Curso Subestaciones

CURSO DE SUBESTACIONES INGENIERÍA ESPECIALIZADA S.A. PÁGINA 1

Elaborado por: José Dariel Arcila [email protected]

Tabla de contenido

1 CONCEPTOS FUNDAMENTALES DE SUBESTACIONES ................................................................................. 4

1.1 TIPOS DE SUBESTACIONES .................................................................................................................... 4

1.2 EQUIPOS CONSTITUTIVOS DE LA SUBESTACIÓN ................................................................................... 4

1.2.1 Interruptor................................................................................................................................ 4

1.2.2 Seccionador .............................................................................................................................. 5

1.2.3 Transformador de corriente ..................................................................................................... 5

1.2.4 Transformador de tensión ....................................................................................................... 6

1.2.5 Dispositivo de protección contra sobretensiones (pararrayos) ............................................... 6

1.2.6 Transformador de potencia ..................................................................................................... 6

2 CONFIGURACIONES DE LAS SUBESTACIONES ............................................................................................ 7

2.1 Barra sencilla ....................................................................................................................................... 7

2.2 Barra principal más barra de transferencia .................................................................................... 7

2.3 Doble Barra.......................................................................................................................................... 8

2.4 Doble Barra más seccionador de transferencia ............................................................................. 9

2.5 Doble barra más seccionador “by pass” ......................................................................................... 9

2.6 Interruptor y medio ........................................................................................................................... 10

2.7 Anillo ................................................................................................................................................... 11

3 PARÁMETROS BÁSICOS PARA LA ESPECIFICACIÓN DE EQUIPOS ............................................................. 12

4 METODOLOGÍA PARA LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO .................................................................. 13

4.1 DETERMINACIÓN DE LAS SOBRETENSIONES REPRESENTATIVAS (Urp) ......................................... 13

4.1.1 Tensión a frecuencia industrial ............................................................................................. 13

4.1.2 Sobretensiones temporales ................................................................................................. 13

4.1.2.1 Sobretensiones por fallas a tierra ........................................................................................ 13

4.1.2.2 Sobretensiones por rechazo de carga ................................................................................. 14

4.1.3 Sobretensiones representativas temporales ....................................................................... 14

4.1.4 Sobretensiones de frente lento ........................................................................................... 14

4.1.4.1 Impulsos que afectan los equipos en la entrada de la línea energización extremo remoto 14

4.1.4.2 Impulsos que afectan todos los equipos energización extremo local .................................. 15

4.1.4.3 Descargadores de sobretensiones en la entrada de la línea energización desde el extremo

remoto 15

4.2 DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD PARA COORDINACIÓN (Ucw) .......... 16

4.2.1 Sobretensiones temporales ................................................................................................. 16

4.2.2 Sobretensiones de frente lento ........................................................................................... 16

4.2.3 Sobretensiones de frente rápido ......................................................................................... 17

4.3 DETERMINACIÓN DE LAS SOBRETENSIONES DE SOPORTABILIDAD REQUERIDAS (Urw) .............. 17

4.3.1 Factor de corrección atmosférico .......................................................................................... 17

4.3.2 Tensiones de soportabilidad requeridas .............................................................................. 18

mailto:[email protected]



4.4 CONVERSIÓN A TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS (Uw) ..................................... 19

4.4.1 Conversión a tensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial (SDW) . 19

4.4.2 Conversión a tensión de soportabilidad del impulso tipo rayo (LIW) .................................. 20

4.5 SELECCIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS ........................................ 20

5 DISTANCIAS PARA LA subestación ............................................................................................................ 21

5.1 DISTANCIAS MÍNIMAS Y DE SEGURIDAD ........................................................................................ 21

5.1.1 DISTANCIAS MÍNIMAS EN AIRE .............................................................................................. 21

5.1.2 DISTANCIAS DE SEGURIDAD .............................................................................................. 22

5.1.2.1 VALOR BÁSICO ..................................................................................................................... 22

5.1.2.2 CIRCULACIÓN DE PERSONAL ............................................................................................. 22

5.1.2.3 ZONA DE SEGURIDAD PARA CIRCULACIÓN DE PERSONAL ................................................... 23

5.1.2.4 MOVIMIENTO DE VEHÍCULOS ............................................................................................. 23

5.1.2.5 TRABAJO SOBRE EQUIPOS O CONDUCTORES EN AUSENCIA DE MAQUINARIA PESADA ... 24

5.2 DISTANCIAS ELÉCTRICAS MÍNIMAS PARA DIMENSIONAMIENTO DEL PATIO ................................. 25

5.2.1 SEPARACIÓN DE FASES ...................................................................................................... 25

5.2.2 ANCHO DE BARRAS .............................................................................................................. 25

5.2.3 ANCHO DE CAMPO ............................................................................................................... 26

5.2.4 ALTURA DE CONEXIONES ....................................................................................................... 27

5.2.5 LONGITUD DEL CAMPO .......................................................................................................... 27

5.2.6 DISTANCIAS A CERCOS ....................................................................................................... 28

5.2.6.1 Distancia a malla perimetral externo ..................................................................................... 28

6 SELECCIÓN DE CONDUCTORES AL AIRE .................................................................................................... 29

6.1 Capacidad de corriente con base en el equilibrio térmico ................................................................. 29

6.2 CAPACIDAD DEL CONDUCTOR POR CORTOCIRCUITO ......................................................................... 30

6.3 EFECTO CORONA ................................................................................................................................. 30

6.3.1 Campo Eléctrico Disruptivo “Eo” ............................................................................................ 31

6.3.2 Coeficientes de Maxwell ........................................................................................................ 32

6.3.3 Tensiones fase tierra .............................................................................................................. 33

6.3.4 Gradiente superficial promedio ............................................................................................. 33

7 Apanatallamiento de la subestación ........................................................................................................ 35

7.1 CORRIENTE CRÍTICA DE DISEÑO .......................................................................................................... 35

7.2 MODELO ELECTROGEOMÉTRICO ........................................................................................................ 36

8 DISEÑO DE LA MALLA de puesta a tierra ................................................................................................. 39

