros de un solo frente. sobre 10s cuales se montan
10s equipos de control y medici6n que no requieren observacibn permanenle, y que
corresponden a dos m6dulos contiguos de la subestaci6n. Los cables secundarios,
de 10s transformadores de corriente y de potential, se llevan desde 10s propios aparatos hasta la caseta, dentro de tuberia conduit, donde alimentan 10s relevadores y el
equipo de control y medici6n, y desde donde se prolongan al edificio principal, a
travh de transductores, pero ahora con cable de control blindado de tipo telef6nico.
como se obsewa en la Figura 10-4.
10.4 PERFORACIONES PARA LOS APARATOS DE LOS TABLEROS
A partir de 10s tableros que se van a utilizar y seglin el tipo de circuit0 que van a
operar 10s aparatos que se instalan en cada panel, y de las dimensiones que indica
cada fabricante de aparatos, se procede a elaborar 10s dibujos con las dimensiones
de las perforaciones, 10s cuales se entregan al fabricante de tableros para la ejecuci6n de las perforaciones, pintado, montaje de 10s aparatos y fabricaci6n final del
tablero con el alambrado correspondiente, hasta su completa terminacibn.
10.5 DESCRIPCI~NDE LOS TABLEROS
A continuaci6n se describen con m h d e t d e 10s diferentes tableros, asi como 10s diferentes factores dimensionales que hay que tomar en cuenta en su diseiio.
10.5.1 Tableros para sewicio de estaci6n
Complementando lo expresado en el capitulo 6.10s tableros utilizados para controlar 10s sewicios auxiliares de una instalaci6n pueden ser de tipo intemperie o de tipo
interior.
10.5.1.1 Tablero intemperie
Es el tablero principal que recibe la energia de 10s transformadores del sewicio de
estaci6n. Es un tablero de tipo blindado, de doble frente y sin pasillo al centro. que
se utiliza para el control y protecci6n de todos 10s servicios de corriente alterna.
El tablero esth formado por cuatro secciones, las dos extremas reciben la energia de cada uno de 10s transformadores de estacibn, mientras que en las dos centrales
I-----------
COND No. 8
L--- - - -
:
BOBINA DISP.
- -- ,
I INT.
TAELERO
REL. INTERPOS 2
TABLERO
INTERCONEX16N
SWC
TAB. CONTROL
EST. REMOTA
L
----- - - --- -
-.-.-.-.SISTEMA
EST. CENTRAL
FIG. 10-4 Telecontrol interruptor 400 kV
TABLEROS, LOCALIWC16N DE APARATOS Y ALAMBRADOS
475
se encuentran todos 10s interruptores termomagn6ticos, dos de eUos reciben la energia de 10s transformadores y 10s demhs reparten energia a 10s circuitos de mayor potencia incluyendo al tablero secundario;
10.5.1.2 Tablero interior
Tambien Uamado tablero secundario, normalmente se encuentra situado dentro del
edificio principal de tableros y recibe la energia de 2U) volts, por medio de un cable
que sale del tablero principal.
Este tablero normalmepte esth formado por cuatro secciones, a saber:
Seccidn I . Se emplea para el control y protecci6n de 10s servicios de corriente
alterna a 220 volts, tres fases, cuatro hilos, con el neutro dlidamente conectado a
!ierra.
Seccidn 2. Esta secci6n recibe la energia de las barras del tablero secundario
y la distribuye para el control y protecci6n de 10s circuitos de alumbrado, de 10s aparatos registradores y de circuitos extra para la conexi6n de 10s aparatos de mantenimiento.
Seccidn 3. Tambien recibe la energia de las barras de corriente alterna del
tablero y la distribuye, a travb del rectificador, a las barras de corriente directa de
120 volts, a partir de las cuales y a travks de 10s interruptores, termomagnCticos adecuados, se alimentan 10s servicios de I20 volts, incluyendo la carga de la bateria de
IZO volts.
Seccidn 4. Recibe la energia de las barras de corriente alterna del tablero y la
distribuye a travh del rectificador, a las barras de corriente diiecta de 51.6 volts,
a partir de las cuales, y a travb de 10s termomagn6ticos adecuados se alimentan 10s
sewicios de 51.5 volts, incluyendo la carga de la bateria de 51.6 volts.
10.5.2 Singulnridades de 10s tableros
A continuaci6n se menciona cierto nlimero de particularidades sobre las caracteristicas de 10s tableros que, aunque puede variar de un caso a otro, sirven sin embargo
de referencia para dimensionar tableros, a saber:
10.5.2.1 Det.Lles genedes para tableros de semcio de estaci6n
La altura maxima de 10s tableros no debe exceder de 2.28 metros.
La altura minima de montaje de 10saparatos en 10s tableros no debe ser menor
de 60 cm, sobre el nivel del suelo.
'
La altura maxima de montaje de 10s aparatos sobre el nivel del suelo, no debe
ser mayor de 1.90 metros.
Las partes vivas expuestas deben quedar aisladas, para evitar posibles contactos
accidentales.
Los tableros deben estar provistos de tabtillas terminales de conexi6n. que reciben 10s remates de todos 10s conductores que llegan del exterior, conectando la otra
parte de la conexi6n a 10s remates de 10s conductores que conectan 10s diferentes
aparatos del tablero.
10.5.2.2 Detalles en tableros de control
Los cuadros de alarma, en caso de requerirse, se instalan en la parte superior de uno
de 10s tableros.
A continuaci6n y hacia abajo, se instalan 10saparatos de medici6n indicadores.
Se acostumbra instalar 10s conmutadores y el bus mimico dentro de una franja
situada entre 80 y 160 cm de altura.
El bus d m i c o es la representacidn sobre el conjunto de frentes de tableros, o
sobre la consola, de 10s diagramas unifilares utilizados en ,las Areas de una subestaci6n que utiluan tensiones diferentes.
El bus en si, es una tira de material plAstico de 3 mm de grueso, por 10 mm
de ancho, que se pega al tablero, formando continuidad con 10s conmutadores de
las cuchillas e interruptores, de tal manera que un operador tenga a la vista.y comprcnda con facilidad las maniobras que va a efectuar.
El bus mimico se utiliza con diferentes colores de acuerdo con la tensi6n que
controla el grupo de tableros. Los colores que m h se acostumbran de acuerdo con
las tensiones, son 10s siguientes:
kV del Area
Color del bus
Verde
Negro
Blanco
Cafe
Naranja
Rojo
Amarillo
Azul
En la instalaci6n de 10s conmutadores &be permitirse cierta separaci6n entre
ellos, para que no interfieran las conexiones del alambrado.
No deben instalarse conmutadores arriba de 180 cm, ni abajo de 70 cm, sobre
el nivel del suelo.
TABLEROS. LOCALIZACIdN DE APARATOS Y ALAMBRADOS
477
No deben instalarse aparatos de medici6n en la parte inferior del tablero.
Se debe tratar de que 10s tableros se vean lo m8s esteticos posible. Todos 10s
tableros deben tener, dentro de lo posible, las mismas cotas para 10s mismos elementos.
10.5.2.3 Detalles en tableros de protecci6n
Tablillas. Las tablillas de conexi611 se pueden agrupar formando columllas,
con un mkimo de 30 tablillas de 24 conexiones cada una. Las columnas se fijan
en posicibn vertical, tomando en cuenta que la tablilla inferior nunca debera
fijarse a una altura menor de 10 cm del suelo. Las tablillas s t a n formadas por
material aislante de tip0 termopl&stico, en el cud e s t h embebidos 10s bornes
terminales.
Cuchillas. Las cuchillas de p ~ e b son
a unas pequeaas cuchillas de tamaRo ligeramente m a h r que el ancho de las tablillas de conexiones y que se conectan
a cada una de las terminales de cada relevador con objeto de probar y calibrar
cada uno de ellos, sin tener que dsconectar circuitos que, al reconectarlos,
podrian producirse cruzamientos en las conexiones. Las cuchillas de prueba
tambikn conviene agruparlas, formando columnas verticales, con un maKim0
de 24 cuchiilas y su parte inferior tampoco debera fijarse a una altura menor
de 10 cm del suelo.
Perforaciones para aparatos. Las perforaciones en el tablero para el montaje
de 10s aparatos nunca deben s t a r a una altura mayor de 220 cm, ni menor de
75 cm.
Distancias minimas entre partes de tableros. De la orilla del tablero a la orilla
de la perforaci6n: 4 cm
De la orilla del tablero al centro de la columna de tablillas: 11.5 cm
De la orilla del tablero al centro de la columna de cuchillas de prueba: 11.5 cm
Entre columnas de cuchillas de prueba: 16 cm
Entre columnas de tablillas de conexiones: 16 cm
Entre las orillas de las perforacions.para fijar 10s aparatos: 5 cm.