8.1 Concepto de resistividad y medida de resistividad ............................................................................ 39

8.1.1 Procesamiento de medidas de resistividad ........................................................................... 41

8.2 Mediciones de resistencia de puesta a tierra ..................................................................................... 43

8.2.1 Método de la caída de potencial ............................................................................................ 43

8.2.2 Método de suma de resistencias ........................................................................................... 43




8.3 Criterios de diseño de sistemas de puestas a tierra............................................................................ 44

8.4 Distribución de corrientes a tierra ...................................................................................................... 45

8.4.1 Tipo de falla ............................................................................................................................ 45

8.4.2 Ubicación de la falla ............................................................................................................... 45

8.4.3 Niveles de tensión .................................................................................................................. 45

8.4.4 Resistencia de falla y de la malla ............................................................................................ 45

8.4.5 Influencia de los cables de guarda ......................................................................................... 45

8.4.6 Simulación en programas de computador ............................................................................. 46

8.5 Calibre del conductor de la malla y de las colas de conexión ............................................................. 47

8.6 Calculo de potenciales de paso, toque y transferidos ........................................................................ 48

9 Sistema de control de las subestaciones .................................................................................................. 51

9.1 Niveles del sistema de control ........................................................................................................ 51

9.2 Enclavamientos ................................................................................................................................. 51

9.3 Diagramas de principio .................................................................................................................... 51

9.4 Circuitos de control de interruptores y seccionadores ................................................................ 51

10 SERVICIOS AUXILIARES ............................................................................................................................. 53




1 CONCEPTOS FUNDAMENTALES DE SUBESTACIONES

La red eléctrica está conformada por diferentes equipos que permiten llevar la energía desde las plantas de generación hasta las cargas. Estos equipos incluyen generadores, transformadores, líneas, compensaciones, redes de distribución y las subestaciones. La red es un circuito eléctrico, en el cual existen conexiones entre diferentes nodos. Las líneas, transformadores y circuitos de distribución son las conexiones, mientras que las subestaciones son los nodos.

En principio, la función de la subestación es servir de nodo del sistema, sin embargo, debido a las necesidades propias de la operación del sistema eléctrico se requieren otras funcionalidades. Estas funcionalidades incluyen:

Servir como base para la protección de los circuitos y despeje de las fallas eléctricas. De esta forma, ante un cortocircuito, se puede aislar solo el circuito que presenta la falla.

Permitir realizar maniobras para reconfigurar la red o para desenergizar circuitos y equipos para labores de mantenimiento.

Servir como base para el monitoreo de la red: medición de tensiones, flujos de corriente y de potencia, mediciones para transacciones comerciales, etc.

1.1 TIPOS DE SUBESTACIONES

Las subestaciones eléctricas se pueden clasificar de varias formas: por el uso que se les dará, por el medio de aislamiento que utilizan y por el nivel de tensión.

De acuerdo con el uso, se tienen subestaciones de generación, de transmisión y de distribución.

De acuerdo con el medio de aislamiento pueden ser aire o en gas.

Por el nivel de tensión, las subestaciones pueden ser de baja, media, alta y extra alta tensión. Los niveles de tensión definen factores como si los equipos están confinados en gabinetes y el tipo de equipos que tiene la subestación. Además, dependiendo del nivel de tensión se pueden requerir determinadas formas constructivas de los equipos.

1.2 EQUIPOS CONSTITUTIVOS DE LA SUBESTACIÓN

1.2.1 Interruptor

El interruptor es un elemento de conmutación (conexión o desconexión) de circuitos eléctricos. Su función la cumple en dos situaciones diferentes:

Maniobra: conexión o desconexión de circuitos con un flujo de corriente que no es muy superior a la corriente nominal del circuito

Protección: desconexión de circuito que se encuentran bajo condiciones de falla, generalmente se interrumpe una corriente muy superior a la corriente nominal del circuito.

De acuerdo con el sitio donde se instalen, los interruptores se clasifican en:

Interiores: normalmente utilizados en media tensión. Se encuentran incluidos dentro de celdas que confinan todos los equipos de un determinado campo

Exteriores: utilizados en media y alta tensión. De acuerdo con la ubicación del medio de extinción, los interruptores se clasifican en:

De tanque vivo: en este tipo de interruptores el medio en el cual se extingue el arco se encuentra sometido a alta tensión. Tienen la ventaja de ocupar menos espacio y ser más económicos.

De tanque muerto: estos interruptores tienen el tanque que confina el medio en el cual se interrumpe el arco conectado e tierra. Se conectan al exterior mediante bujes, lo cual permite instalar sobre estos los transformadores de corriente.

Los mecanismos de operación pueden ser:

Neumáticos: con este mecanismo se almacena la energía para la operación en forma de aire comprimido, por lo cual se requiere de la utilización de compresores.




Hidráulicos: con este mecanismo se almacena la energía para la operación en forma de aceite a presión, por lo cual se requiere de la utilización de bombas.

Resortes: con este mecanismo se almacena la energía para la operación en resortes, por lo cual se requiere de la utilización de motores para la carga de dichos resortes.

Los medios utilizados para la extinción del arco en la cámara de extinción pueden ser:

Aceite

Aire comprimido

SF6

Vacío (media tensión) Los tiempos de operación de los interruptores pueden ser de alrededor de 40 o 50 ms. Los interruptores tienen una secuencia de operación que especifica hasta donde se puede exigir al interruptor, existen diferentes secuencias que se especifican dependiendo del uso del interruptor. Por ejemplo, la secuencia O – 0,3 seg – CO – 3 min – CO significa que un interruptor puede abrir el circuito, recerrar a los 0,3 s y en caso de cierre en falla debe esperar 3 minutos para intentar de nuevo la maniobra de cierra.

1.2.2 Seccionador

El seccionador al igual que el interruptor es un elemento de conmutación (conexión o desconexión) de circuitos eléctricos. La diferencia básica con el interruptor es que solo se puede utilizar para maniobras y que puede abrir circuitos solo en alguno de los siguientes casos:

Cuando la diferencia de tensión esperada entre los terminales en el momento de la apertura es insignificante.