Conductores. Los conductores son 10s elementos encargados de interconectar
10s diferentes dispositivos montados en 10s tableros. Como recomendaciones
generales para el cableado de protecci611, medici6n y control en 10s tableros,
se indica lo siguiente:
1. En 10s tableros se acostumbra usar alambre de calibre 12 AWG para las
partes fijas, y cable flexible tambikn de calibre 12 para partes m6viles. Para
las alarmas, senales y registradores, se usa calibre 18 AWG. El forro en todos 10s casos suele ser de PVC, para 90°C. y 600 volts.
2. Trhtese de que todo el alambrado de 10s tableros, entre las tablillas y 10s aparatos sea visible, para lo cual conviene que se utilicen conductores con forros
de colores variados.
3. Agdpense en un mismo cable de varios conductores seaales similares, o %a
sephnse 10s cables por funciones, y asi se usah un cable para corriente directa, un cable para corriente altema, un cable para 10s transformadores de
corriente de la protecci6n primaria, otro para las seaales de corriente de la
protecci6n de respaldo, otro para 10s sccundarios de la protecci6n de buses,
otro para 10s secundarios de la medici6n, cables para secundarios de los
transformadores de potencia, cables para las seaales de control y disparos,
y cables para sehiizaci6n y alarmas.
4. Para la instalaci6n y conexi6n en el taller, conviene hacer 10s diagramas trifilares de 10s circuitos de 10s transfonnadores de corriente, incluyendo las alimentaciones a las bobinas de corriente de 10s relevadores, aparatos de medici6n y transductom.
5. De acuerdo con la 16gica de operaci6n de la proteccibn, conviene desarrollar
10s diagramas de interconexi6n de 10s contactos de 10s relevadores, separando 10s circuitos de corriente directa de la protecci6n primaria de 10s circuitos
de la de respaldo, incluyendo los relevadores auxiliares necesarios para la
ejauci6n de las maniobras de los intermptores.
6 Efectllease 10s diagramas de control manual y remoto, incluyendo 10s bloqueos. scflalizaci6n y alarmas que se indiquen en la 16gica de operaci6n.
7 Relacidnensc todos 10s diagramas en un solo plano o en planos independientes, teniendo cuidado de ser congruentes en todo lo referente a simbolos y
leyendas.
8 El calibre del conductor que conecta 10s tableros a la red de ticrra es, por
costumbre, del nllmero 6 AWG.
CAP~TULO
11
PRUEBAS Y PUESTA EN
SERVICIO
11.1 GENERALIDADES
a
a
i
Durante el proceso de instalaci6n del equipo de una subestaci6n y sobre todo al final, que n cuando se procede a la puesta en servicio de la instalaci6n. es necesario
efectuar una serie de pruebas necesarias para determinar el estado final de 10s aislamientos, 10s circuitos de control, la protecci6n, medici6n. seEaIizaci6n. alarmas y
finalmente el funcionamiento del conjunto de la subestaci6n.
A su vez, el conjunto de datos obtcnidos de las pruebas sirven de antecedentes
para que, a lo largo de la vida de la instalacidn, el personal de mantenimiento tenga
una base para determinar el grado de deterioro que van sufriendo 10s diferentes
equipos, asi como tenet un punto de referencia para comparar las nuevas lecturas,
obtenidas en 10s equipos despuks de una reparacibn.
11.2 TlPOS DE PRUEBAS
Las pmebas se pueden incluir en tres grupos iniciales, mhs dos pruebas finales:
1. Pruebas al equipo de alta tensicin
2. Pruebas al equipo de proteccidn, medicidn y control
3. Pmebas a1 equipo. con su tensi6n nominal de operaci6n
4. Faseo de la subestaci6n
5. Toma de carga de la subestaci6n
11.2.1 Pruebas a 10s equipos de alta tensi6n
El tipo de pruebas por r e a l m dependera del equipo de que se trate y de sus funciones. Gran parte de las pruebas las especifican 10s propios fabricantes, como pruebas
de f i b r i a , algunas de las cuales se vuelven a efectuar, una vez instalado el equipo,
pero ahora con el nombre de pruebas de campo.
A continuaci6n se indica, por separado, cada uno de 10s equip s de alta tensi6n
que se consideran en las pruebas de campo:
i,
Transformadores de potencia
Intemptores
Cuchiias
Transformadores de corriente
Transformadores de potencial
Transformadores de sewicio de estaci6n
Pararrayos
Fusibles tipo cuchilla
Aisladores
Condensadores de acoplamiento
Trampas de onda
Reactores
Una vez instalado cada uno de 10s equipos, la secuencia de las pruebas de campo se puede desarrollar en el siguiente orden, aunque no todas las pruebas que se
indican a continuaci6n se efectuan a cada uno de 10s equipos arriba mencionados:
1. Resistencia de aislamiento
2. Factor de potencia de 10s aislamientos
3. Rigidez dielktrica del aceite
4. Relaci6n de transformaci6n
5. Resistencia de contact0
6. Tiempo de apertura y de cierre de 10s contactos de 10s interruptores
7. Continuidad elktrica de 10s circuitos
8. Polaridad
9. Tensiones minimas de operaci6n
PRUEBAS Y PUESTA EN SERVlCIO
481
11.2.1.1 Resistencia de Pislamiento
Esta prueba permite determinar el estado que guardan 10s aislamientos elkctricos de
un aparato, de tal manera que pueda soportar conforme alas normas, las tensiones
nominales y de prueba.
Dicha resistencia viene dada por el valor en megohms que presenta un aislamiento, al aplicarle una fuente de tensibn de corriente directa, durante un tiempo
determinado, que produce una corriente de fuga en el aislamiento. Dicha corriente
se puede considerar formada por cuatro componentes a saber:
Corriente capacitiva. Como un aislamiento no es otra cosa que el dielectric0
de un capacitor, al aplicar una tensi6n de corriente directa aparece la corriente de
carga del capacitor, que a partir de un valor elevado disminuye exponencialmente,
hasta Uegar a un valor despreciable a1 cabo de unos IS segundos, lo c u d se traduce
en la aparici6n de una baja resistencia de aislamiento durante el inicio de la prueba.
Corriente de absorcidn dieldcfrica. Es la corriente complementaria de la anterior, que fluye debido a la baja resistencia inicial del aislamiento.
Esta corriente, cuya velocidad de decrecimiento es mucho menor, tarda un
tiempo que puede variar de varios minutos a varias horas, para llegar a un valor cercan0 a cero.
Corriente de conduccidn. Es la corriente que atraviesa un aislamiento, alcanzando un valor que es pricticamente constante.
La suma de las tres corrientes anteriores produce una corriente de forma exponencial en su inicio, tendiendo a un valor constante, tan pronto la corriente de absorci6n decrece a un valor insignificante.
Corriente de fuga. Se denomina con este nombre, a la corriente, muy pequeaa, que fluye sobre la superficie del aislamiento.
Esta corriente tambikn tiene un valor constante, y unida a la del caso anterior,
muestra las condiciones de calidad de un aislamiento.
Curva de absorci3 diel+trica. Es la curva que se obtiene al graficar 10s valores de la resistencia de slam~entocontra el tiempo. Esta curva presenta a1 principio
un valor pequeao de resistencia, que aumenta progresivamente, hasta estabilizarse
en un tiempo determinado. La pendiente de la curva proporciona el grado relativo
de humedad o contaminaci6n del aislamiento de que se trate. Si la curva es de baja
pendiente y tarda unos dos minutos en estabilizar, indica que el aislamiento est.4 en
malas condiciones.
Para efectuar la prueba de absorci6n se utiliza un aparato llamado "megger",
que se va a describir posteriormente. Durante la pruebase anotan las lecturas del
aparato cada I5 segundos durante el primer minuto, y a continuacibn se toman lecturas cada minuto, hasta que estabilice la lectura del aparato.
Obtenidas las lecturas, se traza la curva respectiva, megohms-tiempo. C0m0 las
condiciones del aislamiento se dan por la pendiente de la curva, se consideran dos
puntos particulares sobre la misma, que se llaman:
lndicc de aborci6n = I,,
India de polarizaci6n = I,
que r e p m a t a n las siguientes relaciones:
I,,
= Reslstencia a 10s 60 segundos
Resistmcia a 10s 30 acgundos
I,
Resistmcia a 10s 10 minutos
Resbtcncia a 1 minuto
Am& v d o m indican las condidones del aislamiento que, en el car0 de transfonnadorcs, se pucdcn detuminar dc werdo con 10s datos de la Tabla 11-1, que
indica la cIasificaci6n de 10s aislamientor de 10s transfonnadores, con base en 10s
indices de absoradn I,, y de polarizaci6n I,
TABLA 11.1 Determinaci6n del cstado de 10s
aislamiintos de un transformador.
Emdo del
Efecto de la temperatura en la resistencia de aislamiento. Un factor que influye
en la r e s h c i a de un aidmiento es la temperatura. POI ello conviene efectuar las
medicioaes a la misma temperatura y, en caso de no poder efectuarlas a la misma
temperatura, convienc reducir las lecturas a una misma temperatura base, para lo
cual se puede utilizar la siguiente expresi6n:
R = Resistencia del aislamiento, en megohms
R, = Rcsistencia-del aislamiento en megohms, a la temperatura ambiente
K = Factor de correcci6n que depende de la temperatura. Para la temperatura
base, considerada de 20°, K = 1
PRUEBAS Y PUESTA EN SeRVlClO
FIG. 11-1 Grdfica K-Temperatura
El factor K se determina con base en la grAfica K-temperatura, indicada en la
Figura 11-1.
Un criterio prActico para determinar si un aislamiento estd en buenas condiciones es el siguiente:
La resistenciz minima de aislamiento minimo, es igual a 1 megohms por cada
kilovolt de la clase de aislamiento del devanado, a 7S°C.
El valor anterior debe duplicarse, por cada 10°C de disminuci6n de la tcmperatura.
Megger. Es un aparato que sirve para medir la resistencia de aislamiento, en
10s e q u i p s de alta tensi6n.
El aparato es un generador de corriente directa con una escala de lectura, graduada en megohms, que mide 10s miliamperes que circulan por el aislamiento, al
aplicarse la tensi6n de corriente directa del generador del propio aparato. El generador se puede mover a mano o en forma motorizada, siendo este llltimo tipo el m&
u t i l i o , debido a que la aplicaci6n de tensi6n durante la prueba a m& uniforme
que en el t i p manual.
Pruebas de aislamiento a transformadores. Para efectuar esta prueba conviene
verificar 10s siguientes puntos:
1 Verilkar el esfado del megger. Esto se logra con el ajuste del cero y del
infinite. El primer caso se logra conectando las puntas de prueba en cortocircuit0 y aplicando la tensi6n del generador. El segundo caso se logra dejando las puntas abiertas y aplicando la misma tensi6n.
2 Niwlar el instrumento. El instrumento se debe operar perfectamente nivelado, para lo cud tiene en su base cuatro patas con tomillos que al girarse.
ajustan la altura de cada esquina de la caja.
3 Lirnpiacl del equipo bojo prueba. Deben limpiarse todas las porcelanas de
materiales grasos y de contaminates. Previamente el equipo que se prueba
debe a t a r completamente desenergizado y desconectado de 10s circuitos de
alta y baja tensi6n. El tanque debe estar firmemente conectado a tierra.
4 Pruebas con megger. Las mediciones, para estas pruebas, se hacen conforme a lo indicado en la Figura 11-2, donde se muestran las conexiones para
la prueba de aislamiento de un transformador de dos devanados.
Las mediciones se hacen en la siguiente forma:
A T - BT + T (Alta tensi6n contra baja tensi6n mAs tierra)
BT - AT
T (Baja tensi6n contra alta tensidn mAs tierra)
AT - BT
(Alta tensi6n contra baja tensi6n)
+
El dltimo caso, realmente queda incluido en 10s dos primeros. Al decir: AT, se
conectan con un alambre desnudo todas las boquillas de alta tensibn y BT+T, se
conectan todas las boquillas de baja tensi6n, y el mismo alambre se conecta a la zapata de tierra del tanque.
PRUEBAS Y PUESTA EN SERVlClO
485
L
7
MEGGER
w 8
x,
N
E
S
x, 8 x3
T
T.,G
4
-
L
-
a) DEVANADO OE ALTO VOLTAJE CONTRA DEVANADO DE
BAJO VOLTAJE (H-X)
L
H,
(El
"2
-nrrrrrmn
-'3
'Si
r mx,tfx3
td
F- ,d
?-
4
rL MEGGER
*G
I
-
b
b) DEVANADO DE ALTO VOLTAJE CONTRA DEVANADO DE
BAJO VOLTbJE MAS TIERRA (X-H+ T )
L
",
w
x
-rrrrrrrrrm
H3
"2
z
v x3
/to
4
T MEGGER
4
c) DEVANADO OE BAJO VOLTAJE CONTRA OEVANADO DE
ALTO VOLTAJE MAS TIERRA (X-H+T)
FIG. 11-2 Conexiones para las pruebas con megger.
En el caso de AT + T se conectan todas las boquillas de alta tension y el alambre
se prolonga hasta la zapata de tierra del tanque.
Finalmente, BT quiere decir que se conectan todas las boquillas de baja tension.
11.2.1.2 Factor de potencia de 10s aislamientos
Esta prueba proporciona una indication de la calidad de un aislamiento sobre todo
en lo referente a la deteccion de humedad y otros contaminantes; como lo que se
mide es una relacion de perdidas, el factor de potencia es independiente de la cantidad de aislamiento bajo prueba.
Experimentalmente esta prueba es mks confiable que la de resistencia de aislamiento.
486
D t S m DE SUBESTACIONES ELSCraICAS
A difcrcncia de la prueba anterior, el aislamiento se ?mete a una tensi6n de
wrriente alterna. Como el aislamiento de un aparato es en si, dielCctriw de un capacitor, cuyo circuit0 equivalente se puede representar por una resistencia R en paralelo con un capacitor C. Por lo tanto el factor de potencia de un aislamiento es la
relaci6n de la resistencia a la impedancia.
El factor dc potencia se mide aplicando una tenni6n al aislamiento y midiendo
la corricnte A y la potencia W de pkdida, que a su vez provoca el calentamiento
del aislamimto, que lo va degradando.
Factor de dkipaciidn D. Es otro factor que se utiliza para daeaar el estado
de un aislador. Viene dado por la tangente del hngulo complementario del hgulo
a, s e g h se mueatca en la Figura 11-3, que praenta un diagrama simplificado de
ptrdidas.
a)
b)
1,
V
FIG. 11-3 Diagmrna d d fact01 de dbipncibn.
En donde:
-
I = Corriente total
I,
Corriente capacitativa
I, = Corriente dk absorci6n dielktrica
I, = Corriente de conducci6n. (Se desprecia)
lgual queen el caso anterior, la corriente total I es la suma de las tres co&ntes
mencionadw. Para el c ~ s osimplificado se puede despreciar el tbnnino llamado corriente de wnducci6n. por lo que x puede obtener. la f6rmula:
(suma vectorial)
PRUEBAS Y PUEXTA EN SERVlClO
487
1,
cos 4
' = -
I, = I= tan 0
sustiuyendo (2) en (1) para dejar (1) en funci6n I,
y ahora, sustituyendo (2) en (3) y dejando la expresi6n en funcibn de cos o.
COS 0 =
cos 6 =
tan o I,
I, Jtanzo + I
tan o
Jtanzo
+1
cuando en el dielktrico la corriente de fuga es muy pequeila, o a pequefio. O tiende
a 90". y por lo tanto, cos O tiende a tan o. e I tiende a I,. Por lo que finalmente:
Jp = cos O = tan o
En la prictica, un equipo de prueba mide d factor de potencia en base a la expresibn:
Jp = & x 100
MVA
donde:
mW = Potencia de perdidas, en miliwatts
MVA = Potencia de m g a en milivoltamperes
En 10s equipos elCctricos que utilizan aceite aislante en su interior, como son
Jos transformadores de potenciaI.de corriente, etc., se debe wnocer el factor de potencia de hte.
Un aceite aislante nuevo, en 6ptimas condiciones. debe tenet un factor de potencia de 0.051 a 2O0C, aunque en el campo un aceite con fp = 0.51 puede considerarse en buenas condiciones. Si su valor fuera mayor, conviene tratar el aceite por
medio de un equipo adecuado que lo filtre, desgasifique y lo seque.
Los transformadores nuevos con dielktnco de aceite deben probar un factor
de potencia maxim0 de 0.02 p.v., a 20°C. Aunque 10s valores limite aceptables en
10s aislamientos de transformadores, intermptores, pararrayos, etc., varian con el
fabricante, es conveniente tener 10s informes de prueba especificos de cada fabricante, para comparar 10s resultados obtenidos y detenninar la calidad de 10s aislamientos en el lugar de utilizaci6n.