Cuando la corriente que se espera interrumpir es insignificante

Si se intenta interrumpir corrientes significativas (carga o cortocircuito), el seccionador no interrumpe el arco eléctrico.

El seccionador es muy útil como elemento de maniobra para seccionar circuitos o aislar elementos sobre los cuales se va a realizar un mantenimiento. Proporciona un corte visible que es un requisito de seguridad indispensable para la intervención de equipo eléctrico. De acuerdo con la función que cumplen se pueden tener los siguientes tipos de seccionadores:

De maniobra: para aislar equipos, para transferir circuitos, etc.

De puesta a tierra: conectan a tierra un circuito o equipo

Bajo carga: interrumpen corrientes de carga sin la necesidad de un interruptor para realizar las maniobras. No tienen la capacidad de interrumpir corrientes de falla. Se utilizan normalmente en media tensión.

Los seccionadores pueden tener dos tipos de mecanismos de operación:

Manuales: donde la energía para realizar la maniobra proviene del operador que lo acciona a través de una palanca.

De mando motorizado: la energía para el cierre o la apertura es suministrada por un motor que puede ser de corriente alterna o de corriente continua

1.2.3 Transformador de corriente

El transformador de corriente tiene las siguientes funciones:

Aislar los circuitos de medición y protecciones de las altas tensiones, permitiendo que los relés, equipos de medición y equipos de registro sean aislados solo para baja tensión. Por ejemplo, se pasa un sistema de 500 kV en el primario a un sistema de 600 V en baja tensión.

Disminuir la corriente que circula a través de los circuitos de protección y medida a niveles que sean fácilmente manejables. Por ejemplo, se pueden tener 1000 A de corriente nominal en el primario y 1 A de corriente nominal en el secundario.

Los transformadores de corriente se aplican básicamente en:

Circuitos de protecciones: para llevar las corrientes a los equipos de protecciones y equipos de registro de falla.

Circuitos de medición: proporcionan la corriente necesaria para todos los equipos de medición tales como amperímetros, vatímetros, unidades multifuncionales de medida, contadores de energía, transductores para telemedida, etc.




1.2.4 Transformador de tensión

El transformador de tensión tiene las siguientes funciones:

Aislar los circuitos de medición y protecciones de las altas tensiones, permitiendo que los relés, equipos de medición y equipos de registro sean aislados solo para baja tensión. Por ejemplo, se pasa un sistema de 500 kV en el primario a un sistema de 600 V en baja tensión.

Disminuir la tensión que se lleva a los circuitos de protección y medida a niveles que sean fácilmente manejables. Por ejemplo, se pueden tener 220 kV de tensión nominal en el primario y 110 V de tensión nominal en el secundario.

En las líneas de transmisión que cuentan con sistema de portadora por línea de potencia, se utiliza la parte capacitiva de los transformadores para recibir la señal de comunicaciones que proviene del extremo remoto.

Los transformadores de tensión pueden ser:

Inductivos.

De acople capacitivo: utilizan un divisor tipo capacitivo para disminuir la tensión a valores de media tensión, por ejemplo 15 kV. De la salida de la parte capacitiva se conecta un transformador inductivo.

1.2.5 Dispositivo de protección contra sobretensiones (pararrayos)

Los pararrayos son los elementos de protección contra las sobretensiones que se presentan en el sistema debido a descargas atmosféricas o a las maniobras de cierre o apertura de líneas, transformadores, reactores y capacitores. La limitación de tensión se realiza mediante el drenaje de parte de la corriente de descarga. El material actualmente utilizado para realizar la descarga es el óxido de zinc o ZNO, mediante el cual se construyen resistencias no lineales que permiten el paso de una corriente baja cuando la tensión es inferior a la nominal y un aumento abrupto de la corriente cuando se superan determinados niveles de tensión.

1.2.6 Transformador de potencia

La función del transformador de potencia es adaptar los niveles de tensión para los diferentes procesos que se tienen en el sistema eléctrico: generación, transmisión, distribución y uso. Normalmente son sumergidos en aceite, aunque los transformadores de baja potencia (< 2 MVA) y uso interior pueden ser de tipo seco. Existen diferentes métodos de refrigeración:

ONAN: Aceite natural, aire natural

ONAF: Aceite natural, aire forzado

OFAF: Aceite forzado, aire forzado




2 CONFIGURACIONES DE LAS SUBESTACIONES

La configuración de una subestación es la forma en la cual son conectados entre sí los equipos electromecánicos de un mismo nivel de tensión en un patio de conexiones. La configuración se selecciona de acuerdo con los requerimientos de confiabilidad y flexibilidad necesarios en el sistema.

Debido a que los equipos pueden fallar es necesario tener en cuenta los niveles de confiabilidad, de tal forma que no se interrumpa el servicio más a allá de los límites aceptables. Para mejorar los niveles de confiabilidad, la subestación debe tener cierto nivel de redundancia y facilidad para que la función de un equipo fallado (un interruptor, por ejemplo) sea asumida por otro equipo.

Además, se requiere cierta flexibilidad para realizar los mantenimientos propios de los equipos y para posibles reconfiguraciones.

Algunas de las configuraciones más utilizadas para subestaciones de alta tensión se muestran a continuación.

2.1 Barra sencilla

En esta configuración se cuenta con sólo una barra la cual se conectan todas las salidas o circuitos a través de un interruptor, tal como se muestra en la Figura 1. Asociados con el interruptor se tienen dos seccionadores, a cada lado, ellos permiten el acceso al interruptor especialmente para las operaciones de mantenimiento. También asociados con el interruptor se tienen los transformadores de corriente, que alimentan los dispositivos de protección y medición.

El seccionador del lado línea requiere cuchilla de tierra, para permitir el acceso a la línea, además se tienen también los pararrayos, transformadores de tensión, y eventualmente capacitor de acoplamiento y bobina de onda portadora para las comunicaciones.