11.2.1.3 Rigidez dieKetricn del aceite
Esta prueba es una medici6n de la habilidad que tiene un aceite aislante para soportar una diferencia d e c a m p elktrico, sin que se produzca un arco entre 10s electrodos del campo.
El aceite aislante desarrolla varias funciones:
1. Dielktricas
2. Eliminaci6n del calor generado, por &rdidas, en un aparato
3. Extincibn del arco dwante el proceso de apertura de un interruptor
La rigidez dielbctrica se define como el gradiente de potencial mhimo que puede soportar un aceite, sin que se produzca un arco.
La rigidez dielktrica se produce en presencia de 10s siguientes factores:
1. Aumento de distancia entre partes vivas
2. Contenido de humedad
3. Contenido de gases diluidos
4. Tcmperatura
5. Velocidad de increment0 de la tension
Probodor de aceite. Es un aparato fonnado bhsicamente por un transformador
que, por medio de un regulador, permite ir elevando la tension en forma manual.
basta 40 kV, con una velocidad mhima que no debe exceder de 3 kV/segundo.
La parte de prueba esth provista de una copa, en cuyo interior hay dos electrodos, con separaci6n ajustable, formados por dos discos de 2.54 cm de diimetro
(Iplg) y separados 2.54 mm (0.1 plg), a 10s cuales se aplica la tension de prueba.
Un aceite nuevo, en buen estado, debe poder soportar 30 kV, durante un minuto, utilizando 10s electrodes antes mencionados.
Para efectuar una prueba de aceite, se deben tomar en cuenta las siguientes consideraciones:
1. Limpiese la vavula'de muestreo del transformador o del interruptor, as1
como la copa d e muestreo.
2. Dbjese fluir algo de aceite a traves de la vAlvula de muestreo, antes de tomar
la muestra, para eliminar las impurezas que puedan existir.
PRUEBAS Y PUESTA EN SERVlClO
489
3. Enjuiiguese la copa con aceite limpio, sin tocarla posteriormente en su pane
interna.
4. T6mese la muestra y dijela reposar durante unos 4 minutos para elkinar
las burbujas, evitando efectuar esta prueba en dias muy h~imedos,para no
contaminar la muestra.
5. La muestra de aceite debe cubrir completamente la wpa.
Para obtener resultados semejantes conviene efectuar las pruebas a una misma
temperatura, ya que h t a influye ligeramente en la rigidez dielktrica de la muestra.
Esta prueba siwe para comprobar que el n6mero de espiras devanadas en las bobinas de un transformador, coinciden conlas calculadas en el disefio, de tal manera
que las tensiones medidas coincidan con 10s datos de la placa del aparato.
Para esta pmeba se u t i l i un aparato que se suele conocer con las iniciales de
las palabras inglesas o sea TTR (Transformer Turn Ratio), o bien probador de relaci6n de espiras @'RE) que se utiliza para obtener la relaci6n de transformaci6n sin
carga.
El PRE estA formado por un generador de corriente alterna, movido a manivela, que produce una tensi6n de 8 volts, a unos 60 Hz. Adem&, esth provisto de un
pequeflo transformador de referencia o patr6n, que es ajustable, de tal manera que
en el punto en que la relaci6n del transformador bajo prueba coincide con la del
transformador de referencia, la aguja del detector marca cero.
Para efectuar esta pmeba, el transformador bajo pmeba debe hallarse desenergizado y sus terminales de alta y baja tensi6n deben estar deswnectadas. Las conexiones del tanque a la red de tierra pueden quedarse, ya que no afectan la lectura
del aparato.
Si el equipo vecino se encuentra energizado, es necesario conectar a tierra un
lado de cada devanado y la tierra del propio PRE, como se indica en la Figura 11-4
que muestra el diagrama esquem.4tico de conexiones para un PRE.
Para determinar la polaridad de un transformador, se procede a ajustar las perillas del aparato para que marquen cero, se da un cuarto de vuelta al generador,
si la aguja del detector se desplaza hacia la izquierda, el transformador es de polaridad sustractiva, mientras que si se desplaza hacia la derecha. &a es aditiva.
Una vez conectado el aparato a1 transformador, se ajustan las perillas de relaci6n para que marquen 1.0, se empieza a girar lentamente el generador, haciendo
que la aguja se desplace hacia la izquierda. Si el ampermetro se desplaza a maxima
escala, es una indicaci6n de que puede existir alguna conexi6n en cortocircuito, lo
que hace necesario rwisar el circuit0 bajo prueba.
Los valores de relacibn medidos con el PRE deben quedar situados dentro de
un limite de 0.5% respecto al valor de placa del transformador, si este valor es
*
C
--------EQUIP0 OE PRUEBA l T R
Fla. 11-4 Conexi6n para p ~ e b con
a TrR.
mayor quiere decir que existen espiras en cortocircuito que pueden estar en el lado
dc alta o dc baja tensi6n.
Si La rdaci6n medida es menor a la placa, el cortocircuito se lofaliza en la bobina de &tensi6n, y si por el contrario la relaci6n es mayor, el wrtocircuito se localiza en la bobii de baja tensi6n.
11.2.1.5
Resistends de contacto
Esta p ~ e b siwe
a
para determinar la resistencia entre contactos de cualquier tipo de
intemptor o cuchillas. Su medici6n muestra el calentamiento esperado en el wntacto considerado, asi como la verificaci6n del ajuste de 10s contactos de 10s interruptores y cuchillas.
Para la determinabi6n de la resistencia, se pueden utilizar dos mktodos de medicibn, uno por caida de tensi6n. en milivolts a traves de lo< contactos, y otro que
proporciona dircctamente el calentamiento de 10s contactos, obteniendo 10s miliwatts R12 que disipan estos al paso de la corriente nominal.
Cualquiera de 10s dos metodos Ueva a encontrar la resistencia de 10s contactos,
para lo cual existen diferentes aparatos, que a partir de una fuente de corriente directa, miden 10s miliampera, que son leidos directamente en una escala, cuyas unidades estan dadas dircctamente en miliohms.
Las lecturas medidas con el aparato deberh compararse con 10s datos de prueba del fabricante de que se trate, para determinar que 10s resultados obtenidos en
PRUEBAS Y PUESTA EN SERVlClO
491
la medici6n efectuada en el campo Sean correctos, aunque en casos generales, se
aceptan lecturas con valores mhximos de alrededor de 30 microohms.
11.2.1.6 Tiempo de operndbn de un intermptor
Antes de la puesta en 0peraci6n de cualquier interruptor se &be comprobar la duraci6n de 10s tiempos de cierre y apertura del mismo y ver si cumple con las especificaciones.
El tiempo de cierre es el periodo comprendido entre el instante en que se energiza la bobina de cierre del interruptor y el instante en que se tocan 10s dos wntactos.
El tiempo de apertura es el periodo cornprendido entre el instante en que se
energiza la bobina de disparo y el instante en que 10s wntactos quedan completamente abiertos. Para efectuar estas pmebas se utiliza un aparato que genera una grC
fica con base en la frecuencia de operaci6n del sistema, en donde se analiza la velocidad de apertura del intermptor.
En 10s interruptores de gran volumen de aceite se utiliza un aparato analizador
de operaciones, que indica 10s desplazamientos reales de 10s bastones de operacibn
de desplazamiento vertical.
Dicha prueba indica las condiciones de operaci6n del mecanismo de 10s contactos de 10s interruptores, detectando si hay excesiva fricci6n en las operaciones de
cierre o apertura, si 10s resortes de aceleraci6n esthn ma1 ajustados, y si 10s amortiguadores de fin de w r e r a producen rebote en las crucetas.
Las pruebas anteriores sirven para que en el curso de la vida de 10s intermptores, se pueda ir detectando el desgaste de sus partes en base a las pmebas nuevas,
que se comparan con las iniciales de puesta en operaci6n.
11.2.1.7 Continuidad
Esta prueba se debe efectuar para comprobar la wntinuidd elktrica en 10s siguientes
aparatos:
Secundarios de 10s transformadores de corriente y potential, trampas de onda
y reactores de 10s neutros de 10s transformadores de potencia.
Dicha prueba se efectua utilizando un multimetro, conectado en la escala menor de resistencia (ohm). A1 conectarse el multimetro, en serie con el circuito bajo
pmeba, la aguja debe marcar una lectura cero donde hay continuidad e infinita en
el caso de quc el circuito estt abierto.
11.2.1.8 Polaridad
Esta pmeba se efectua en cualquier tipo de transformador. Es necesario efectuarla
en 10s transformadores que han sufrido alguna reparaci6n en sus bobinas y que a
la hora de conectar estas bobinas, se puede haber cometido alghn error en la colocaci6n de las termindes.
Esta prueba consiste en determinar las polaridades relativas de las bobinas primarias y secundarias de cualquier t i p de transformador, y en caso de encontrar las
polaridades desfasadas 180' habra que invertirla conexi6n del secundario o cambiar
la identificaci6n de las marcas de polaridad.
La prueba se realiza conectando 10s aparatos de acuerdo con la Figura 11-5, por
medio de una pila de 1.5 volts y un miliamphmetro de corriente directa, con cero
central en la escala. Al cerrar el contact0 S, o sea, al pulsar el circuito, despuks de
haber conectado la terminal positiva de la pila a la terminal P. (H) del transfonnador
MMRAMA M CONEXWES PARA POURIDAD SUSTRACTIVA
DIAGRAMA M WNWONES P A M POLARIDAD ADITWA
DUQRALM DE WNEXONES PARA MTERMlNAR IA POLARIDAD EN TRANSFORMADORES
15v
; GAB. AUX. IM.
-- - - -- MILIAMPERMETRO
FIG. 11-5 Di rama de conexiones para deterrninar laa marcas de polaridad en TC tipo
buxing e interruptores
PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO
493
y la terminal positiva del miliampkrmetro a la terminal S (X)'del mismo transformador, la aguja debe deflexionarse hacia la derecha, cuando la polaridad del equipo
bajo pmeba es sustrapiva. Usando la misma conexidn, si la aguja se desplaza hacia
la izquierda, la polaridad es aditiva.
Si el aparato no tiene o estin borradas las marcas de polaridad, conviene marcar con un punto de pintura la terminal del lado de polaridad en cada devanado.
11.2.1.9
Prueba d e tensi6n minima d e opernci6n
Esta pmeba es exclusiva para 10s interruptores de una instalaci6n; sirve para verificar la tensi6n minima de corriente directa, a la cud pueden operar las bobinas de
cierre y disparo del interruptor de que se trate y cuyos valores deben estar de acuerdo
con las especificaciones de wmpra del equipo.
La prueba se efectua mediate una fuente variable de corriente directa con v61tmetro que se conecta a cada una de las bobinas, una por una. A partir de cero volts,
se comienza a incrementar lentamente la tensidn, hasta que la bobina realice su operaci6n; en ese instante se lee el valor de la tensi6n aplicada, que corresponde a la
tensi6n minima de operaci6n de la bobina de que se trate.
En w o de que la lectura no coincida con el valor especificado, se revisan 10s
ajustes de 10s mecanismos, hasta obtener la operaci6n a la tensi6n especificada.
11.2.2
Pruebns en 10s circuitos d e protecci6n, medici6n. control y alarmas
Una vez terminada la c o n s t ~ ~ ~de
i buna
n subestaci6n es convenient? efectuar una
serie de verificaciones y pruebas, entre las cuales se pueden considerar las siguientes:
1. Tableros de protecci6n y control
2. Cable de control
3. Control y alarmas
4. Protecciones
5. Verificacibn del programa de telecontrol y pruebas
11.2.2.1
Tableros d e protecci6n y control
Primero se efectk una inspecci6n ocular de todos 10s cables. tablillas, cuchillas de
prueba, etcetera, para wmprobar el apriete de todas las conexiones. A continuaci6n
se verifica que todos 10s aparatos de protcfci6n. medici6n. control, tablillas y cuchillas de prueba estkn bien instalados.
11.2.2.2
Cable de control
El alambrado que wnecta 10s diferentes aparatos de un tablero conviene norrnalizallo por colores, con base en su funci6n y de acuerdo cod lo siguiente:
Los ci~cuitosde control y corriente directa son de color rojo
Los circuitos de potencial son de wlor negro
Los circuitos de corriente son de color blanco
La ~ c u e n c i ade revisi6n de 10s cables de control es la siguiente:
1. Revisi8n de 10s alambrados en todos 10s equipos de alta tensi6n y sus conaiones bien apretadas. Revisi6n de la relaci6n de 10s transformadores de
potencial y de corriente, de acuerdo con las relaciones indicadas en 10s
d i i a m a s dc protecci6n y medici6n.
2. Revisi6n de 10s alambrados entre todos 10s tableros instalados en el sal6n de
tableros.
3. Rcvisi6n de 10s alambrados de corriente directa y aiterna de 10s tableros del
sewicio de estaci6n.
4. Rwisi6n de las etiquetas de identificaci6n fijadas en 10s extrernos de 10s cables.
11.2.2.3
Control y n l m a s
Dento de este g r t i p de pruebas se efecthan las siguientes:
1. Comp~bbeSela secuencia de operaci6n de las cuchillas e interruptores y de
10s bloqueos que evitan la operaci6n de las cuchillas con carga. Se debe probar que estos equips tibran y cierren perfectarnente y verifiquese simultheamente la seiiaWci6n, tanto en el tablero, como en el registrador de eventos, donde debe registrarse la operacibn.
Si el equipo tiene operaci6n manual, verifiquese si efectlla las operaciones
w n la facilidad requerida, es decir, que 10s mecanismos operan 10s tres polos
simulthneamente y que las cuchillas cerradas hacen buen contact0 en 10s tres
polos.
2. Verifiquese la operaci6n del equipo auxiliar de 10s transformadores de potencia, wmo son bombas de aceite, ventiladores y cambiador de derivaciones, asi como de 10s servicios de estaci6n de corriente alterna.
3. Comprubbese la operaci6n de las alarmas simulando las condiciones de faIla. identificando cada una de ellas, tanto en el gabinete del propio equipo
como en el registrador de eventos, de todos y cada uno de 10s equipos de
la subestaci6n.
PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO
495
4. Compm6bese la transferencia manual y automitica de 10s servicios de estaci6n de corriente alterna, comprobando la seflalizaci6n local y la del registrador de eventos.
5. CompruCbense desde el tablero de control miniaturizado las operaciones de
apertura y cierre de todos 10s equipos controlados desde 61, verificando la
operaci6n del equipo exterior, la seflaliuaci6nen el tablero de control miniaturizado y la detecci6n de la maniobra en el registrador de eventos.
Una de las pmebas mhs importantes de una subestaci6n e ha referente a las protecciones. Estas pruebas se realizan con la subestaci6n total n?ente desenergizada, tanto
en alta como en baja tensi6n, y se dividen en dos gmpos:
1. Faseo de protecciones
2. Operaci6n de las protecciones con corrientes simuladas
Faseo. El objeto de las pmebas de faseo wnsiste en detectar la posibilidad de
que una conexi611 de 10s transformadores de cofriente o potential, que llega a un
relevador, se conecte con la polaridad invertidd.
Como ejemplo, a continuaci6n se indican 10s pasos a seguir en el faseo de una
protecci6n diferencial de un banco de transformadores.
a) 6 1 p o : Para una protecci6n diferencial se necesita el siguiente equipo:
Una bateria de 12 volts
Dos v6ltmetros de corriente directa
Un interruptor de navajas, de dos polos, simple tiro
Un equipo de comunicaci6n
Un juego de guantes para alta tensi6n
Un peine de pmeba que siwa para la conexi6n con el relevador a probar
b) Conexiones: El equipo se conecta de acuerdo con el diagrama de la Figura
11-6, en el cud se observan las conexiones para la prueba I. Para las pruebas
2 y 3 se conecta el mismo equipo, pero guardando la posici6n de las lineas
punteadas, respectivamente.
La bateria se conecta dejando abierto el interruptor de navaja que siwe para
mandar pulsos de corriente directa. La persona que opere dicho interruptor de navajas debe trabajar con 10s guantes para alta tensi6n y protegerse de las altas tensiones
generadas por 10s pulsos en el transformador de potencia.
En el lado de baja tensi6n del banco, la fase que se esti probando, se conecta
a tierra (fase A en este caso) despuCs de 10s transformadores de wrriente.
4%
DISESO DE SUBESTACIONES ELJZlRICAS
PRUEBA 1
iPRUEBA
)2
I I I-------(+)
PRUEBA 3
BAT. iW
FIG. 1 1 4 Diagrarna para el faseo de una proteccidn diferencial
Los vdltmetros de corriente directa se conectan a 10s bornes del relevador a trav& del peine de prueba.
C)
Prueba: La prueba se inicia al cerrar la navaja A cuyo pulso, a trav& de 10s
transformadores de corriente, produce un desplazamiento en las agujas de
10s v6Itmetros conectados, a trav& del peine de prueba, a 10s bornes de 10s
relwadores.