Interruptor

Seccionador

Barra

=Línea 1 =Línea 2

=Tr 1

Figura 1. Configuración de barra sencilla

Esta configuración tiene la ventaja de ser un esquema muy simple, pero muy rígido, si es necesario hacer algún mantenimiento en barras debe sacarse la subestación de servicio. Además, no se tiene respaldo cuando es necesario sacar de servicio alguno de los interruptores.

2.2 Barra principal más barra de transferencia

Esta configuración permite subsanar algunas de las limitaciones inherentes a la configuración de barra sencilla. Permite que alguno de los interruptores de los circuitos sea reemplazado por el




interruptor de transferencia.

La barra de transferencia está unida a cada línea mediante un seccionador, y a la barra principal por medio de un interruptor, que puede reemplazar a cualquiera de los otros, ver Figura 2.

El conjunto interruptor de transferencia, barra de transferencia, y seccionador permite reemplazar cualquiera de los interruptores de línea, posibilitándose así el mantenimiento de este último.

La dificultad se presenta con los transformadores de corriente y las protecciones, que deben ser transferidas (si necesario) para que den la orden de disparo al interruptor adecuado.

Transferencia

Barra de transferencia

Interruptor

Seccionador

Barra principal

=Línea 1 =Línea 2

=Tr 1

Figura 2. Configuración de barra principal más barra de transferencia

2.3 Doble Barra

La configuración de doble barra aumenta la flexibilidad permitiendo separar los circuitos en cada una de las barras. Además, permite realizar el mantenimiento de una de las barras sin sacar de servicio la subestación.

De cada barra, a través de seccionadores, se llega al interruptor, permitiendo que el circuito se conecte a una barra o a la otra.

Entre una y otra barra se tiene un interruptor (con los seccionadores correspondientes) para poder luego transferir las líneas de una barra a otra, este interruptor se llama de acople de barras (Ver Figura 3).

El esquema de doble barra permite realizar dos nodos separados en la red, uno con cada barra, y esta posibilidad permite armar la red con niveles de cortocircuito más limitados (y con más nodos).




Barra 2

Interruptor

Seccionador

Barra 1

=Línea 1 =Línea 2

=Tr 1

Acople

Figura 3. Configuración de doble barra

2.4 Doble Barra más seccionador de transferencia

Esta configuración que se muestra en la Figura 4, combina las bondades de la barra principal más transferencia y la doble barra dado que puede funcionar como cualquiera de estas configuraciones. Se utiliza un interruptor que cumple las funciones de transferencia y de acople, dependiendo de la forma en que se requiera operar la subestación.

Barra 2/Transferencia

Interruptor

Seccionador

Barra 1

=Línea 1 =Línea 2

=Tr 1

Acople

Figura 4. Configuración de doble barra más seccionador de transferencia

2.5 Doble barra más seccionador “by pass”

Esta configuración prevé un seccionador (seccionador de by Pass) que hace el puente al interruptor y permite operar sin él, reemplazándolo por otro, tal como se muestra en la Figura 5. Como puede observarse, un circuito puede ser transferido utilizando como barra de transferencia cualquiera de las dos barras.




Barra 2

Interruptor

Seccionador

Barra 1

=Tr 1=Línea 1 =Línea 1

Acople

Figura 5. Configuración de doble barra más seccionador de “by pass”

2.6 Interruptor y medio

Esta configuración tiene tres interruptores entre dos barras por cada dos salidas, tal como se muestra en la Figura 6.

El esquema es utilizable cuando se tienen seis terminales o más, con cuatro terminales, no tiene sentido, se debe realizar el esquema en anillo, si se intenta realizar un esquema de interruptor y medio, de pondrán en serie dos interruptores sin mayor ventaja.

Esta configuración tiene la ventaja de tener dos interruptores asociados con cada circuito, lo cual permite la salida a mantenimiento de cualquier interruptor sin sacar de servicio el circuito.

=Línea 1 =Tr 1

Interruptor Seccionador

=Línea 2

Figura 6. Configuración de interruptor y medio




2.7 Anillo

La configuración en anillo se caracteriza porque el número de interruptores es igual al número de circuitos, como en la configuración de barra sencilla.

El esquema en anillo presenta la dificultad del crecimiento, no es fácil ampliar la subestación agregando nuevos circuitos, es un esquema no conveniente cuando se piensa que el desarrollo futuro obligará a ampliaciones.

El anillo no debe superar los 6 u 8 terminales, además no es posible separar la subestación en nodos arbitrarios, como visto para la configuración de doble barra.

La ventaja del anillo es que permite sacar de servicio cualquier interruptor, sin sacar de servicio el circuito, solo se requiere abrir el anillo.

=Tr 1

Interruptor Seccionador

=Línea 1

=Línea 1

Figura 7. Configuración de anillo




3 PARÁMETROS BÁSICOS PARA LA ESPECIFICACIÓN DE EQUIPOS

Los equipos de la subestación se seleccionan o especifican siguiendo las normas aplicables, normalmente normas ANSI o normas IEC. Existen características que son propias de cada equipo y características generales aplicables a todos los equipos. Las características generales que deben cumplir todos los equipos de la subestación son las siguientes:

Frecuencia nominal del sistema: es la frecuencia a la cual opera el sistema en el cual se instalan los equipos, por ejemplo 60 Hz en Colombia y 50 Hz en Bolivia. La frecuencia normalmente varía poco, menos de un 0.1%

Frecuencia asignada del equipo: es la frecuencia para la cual está diseñado el equipo, debe ser igual a la frecuencia del sistema. Algunos equipos pueden funcionar bien a frecuencias diferentes (por ejemplo, se encuentran normalmente interruptores y seccionadores que funcionan a 50 o 60 Hz), otros equipos son muy sensibles a los cambios de frecuencia (por ejemplo, los transformadores).

Tensión nominal del sistema: es la tensión a la cual opera el sistema en el cual se instalan los equipos, por ejemplo 230 kV, 220 kV, 500 kV. La tensión del sistema varía a lo largo del día, por ejemplo en Colombia se permite una variación de ±10%.

Tensión asignada del equipo: es la tensión para la cual está diseñado el equipo. La tensión del sistema no debe ser superior a la tensión asignada del equipo. Las tensiones asignadas para los equipos están dadas por normas internacionales.

Tensión asignada soportada a frecuencia industrial: es la tensión de frecuencia industrial que el equipo puede soportar en una prueba de corta duración, normalmente 1 minuto. Esta tensión es normalmente cercana al doble de la tensión asignada.

Tensión soportada asignada al impulso tipo rayo: es la tensión que puede soportar el equipo cuando se presenta una sobretensión transitoria de tipo atmosférico

Corriente asignada del equipo: es el valor de corriente rms que el equipo puede soportar continuamente. Normalmente se utilizan como valores nominales 10n veces: 1, 1.25, 1.6, 2, 2.5, 3.15, 4, 5, 6.3, 8.

Corriente asignada de corta duración: es la corriente que puede soportar el equipo en condiciones de falla. Se especifica la corriente y el tiempo que el equipo puede soportarla. Por ejemplo, 31.5 kA durante 1 s.

Las características de aislamiento del equipo se determinan de acuerdo con la tensión nominal del sistema, las sobrtensiones esperadas y las condiciones ambientales. determinan la distancia de fuga que debe tener el aislamiento (por ejemplo, la porcelana).

La contaminación ambiental establece cuanta distancia se requiere por cada kV de aislamiento necesario. Por ejemplo 16 mm/kV, 20 mm/kV, 25 mm/kV o 31 mm/kV.




4 METODOLOGÍA PARA LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO

El procedimiento de coordinación de aislamiento consiste en la determinación de las resistencias dieléctricas de los equipos con relación a los esfuerzos de tensión que se pueden presentar teniendo en cuenta las características de los elementos de protección. Para la determinación del nivel de aislamiento de los equipos de la subestación se sigue un método determinístico para seleccionar los aislamientos internos (no-autorestaurables) y un método probabilístico simplificado de la norma IEC 60071-2 para establecer los aislamientos externos (autorestaurables), para esto, se utilizan los valores recomendados por las normas de acuerdo al tipo de sistema.

Los principales pasos para la coordinación de aislamiento son:

1. Determinación de las sobretensiones representativas (Urp).

2. Determinación de las tensiones de soportabilidad para coordinación (Ucw).

3. Determinación de las tensiones de soportabilidad requeridas (Urw).

4. Determinación de las tensiones de soportabilidad normalizadas (Uw).

4.1 DETERMINACIÓN DE LAS SOBRETENSIONES REPRESENTATIVAS (Urp)

4.1.1 Tensión a frecuencia industrial

Para propósitos de coordinación de aislamiento es considerada igual a la tensión más alta del sistema, en este caso corresponde a la máxima tensión permisible de los equipos de patio Um y la tensión base (Ubase).

32UmUbase

Tabla 1. Tensión base

Tensión máxima del sistema (Um) Tensión base (Ubase)

245 kV 200,04 kV

4.1.2 Sobretensiones temporales

Se consideran los valores para las sobretensiones sugeridas en la norma IEC 60071-2, los cuales incluyen factores que llevan a resultados conservativos.

4.1.2.1 Sobretensiones por fallas a tierra

La ocurrencia de una falla a tierra en un determinado punto del sistema lleva a un aumento de la tensión fase - tierra en las fases sanas cuyo valor depende del grado de aterrizamiento del sistema.

Si el sistema está sólidamente puesto a tierra, la norma IEC 60071 indica que la máxima sobretensión eficaz normalmente no sobrepasa 1,4 veces la tensión máxima eficaz fase a tierra del sistema. Para sistemas con neutro aislado, las sobretensiones alcanzan hasta 1,73 veces la tensión eficaz máxima.

3)( S

rp

UKepU

En Dónde:

K: Factor de falla a tierra (Ver anexo B de la norma IEC 60071-2)

Us: Máxima tensión del sistema, kV




4.1.2.2 Sobretensiones por rechazo de carga

Otra fuente de sobretensiones temporales es el rechazo de carga el cual produce sobretensiones que afectan el aislamiento fase – fase y fase – tierra.

• Fase a tierra: 3

)( Srp

UkepU

• Fase a fase: Srp UkppU )(

Dónde:

k: Factor de sobretensión por rechazo de carga

4.1.3 Sobretensiones representativas temporales

Las sobretensiones representativas temporales considerando las anteriores fuentes no simultáneamente son:

• Fase a tierra: )( epU rp

• Fase a fase: )( ppU rp

4.1.4 Sobretensiones de frente lento

4.1.4.1 Impulsos que afectan los equipos en la entrada de la línea energización extremo remoto

La re-energización desde el extremo remoto resulta en impulsos de sobretensión fase a tierra Ue2 y fase a fase Up2, seleccionados a partir de la Figura 1 y Figura 2 de la norma IEC 60071-2 (ver Figura 8 y Figura 9). Las sobretensiones representativas para los equipos en la entrada de la línea sin tener en cuenta los descargadores de sobretensiones son los siguientes:

• 25,025,1 2 eet UU

• 43,025,1 2 ppt UU

Dónde:

Ue2: Valor de la sobretensión fase a tierra que tiene una probabilidad del 2% de ser excedido.

Uet: Valor de sesgamiento de la distribución acumulada de las sobretensiones fase a tierra

Up2: Valor de la sobretensión fase a fase que tiene una probabilidad del 2% de ser excedida.

Upt: Valor de sesgamiento de la distribución acumulada de las sobretensiones fase a fase




Figura 8. Determinación de las sobretensiones de frente lento fase a tierra con probabilidad de un 2 % de ser superadas

Figura 9. Determinación de las sobretensiones de frente lento fase a fase con probabilidad de un 2 % de ser superadas

4.1.4.2 Impulsos que afectan todos los equipos energización extremo local

La energización y re-energización local (extremo emisor) resulta en impulsos de sobretensión menos críticos que para el extremo receptor, con el fin de ser conservativos se seleccionan los valores extremos recomendados por la norma IEC 60071-2.