Al cerrar la navaja A las agujas se desplazan hacia la derecha, y al abrirla, &stas
se desplazan hacia la izquierda. Si la deflexi6n fuera al rev& se requiere cornprobar
PRUEBAS Y PUPSTA EN SERVlClO
497
que 10s v6ltmetros se hallan conectados con la polaridad correcta o si 10s secundanos de corriente esthn bien conectados.
Lo mismo que se hace en la pmeba 1 se repite para la 2 y la 3, cambiando las
conexiones de la hateria y la puesta a tierra, como se indica en el diagrams.
Si en las tres pruebas la deflexi6n de 10s v6ltmetros es en el mismo sentido, se
dice que el circuit0 estA en fase; si no, hay que ver d6nde se cambian las conexiones
adecuadas para que asi ocurra.
Toda esta secuencia aplicada a una protecci6n diferencial, puede aplicarse en
forma andoga para cualquier otro tipo de protecci6n.
Operacidn de corrientes sirnuladas. Esta prueba sirve para asegurarse de que
todas las protecciones operan wrrectamente al presentarse cualquier falla, y queen
vian la seRal de disparo a 10s intemptores implicados.
Para esta pmeba, la subestacibn debe permanecer deseeergizada en alta y en
baja tensi6n, utilizhndose una fuente de corriente ajustable y podti1 para simular
la corriente de cortorcircuito.
A continuacibn se efectlia la prueba de cada protecci6n por separado, actuando en la siguiente forma:
Relevadores de sobrecorriente (50/51). Esta pmeba consiste en suministrar,
mediante la fuente de corriente simulada conectada a 10s bornes de cada relevador,
un flujo de wrriente regulado. A1 probar la pane i n s t a n h a (50) del relevador,
se puentean las terminales de tiempo inverso (51), y se le suministra corriente, que se
hace crecer paulatinamente hasta alcanzar el valor de ajuste, en cuyo momento debe
operar el relevador.
Para la pmeba del elemento de tiempo inverso, no se puentea el elemento inst a n t h o , ya que 6ste tiene un ajuste de corriente mayor que el de tiempo inverso.
En ambos casos se verifica la operaci6n de la bandera del relevador, al operar
Cste.
Relevadores auxiliares (86). Estos relevadores rcciben las seBales de 10s demb
que manejan comentes, pero que son suficicntes para energin la bobina del86, que
al cerrar sus contactos de mayor capacidad, envian la orden de disparo a las bobinas
de todos 10s intermptores. tiberando el Area bajo cortocircuito.
cuito.
Relevadorer direccionales de tierra (674). Como estos relevadores contienen
dos unidades, la direccional y la de sobrecorriente, se prueba cada una de ellas por
separado.
La unidad direccional recibe dos seaales, una que Uega de 10s transformadores
de corriente de 10s neutros de 10s transformadores de potencia, y la otra que es de
polarizaci6n, que proviene de 10s secundatios de 10s transformadores de potential
de 10s buses de alta tensibn. Las d m seaales indican que la falla de fase a tierra se
produce hacia fuera de 10s buses de la subestaci6n por lo que la linica manera de
simular la falla, es cerrar a mano el contact0 de la unidad direecional y en esta forma
poder probar la unidad de sobrecorriente.
498
DISERO DE SUBESTACIONES E ~ C T R I C A S
La unidad de sobrecorriente se prueba en la misma forma que en el caso anterior de 10s relevadores de sobrecorriente.
Relevadores de baja frecuencia (81). Para probar estos relevadores se requiere
una fuente portatil de frecuencia variable, que se wnecta a 10s bornes de operaci6n
de cada uno de 10s t r a relevadores por separado, 10s cuales van operando a medida
que se hace descender la frecuencia, a partir de 60 Hz, hasta el valor de ajuste de
cada aparato, que en el primer paso es de 59.6 Hz, en el scgundo a de 59.4 Hz Y
en el terccro a de 59.0 Hz, segbn sea la importanfa de cada alimentador. Para cada
paso debe operar el relevador y su auxiliar de disparo, adem& debe operar la alarma
por baja frecuencia, tanto en el edificio de control, como en el registrador de eventos.
Esta prueba se realiza w n las cuchillas de prueba del bloque de disparo abienas y
se van cerrando una a una para verificar la apertura del interruptor del alimentador
wrrespondiente.
Relevadores diferenciales (87). Para la prueba de la protecci6n diferencial de
10s banws de transformadores se utiliza una fuenle de corriente variable que se conecta a las cuchillas de prueba de 10s transformadores de wrriente, tanto del lado
de alta como de baja tensi6n. A1 llegar la magnitud de la corriente a 10s valores ajustados en el relevador, hace operar kste, que energiza el relevador auxiliar (86). Ejte
a su v u ordena el disparo de todos 10s interruptores de alta y baja tensi6n que rodean el banco de tramformadores. A1 efectuarse la operaci6n de la protecci6n. debe
operar la bandera del relevador que oper6, y el registrador de eventos debe imprimir
la alarma correspondiente.
Esta pmeba se efect6a por separado, en cada fase. Con el 86 operado se va cerrando una por una cada cuchilla del bloque de disparo y se va probando que cada
intemptor opere correctamente.
11.2.2.5
Vdficaci6n del progrnma de telecontrol y pruebas
Para este grupo de p ~ e b a s primero
,
se comprueba que 10s canales de comunicaci6n
operen adecuadamente y, segundo, se efectlia la revisi6n del programa de telecontrol
en la unidad terminat remota (UTR), por medio de un simulador.
A travb del simulador se piden datos que concuerdan w n la situacibn de la subestaci6n. Tambikn a travb de la UTR se hacen pruebas, energizando uno a uno, cada uno de 10s equips, para comprobar que la informaci6n se recibe y transmite correctamcnte, tanto a nivel local de la subestaci6n, como a nivel del centro de control,
en sus terminales de operaci6n e impresores.
Las funciones del control que deben verificarse principalmente, son las siguientes:
Inlerruptores. Se debe operar uno pot uno, desde la oficina de control del sistema, para comprobar su funcionamiento.
PRUEBAS Y PUESTA EN SERVlClO
499
Cuchillas. Tambikn se deben operar todas, de una en una, desde el control
centrd, comprobhndose el funcionamiento de 10s bloqueos que existen entre cada
interruptor y sus cuchflas.
Ca*biadores de derivaciones de 10s tramformadores. En elgunas subestaciones es necesario controlar a distancia, el cambiador de derivaciones bajo carga de
10s transformadores.
Reposicidn de 10s relevadores auxiliares (86). Debe comprobarse la reposici6n
de estos relevadores, despuks de un disparo por falla.
11.2.3
P ~ e b a Sal equipo con tensi6n nominal
Una vez verificadas todas las pruebas anteriores con el equipo desenergizado, se procede a realizar una sene de nuevas pruebas, p e r ~ahora con 10s diferentes equipos
energizados a la tensi6n nominal, para lo cual se deben tener en cuenta 10s siguientes
puntos:
1. Antes de aplicar la tensi6n nominal, se deben analizar las pruebas realizadas al equipo, en especial aquellas de rigidez dielkctrica y compararlas con
las pruebas efectuadas por 10s fabricantes. En caso de pruebas dudosas conviene efectuar una segunda verificaci611, y si persiste la duda, efectuar pruebas m b especializadas o sustituir el equipa
2. Mientras dure una prueba, 10s relevadores se deben ajustar a su mAxima sensibilidad, para que en caso de una falla 10s daaos sean minimos.
3. Efecttiese una inspecci6n ocular a toda la subestaci6n para eliminar la posibilidad de que se hayan olvidado alambres, conexiones a tierra o terminales
sin conexidn.
4. Los tableros de protecci6n. control y alarmas deben estar en condiciones de
operaci6n y no deben tener bloqueos de ningun tipo. Todos 10s circuitos
de corriente deben estar cerrados para evitar la aparici6n de altas tensiones.
En caso contrario, en 10s circuitos de potencial no deben existir conexiones
en cortocircuito, y las tierras deben estar firmemente conectadas.
5. Todos 10s circuitos decontrol y protecci6n deben ser revisados en su operaci6n, para que no ocurran falsos contactos, o existan bloqueoS, etcetera.
Estos circuitos se deben operar a nivel local y desde el tablero de control miniaturizado, comprobando que el registrador de eventos opere correctamente.
6. Finalmente, con todas las pruebas efectuadas, revisada la subestaci6n Y teniendo la completa seguridad de que no existen tierras anormales en las partes que se van a energizar, se solicita licencia o permiso al centro de control
del sistema para proceder a energizar la subestaci6n.
La subestaci6n se comienza a energizar paso a paso. Primero se empieza a recibir tensi6n. de acuerdo con lo indicado en la Figura 11-7 y se van cerrando pro-
LIWi
L~NEA2
(ABIERTA)
-
T
BARRAS 2 DE 230 kV
-
WL
TP'S
W2
NOT*S:LOSN~OS
MCEWUDCs M U N
CIRCULO(1U2SJ
RWRESZNTbN U
SrmDxu OE
DO3
TENS~NNWIW
EN u
Dl2
uu
BARRAS 1 DE 230 kV
-1
W C O
2214
SEAVICK)
ESTAC16EI
MIMENTACI~N
EN 23 kV DE
OTRA SUBESTACI&N
SERVICIO
ESTACl6N
FIQ. 11-7 Energizado por el lado de 23 kV de una subeslacidn y diagrarna de faseo
Interno.
PRUEBAS Y PUESTA EN SERVlClO
501
gresivamente cada uno de 10s equipos se@n la secuencia numtrica que se indica en
la figura.
Una vez energizada, a tensi6n nominal, la zona de baja tensi6n se mantiene asi
durante una hora, para asegurarse que 10s aislamientos e s t h en buen estado.
Como segundo paso, se procede a energizar 10s transformadores de potencia
por el lado de baja tensi6n. dejando desconectado el lado de alta tensi6n.
Una vez energizado cada banco de transformadores por separado, se escucha
que el zumbido sea normal y que no se 0bsewen otras anormalidades como el posible disparo de alguna de las protecciones, en cuyo caso hay que analizar qut fue lo
sucedido.
Una vez probada la operaci6n de 10s transformadores y considerando que el
conjunto de maniobras se ha desarroUado normalmente, se comienza a cerrar, en
el caso de alta tensi6n, todos 10s interruptores con sus rspectivas cuchillas, hasta
terminar de energizar toda la parte dc alta tensidn, dejando unicamente abiertas las
cuchillas que conectan con la alientaci6n de alta tensibn, ya que antes de entrar
en servicio hay que comprobar que la subestaci6n qued6 en fase con el sistema.
11.2.4
Faseo
Es el procedimiento mediante el cud se comprueba que las fases del sistema de alta
tensi6n que alimenta una subestaci6n. coinciden exactamente con las fases que entran en la subestaci6n por el lado de baja tensibn, ya que si esto no ocurre al conectar la subestaci6n se produciria un cortocircuito por existir una diferencia de tensi6n
entre 10s dos extremos abiertos de una misma fase.
El fasw se desarrolla en dos partes:
Faseo interno de la subestaci6n
Faseo exteino, o de la subestaci6n contra el sistema
El faseo interno se efectha utiliiando un transformador de potencial de 23 kV.
portdtil, en cuyo secundario se conecta una lhnpara o un v6ltmdro. En las dos terminales del primario se conectan sendos cables, con aislamiento para 23 kV, amarrados en su otro extremo a la parte superior de una garrocha de madera. Se toma cada
garrocha por su parte inferior, a travts de guantes de alta tensibn. La operaci6n de
faseo se desarrolla en la siguiente forma:
El operador A fija la garrocha en el lado de la navaja abierta de la fase A, en
esta posici6n el operador B hace contact0 con su garrocha consecutivamente en el
lado de la mordaza, de cada uno de 10s tres polos del juego de cuchillas. En esta
forma, si la conexi6n de las fases estuvo bien efectuada, no debe encender la lampara cuando la garrocha B toque la fase A y si debe encender con plena intensidad.
a1 tocar las fases B y 6.
En la misma forma, ahora la garrocha A se cambia a la fase B, y se vuelven
a tocar con la garrocha B las tres fases, de manera que la l h p a r a no encienda a1
tocar la garrocha B la fase B y si al tocar con la fase A y la C.
502
D E E R 0 DE SUBESTACIONES EL~CTRICAS
FIG. 11-8 Conexi611para ei taseo
Finalmente la garrocha A se pasa a la fase C,con la garrocha B se vuelven a
tocar las tres fases, debiendo permanecer apagada la l a p a r a al tocar la fase C y
encender al tocar las fases A y B.
En la Figura 11-8 se muestra la prueba de faseo en un juego de cuchillas, y en
la Figura 11-7 se muestra la operaci6n del fasco interno, por medio de un aliientador contra una de las llneas de transmisi6n que alimenta la subestacidn. Una vez
realizado el faseo interno de la subestaci6n, x fasean 10s dos transformadores del
servicio de estaci6n.
El faseo externo se efectua despub del interno. Para eUo se wnecta uno de 10s
transformadores de potencia a la red de alta tensi6n. a travb de todas las cuchillas
c interruptors indicados en la Figura 11-9, hasta llegar alas cuchillas del lado secundario del transformador, que e s t h abiertas.
A wntinuaci6n se alimentan estas cuchillas por el lado de la mordaza, a travks
de un alimentador de distribuci6n que Uega de otra subestaci6n en operaci6n.
EL faseo se efectua detectando que no haya diferencia de tensi6n entre la navaja
y la mordaza de cada fase del juego de cuchillas arriba mencionado. En caso de que
el faseo no resultara wrrecto, se desenergiza la subestaci6n y se efectuan 10s cambios
de conexiones en las bajadas que reciben la alimentacidn de la llnea alimentadora de alta tensi6n. Esta operaci6n se realiza w n cada una de las lineas de alta tensi6n
que entran en la subestaci6n.
11.2.5
T o m de carga
Una vez hechas las pruebas a1 equipo, faseada la subestaci6n y probada con tensi6n
nominal, el siguiente y Ytimo paso es que la subestaci6n tome la carga normal, para
lo c u d se polarizan 10s relevadores que lo necesiten y se calibran las protecciones
PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO
503
T-,?&A
SERV.
EST.
SERV.
EST.
FIG. 11-S Energizado por el lado de 230 kV y diagrarna de faseo externo de una subes.
taci6n.
y 10s equipas de medici6n para que funcionen correctamente con la carga normal
de cada circuit0 de la subestaci6n.
11.3 MEMORIA DEL PROYECTO
Es el conjunto de informaci6n que se genera a lo largo del desarrol!~del proyecto
de ma subeslaci6n y que se necesita tener a mano a lo largo de la vida util de la
instalaci6n. sobre todo cuando se presentan problemas de operaci6n. manteuimiento o ajuste de protecciones.
La memoria, en forma resumida, debe comprender lo siguiente:
1. Objeto de la instalacidn, localizacidn de la misma. Temperatura, altitud,
contaminacibn del lugar, nivel isocerdunico, viento, etcktera. Programa de
necesidades y de posibles ampliaciones.
2. Descripeidn detallada de la i ~ t a l a ~ i d n Diagrama
.
unifilar completo y descripci6n del mismo, utilizando la simbologia normalizada, indicando 10s
MVA y tensiones de 10s transformadores. caractedsticas de 10s interruptores, calibracibn de 10s fusibles, ajustes de corriente y tiempo de 10s relevadores, etcttera.
3. Caracteristicas consideradas en 10s d c u l o s , factores de seguridad, y la justificaci6n de todas y cada una de ellas.
4. Especificaciones delequipo en general, desde el equipo pesado hasta 10s relevadores, conmutadores y alarmas.
5. Conjunto de pruebas efectuadas a cada pieza del equipo, con 10s datos obtenidos, incluyendo las pruebas de fdbrica.
6. Juego de planos de fdbrica de cada uno de 10s equipos, donde se dan las dimensiones y pesos del equipo por instal=, asi como 10s diagramas respectivos de control y conexiones.
7. Juego de planos del proyecto de la subestaci6n, con 10s detalles necesarios.
Los planos deberb ser suficientes, cuidando de no duplicar ciertos detalles
en planos diferenta; es decir, 10s planos deberdn ser precisos y concisos, utiliando escalas del orden de 1/200 o 1/400, aunque &staspueden depender
de lo solicitado por el cliente.
8. Presupuestos parciales y total de la instalacidn.
I.
Elecfriml Transmission and Distribution Reference Book Westinghouse Electric Corp.,
Pittsburgh, Penn. 1%4
2. EspeciJkaciones de Coordinacion de Aislamienlo Comisibn Federal de Electricidad CFE
. L000-06Mtxieo. D.F. 1980
3. Manual de DkMo de Subcstaciones, 6 capitulos Editado por Relaciones Industriales
Compania de LUZy Fuerza del Centro, S.A. MCxico, D.F. 1978
4. Mason C. RuseU. El Artey la Ciencia de la Pmteccidn por Relevadorer. CompaRla Editorial Continental. S.A. (CECSA) 1972
5. Normas del Cornit6 Consultive N a c i o ~ de
l Normalizacidn de la Industria EIPelrica.