• 25,0'25,1' 2 eet UU

• 43,0'25,1' 2 ppt UU

4.1.4.3 Descargadores de sobretensiones en la entrada de la línea energización desde el extremo remoto

Con el fin de controlar las sobretensiones por energización de la línea en el extremo remoto se instalan descargadores de sobretensiones en la entrada de la línea con las siguientes características de protección:

• El NPM (Ups, Nivel de protección al impulso tipo maniobra) es igual a la máxima tensión residual para impulsos de corrientes de maniobra.

• El NPR (Upl, Nivel de protección para el impulso tipo rayo) es la tensión máxima residual para un impulso atmosférico a la corriente nominal de descarga, 10 kA.

Con el uso de descargadores de sobretensiones, las sobretensiones representativas pueden ser dadas directamente por Ups para las sobretensiones fase a tierra o 2Ups para las sobretensiones fase a fase si los valores de protección son menores a los máximos esfuerzos de sobretensión Uet




y Upt de frente lento.

Las sobretensiones de frente lento representativas son:

Para todos los otros equipos:



Para equipo a la entrada de la línea:



4.2 DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD PARA COORDINACIÓN (Ucw)

4.2.1 Sobretensiones temporales

Para esta clase de sobretensiones, la tensión de soportabilidad de coordinación es igual a la sobretensión representativa temporal, por lo tanto el factor de coordinación Kc es igual a 1.

• Fase a tierra: crpcw KUU

• Fase a fase: crpcw KUU

4.2.2 Sobretensiones de frente lento

La tensión de coordinación de soportabilidad es obtenida multiplicando el valor máximo de la sobretensión representativa por un factor de coordinación determinístico Kcd el cual depende de la relación entre el nivel de protección al impulso de maniobra de los descargadores de sobretensiones Ups y el valor de la sobretensión fase a tierra Ue2, en la Figura 6 de la norma IEC 60071-2 se muestra la relación (ver Figura 10).

Figura 10. Determinación del factor determinístico de coordinación




Factor de coordinación determinístico:

Para equipo a la entrada de la línea:

• Fase a tierra: cd

e

ps KU

U

2

• Fase a fase: cdp

ps KU

U

2

2

Para todos los otros equipos:

• Fase a tierra: cd

e

ps KU

U

2

• Fase a fase: cdp

ps KU

U

2

2

Las tensiones de coordinación serán Ucw = Kcd x Urp

4.2.3 Sobretensiones de frente rápido

Para la determinación de las sobretensiones de frente rápido se utilizan los resultados de las simulaciones realizadas en programa de simulación de transitorios tales como el ATP.

Las sobretensiones de frente rápido afectan los aislamientos fase a fase y fase a tierra de igual forma.

4.3 DETERMINACIÓN DE LAS SOBRETENSIONES DE SOPORTABILIDAD REQUERIDAS (Urw)

Las tensiones de soportabilidad requeridas son obtenidas aplicando a las tensiones de soportabilidad para coordinación dos factores de corrección:

• Ka: Factor de corrección que tiene en cuenta la altitud de la instalación

• Ks: Factor de seguridad

4.3.1 Factor de corrección atmosférico

El factor de corrección atmosférico está definido por la siguiente ecuación:

8150

Hm

a eK

Dónde:

H: Altura sobre el nivel del mar, m

m: 1,0 para la coordinación de las tensiones de soportabilidad al impulso tipo rayo

m: De acuerdo a la Figura 9 de la norma IEC 60071-2 para la coordinación de las tensiones de soportabilidad al impulso de maniobra

m: 1,0 voltajes de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial de distancias en el aire y de aisladores.




Figura 11. Dependencia del exponente m con las tensiones de soportabilidad para la coordinación

4.3.2 Tensiones de soportabilidad requeridas

Los valores para las tensiones de soportabilidad requeridas son obtenidos aplicando la siguiente ecuación:

ascwrw KKUU

Para sobretensiones temporales:

Aislamiento externo

• Fase a tierra ascwrw KKUU

• Fase a fase ascwrw KKUU

Aislamiento interno

• Fase a tierra scwrw KUU

• Fase a fase scwrw KUU

Para sobretensiones de frente lento:

Equipo a la entrada de la línea

Aislamiento externo

• Fase a tierra: ascwrw KKUU

• Fase a fase: ascwrw KKUU

Para otros equipos

Aislamiento externo






Aislamiento interno

• Fase a tierra: scwrw KUU

• Fase a fase: scwrw KUU

Para sobretensiones de frente rápido:

Aislamiento externo



Aislamiento interno

• Fase a tierra: scwrw KUU

• Fase a fase:

4.4 CONVERSIÓN A TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS (Uw)

En el rango 1 (hasta 245 kV) el nivel de aislamiento es normalmente descrito por la tensión soportada a frecuencia industrial y la tensión soportada al impulso tipo rayo. La Tabla 2 muestra los factores de conversión requeridos, obtenidos de la Tabla 2 de la norma IEC 60071-2.

Tabla 2. Factores de conversión para rango I

Aislamiento Tensión de soportabilidad

de corta duración a frecuencia industrial

Tensión de soportabilidad al impulso tipo rayo

Aislamiento externo (seco)

Fase a tierra

Fase a fase

Aislamiento limpio, húmedo

0,6+Urw/8.500

0,6+Urw/12.700

0,6

1,05+Urw/6.000

1,05+Urw/9.000

1,3

Aislamiento interno

GIS

Aislamiento inmerso en liquido

Aislamiento sólido

0,7

0,5

0,5

1,25

1,10

1,00

Urw: Es la tensión de soportabilidad requerida para el impulso de maniobra

4.4.1 Conversión a tensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial (SDW)


Aislamiento externo

• Fase a tierra: )500.86,0( rwrw UUSDW

• Fase a fase: )700.12/6,0( rwrw UUSDW

scwrw KUU




Para otros equipos

Aislamiento externo

• Fase a tierra: )500.86,0( rwrw UUSDW

• Fase a fase: )700.126,0( rwrw UUSDW

Aislamiento interno

• Fase a tierra: 7,0 rwUSDW

• Fase a fase: 7,0 rwUSDW

4.4.2 Conversión a tensión de soportabilidad del impulso tipo rayo (LIW)


Aislamiento externo

• Fase a tierra: 31, rwULIW

• Fase a fase: )000.9/05,1( rwrw UULIW

Para otros equipos

Aislamiento externo

• Fase a tierra: 31, rwULIW

• Fase a fase: )000.9/05,1( rwrw UULIW

Aislamiento interno

• Fase a tierra: 25,1 rwULIW

• Fase a fase: 25,1 rwULIW

4.5 SELECCIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS

De acuerdo a la Tabla 2 de la norma IEC 60071-1, se seleccionan los valores normalizados de aislamiento correspondientes a un sistema con una tensión máxima Um, estos niveles de aislamiento cubrirán cualquier aislamiento externo e interno fase-fase y fase-tierra.