(CCONNIE). Mexico D.F. 1980
6. Normas de la Direccidn General de Normas (JGN) Mexico. D.F. 1985
7. Suerak, J. G.. Dick D.K. Dodds. T.H.. Heppe, R.H. SrfeSubstaIion Grounding Trans.
I.E.E.E., Vol. PAS-100 and 101 1982
8. Viqueira Landa J., Redes El6ctricas, Editorial Representaciones y Servicios de Ingenieria, Vol. I y 11, Mexico, D.F. 1982
9. Zoppeti ludcz G., Estaciones Transformadoras y de Disfribucidn. Ediciones G. Gili.
S.A. de Mtxico, D.F., 1981
Aisladores:
tipo alfiler. 142
tipo columna, 149
Aislamiento:
coordinaci6n dc. 19
nivel de. 20
Alarmas:
de alena. 463
de emergencia, 463
del equipo gener
T
I
Alumbrado:
cuadro de cargas para el. 337
diseao modular del, 334
de emergencia. 323
Ampermetros, 406
Anteproyecto. UB
Automatismos. 426
Autotransformador. 45
Banco de tierra. 48
Barras colectoras, 128
C ~ ~ C Ude
~ O
156
Barras. afuerzos en las, I55
as.
Bateria. 112. 318
Bayonetas. 270
Blindaje contra senale, 297
Bloqueos. 426
Boquillas, 43
Bus infinito. 30, Zj2
Cable. 128
Cables:
de control, 295
de guarda, 265
CiUculo del sistema de tierra, 207
C h a r a s de extinci6n del arco, 84
tipos de intermptora. 86
en gran volumen de aceite, 87
en h e x a t l u o ~ r ode azufre, 90
neumdtiws (airc wmprimido). 88
en pequeiio volumen de aceite. 87
en vaclo, 92
Capacidad firme instalada, 239
Capacitoru:
bancos de. 63
fusibles de. 68
de potencia. 65
Conductora:
de aluminio. 132
de cobre, 131
electricus, vibraci6n en, 173
Conectores:
para sistmu3 de tierm, 198
de tima, 44
Conexiones en 10s uansformadores, 44
delta-delta. 44
deltaatrella, 45
atreUsdelta. 45
atrcllaatrella con terciario en delta.
44
estrella-strclla, 44
T-T. 45
zig-zag. 45
Contacto:
a ,,, 364
"aa", 365
"b", 365
"bb". 365
Contaminacibn, fuentes de, 309
Control:
diagrama esquemitico de, 422
dispositivos usados en, 423
local dc, 421
tipo de, 425
Cwrdinacibn de aislamiento, 250
Corriente:
de cortocircuito. 34
nominal. 34
Corrosibn:
galvinica, 174
t i p a dc, 174
Cortocircuito. afuerzo por, 179
Cuchillas, I02
Curva de absorci6n diclktrica, 481
6'
Distancias elkctricas. 274
minimas de seguridad. 279
de seguridad, 279
Efecto:
corona, 21, 33
magnitud del. 157
de proximidad. 172
superficial, 172
Especificaciona. 39
Factor de disipaci6n. 486
Frecuencimetros, 407
Frente de onda, 48
Fusibles, tipor dc. 105
Herrajes en barras conductoras, 134
Incendio, proteccibn contra. 341
Interruptores. 83
Lista material, 247
Margen de proteccidn, 256
Medici6n. 405
Megger. 484
Metodo ekctrogmmCtrico. 258
de bayonetas. 270
de Bewley, 264
M6dulo. 240
~ormaiizacion,37
integral. 38
a nivel:
de empresa. 38
internacional, 38
nacional, 38
Diagrams:
Onda cornpieta. 48
a tensi6n reducida, 48
Onda cortada (Chopped), 48
Onderdonk, ecuaci6n de, 208
0$ciloperturb6grafos, 424
esquemitico de protecci6n. 358
unifilar. 3. 240. 274
Disparo por baja frccuencia, 436
Dispositivo de sincronizaci6n. 436
Dispositivos de alarrna. 427, 4455
Pararrayos, 244
aurovalvulares, 71-72
cuernos de arqueo. 70
de oxidos met&!.icos,70, 74
Descarga parcial. 30
Detectores & calor. 355
Placa de caracteristicas, 44
Potential:
de la red de tierra. 213
transferido, 195
Potenciala de transferencia, 214
Precisibn:
para medicibn, 53
para proteccibn, 54
Presi6n del viento, 180
Probador de aceite, 488
Proteccibn. sistemas de. 373
diferencial, 381
de hilopiloto. 382
de onda portadora, 383
primaria, 374
remota, 375
de respaldo local de interruptor. 376
secundaria. 375
Pruebas:
de c a m p . 480
minimas. 46
Puesta en servicio de la instalacibn, 479
Radiointerferencia. 161
Reactores. I I I
Recierre automatico en alimentadores
akreos. 434
Recierre:
en alimentadores akreos, 434
automitico, I01
monofAsico. 102
Red de tierra, 193
Registradores de eventos, 424
Regulador de tensibn. 4 4 0
Relevador:
de estado s61ido. 363
estatico. 363
de gas (Bucholz). 42
pendiente de. 367
Relevadores, 360, 363
Resistencia:
del arco. 94
de contacto. 85
del cuerpo humano. 195
Rigidez dielectrics del aceite, 488
Sistema de mando:
con lhmparas normalmente apagadas,
429
con lamparas roja y verde, 427
Sobretensiones. 241
por maniobra. 241
a tierra, 241
Subestacibn:
electrica, localizacibn de, I
en gas. 118
proteccibn de una, 357
sistema de control de una. 421
tableros de una. 465
Tablero. 43
de doble frente. 466
perforacibn para 10s aparatos de. 473
principal, 473
secundario. 475
de un solo frente. 465
tipo mosaico. 467
Tableros, 465
casetas de, 307
edificio para. 294
Tanque:
conservador. 42
hidroneumAtico. 346
Telecontrol. 422
Temblores de liena. 183
Tensibn:
critica de flameo, 26
de restablecimiento, 85
Tensiones:
de contacto. 194
normalizadas. 3
de paso 194
de transferencia. 194
Tipos de fallas en interruptores:
evolutiva, 100
kilometrica, 99
Tipos de seilalizacion, 426
Transformador, 40
bastidor del. 41
bobinas del. 40
cambiador de derivaciones del. 41
nucleo del. 40
Transformadora:
dc corricntc. 50. 124. 419
de enfriamicnto de lor. 42
de medici6n. 51
rnixtos. 5 1
dc poteneid, 49, 56, 123, 420
de protccci6n. 51
Vklvulas. 43
Varhorirnetros. 412
VArrnetros. 410
V6ltmetros, 407
Watthorimetros, 410
Wkttrnetros, 409
Sln duda usbd, como lngenlero se ha enfrentado al problema de buscar
un dato aobre dlseno de subestaclones elbtrlcas y no lo ha localizado.
Al conocer esta newsidad, el lng. Ratill se dedlc6 a concentraren un solo
volurnen loo d a t a necesarios para la construccl6n, el dimno y la solucl6n
de problemea quo se presentan cotldianamenteen las subestaclones. Por
eso DISENO DE SUBESTACIONES ELECTRICAS es una gule
Indispensable para loo ingenleros de dlseho y rnantenlmlento y para 10s
adudlantes de ies (Lreas de potencla, dlstrlbuci6n y proteccl6n.
ACERCA OEL AUTOR:
El ingeniero Jose RaSII Martin con m8s de 30 ahos de experiencia en
dineno y construccl6n de subestaciones el6ctrlcas en la Cornpanla de Luz
y Fuerza del Centro, S.A., fue su representante ante el CCONNIE para la
elaboraci6n de norrnes naclonales en las Areas de Tableros de Alta
Tenai6n. Cables de Control y Nomenclatura de TBrmlnos TBcnlcos.
Desde 1965 es profesor y actualmente es jete del Departamento de
lngenierla Electrlca de la Facultad de lngenierla de la UNAM. Ha impattido
curroa a nlvel licenclatura y posgrado, de Dlseno de Elementos de
Maquinas, Dln8mica de Sistemas Flslcos, Temas Selectos de
Suba8tacloned y Dimno de Subesteciones EIBctricas. TamblBn coordine
diferentes cursos de actualizaci6n para ingenieros en la Divisi6n de
Educaci6n Continua de la facultad e imparte numerosas conferencias
sobre el tema.
ISBN 968-422-232-9
.