En rango I, los valores requeridos de soportabilidad al impulso de maniobra fase a tierra son cubiertos por la prueba de corta duración a frecuencia industrial. Los valores de soportabilidad al impulso de maniobra fase a fase son cubiertos por la prueba de corta duración a frecuencia industrial o por la prueba de soportabilidad al impulso tipo rayo.




5 DISTANCIAS PARA LA SUBESTACIÓN

La metodología a seguir comprende el cálculo de las distancias eléctricas mínimas y de seguridad que deben tenerse en cuenta en el diseño de la subestación, con el objetivo de garantizar la seguridad de las personas y el adecuado dimensionamiento de esta.

Las distancias eléctricas corresponden a las separaciones mínimas que deben mantenerse en el aire entre partes energizadas de equipos y tierra, o en equipos sobre los cuales es necesario realizar un trabajo.

5.1 DISTANCIAS MÍNIMAS Y DE SEGURIDAD

5.1.1 DISTANCIAS MÍNIMAS EN AIRE

Para los equipos en rango I (Um<245 kV), las distancias en el aire fase a fase y fase a tierra son determinadas de acuerdo al nivel de aislamiento al impulso tipo rayo, en la Tabla 3 se indica la correlación entre el nivel de soportabilidad al impulso tipo rayo y las distancias mínimas en el aire.

Tabla 3. Correlación entre el nivel de soportabilidad al impulso tipo rayo y las distancias mínimas en el aire

Tensión de soportabilidad al impulso tipo rayo

[kVp]

Distancia mínima en el aire

[mm]

Punta-estructura Conductor-estructura

20 60 -

40 60 -

60 90 -

75 120 -

95 160 -

125 220 -

145 270 -

170 320 -

250 480 -

325 630 -

450 900 -

550 1100 -

650 1300 -

750 1500 -

850 1700 1600

950 1900 1700

1050 2100 1900

1175 2350 2200

1300 2600 2400

1425 2850 2600

1550 3100 2900

1675 3350 3100

1800 3600 3300

1950 3900 3600

2100 4200 3900

NOTAS:

- Para la distancia mínima fase a tierra es aplicable la configuración conductor-estructura y punta-estructura.

- Para la distancia mínima fase a fase, es aplicable la configuración punta-estructura.




La determinación de la soportabilidad ante impulsos atmosféricos y ante impulsos de maniobra, tiene en cuenta las condiciones ambientales del sitio y las condiciones de operación del sistema. Por lo tanto, las distancias eléctricas mínimas seleccionadas a partir de la soportabilidad al impulso tipo rayo y tipo maniobra, según las recomendaciones de la publicación IEC 60071-1, no requieren ser ampliadas o corregidas con factores adicionales.

5.1.2 DISTANCIAS DE SEGURIDAD

Las distancias de seguridad son el resultado de sumar los siguientes valores:

Un valor básico relacionado con el nivel de aislamiento, el cual determina una “zona de guarda” alrededor de las partes energizadas.

Un valor que es función de movimientos del personal de mantenimiento así como del tipo de trabajo y la maquinaria usada. Esto determina una zona de seguridad, dentro de la cual, queda eliminado cualquier peligro relacionado con acercamientos eléctricos.

5.1.2.1 VALOR BÁSICO

El valor básico corresponde a la distancia mínima fase-tierra en el aire, adoptada para el diseño de la subestación de acuerdo con lo establecido en las publicaciones IEC 60071-1 y IEC 60071-2, para garantizar el espaciamiento adecuado que prevenga el riesgo de flameo aún bajo las condiciones más desfavorables.

El valor básico se calcula incrementando el valor de la distancia mínima fase-tierra en un porcentaje indicado (10% de acuerdo con el RETIE).

VB = 1,10* dmín

Dónde:

VB : Valor básico [mm]

dmín : Distancia mínima fase-tierra mm

VB (punta-estructura)= 1,1* dmin = 1,1*2100 mm = 2310 mm

VB (conductor-estructura)= 1,1* dmin = 1,1*1900 mm = 2090 mm

Estos valores básicos serán usados específicamente donde exista circulación de personal y circulación de vehículos y no aplica para el dimensionamiento de los equipos a instalar. Para las demás condiciones de verificación de distancias eléctricas, se podrá usar el valor de distancia mínima asociada al BIL de cada subestación en caso de requerirse.

5.1.2.2 CIRCULACIÓN DE PERSONAL

Cuando no existen barreras o mallas protectoras en la subestación, es necesario definir una distancia mínima de seguridad para la circulación libre del personal. En general, la zona de circulación del personal, se determina como la altura promedio de un operador con los brazos estirados verticalmente, es decir, 2250 mm (ver Figura 12). El aislador o porcelana del equipo, se considera como un componente energizado que va reduciendo la tensión, de modo que solamente la parte inferior metálica está al mismo potencial de tierra.




Figura 12. Distancias medias para un operador

5.1.2.3 ZONA DE SEGURIDAD PARA CIRCULACIÓN DE PERSONAL

Las dimensiones de esta zona de seguridad se definen adicionando al valor básico de la configuración punta estructura (VB(punta-estructura)), un valor promedio de la altura del personal de mantenimiento y la naturaleza del trabajo a realizar sobre los equipos, incluyendo los

requerimientos de movimiento y acceso al lugar. Estas distancias están basadas en las dimensiones medias de una persona en condiciones de trabajo tal como se muestra en la Figura 12 y la Figura 13. Por ejemplo, para una subestación a 230 kV se tiene el siguiente valor típico.

ZS= VB (punta-estructura)+2250 = 2310 mm +2250 mm = 4560 mm

En la Figura 13 se muestra un ejemplo de la composición de la distancia básica con una zona de seguridad que tiene en cuenta la libre circulación de las personas y el valor básico.

Figura 13. Ejemplo típico de la franja de circulación de personal

5.1.2.4 MOVIMIENTO DE VEHÍCULOS

La subestación cuenta con vías peatonales y de vehículos pequeños, los cuales pueden circular cerca a elementos energizados, y por lo tanto se debe prever una zona de seguridad.

Para la selección de las distancias mínimas de seguridad sobre las vías de circulación al interior de la subestación, se pueden considerar perfiles de vehículos de 3 m de altura, lo cual requerido




al momento de realizar mantenimientos en la subestación, en la Tabla 4 se detallan estos perfiles:

Tabla 4. Perfiles para dimensionamiento de vías

Tipo de vía Ancho [mm] Alto [mm]

Acceso al patio 4000 3000

Para permitir la libre circulación de los vehículos, el nivel de conexión de equipos adyacentes a la vía deberá ser superior al alto de la vía más el valor básico. En la Tabla 5 se presentan los niveles de conexión mínimo sobre vías típicos para una subestación a 230 kV.

Tabla 5. Niveles de conexión sobre vías

Tipo de vía Valor Básico punta-

estructura [mm]

Alto Vía

[mm]

Nivel mínimo de conexión

sobre vías [mm]

Acceso a diámetros 2310 3000 5310

5.1.2.5 TRABAJO SOBRE EQUIPOS O CONDUCTORES EN AUSENCIA DE MAQUINARIA PESADA

Se considera que el trabajo sobre los equipos o conductores, se realiza con la subestación energizada parcial o totalmente. Para estos cálculos se tiene en cuenta los valores previstos en la Figura 14: Horizontalmente se toman 1.750 mm que tiene en promedio una persona con los brazos abiertos, y verticalmente se toman 1.250 mm que tiene en promedio una persona con una mano alzada sobre el plano de trabajo. Luego las distancias horizontales y verticales de seguridad para mantenimiento están determinadas de la siguiente manera:

Distancia Horizontal = 1.750 mm + VB

Distancia Vertical = 1.250 mm + VB

Dónde:

VB: Valor básico [mm]

Para los lugares en los cuales las mínimas distancias horizontales y verticales para mantenimiento, no sean alcanzadas por restricciones de espacio, es un requisito realizar la desenergización de los equipos y conductores cercanos.

Figura 14. Franja de circulación usada para servicios de mantenimiento con herramientas livianas




5.2 DISTANCIAS ELÉCTRICAS MÍNIMAS PARA DIMENSIONAMIENTO DEL PATIO

El dimensionamiento de la subestación está condicionado a los criterios antes mencionados y se aplican directamente en los siguientes aspectos:

Separación de fases

Ancho de campo

Altura de campo

Longitud de campo

5.2.1 SEPARACIÓN DE FASES

Esta distancia se determina por la separación mínima entre las fases y la trayectoria de un conductor sometido a un cortocircuito (ver Figura 15), de donde se tiene:

okok *Y, Y *senY,Y 771304021

ok *Y,d a *Yda 5431*5,02*5,0 minmin

Dónde:

Yk: Rango del movimiento del conductor mm

Yo: Flecha estática máxima mm

a: Separación mínima entre fases mm

dmín: Distancia mínima fase-fase, cable-cable mm

Figura 15. Rango del movimiento de conductores flexibles durante cortocircuitos

En la práctica, Yo 0,03*S, siendo S el vano del barraje flexible. El valor de dmín durante un cortocircuito se puede reducir hasta el 50 % del valor inicial.

5.2.2 ANCHO DE BARRAS

El ancho del barras se determina por la separación entre las fases adoptada para prevenir contactos por el movimiento que tendrían los conductores debido a cortocircuitos. En la Figura 16 se indican las distancias requeridas para el cálculo.

1.2 Yo

Yo

Yo

Yk

40°

a

d min




Figura 16. Ancho de barras

En consecuencia el ancho de barras sería dos veces la separación entre fases, más dos veces la distancia mínima fase-tierra, más el ancho de columna a nivel de conexión.

AB = 2*a + 2*dft + h

Dónde:

a : Separación de fases [mm]

dft : Distancia mínima fase-tierra [mm]

h : Ancho de columna, a nivel de conexión de aisladores [mm]

5.2.3 ANCHO DE CAMPO

Es la distancia de separación entre los ejes de las columnas que forman el pórtico de entrada. El ancho de campo de una subestación está determinado por la configuración, las dimensiones de los equipos y de los barrajes utilizados.

Cuando se tiene la estructura del pórtico adyacente a un equipo de patio, el ancho de campo se determina de acuerdo a la Figura 17, considerando el valor básico determinado, la mínima separación entre fases del equipo y el ancho de la estructura.

Figura 17. Ancho de campo determinado por la estructura adyacente a los equipos

AC = 2*a + 2*dft + h

Dónde:




a: Separación entre fases para equipos (seccionador)

dft: Distancia mínima fase-tierra

h: Ancho de la estructura, a nivel de conexión de equipos

5.2.4 ALTURA DE CONEXIONES

Las alturas de conexión estarán determinadas por la altura de los equipos, de las barras y de las templas superiores.

Primer nivel (P.N.)

Corresponde a la altura de conexión de los equipos y está determinada por las distancias de seguridad para la circulación de personas, es decir, el valor básico (VB) más la altura de una persona con los brazos levantados verticalmente.

P.N. = VB + 2250 mm

Dónde:

VB : Valor básico [mm]

Segundo nivel (S.N.)

Está determinado por la altura de las barras. Su altura debe ser superior a la del primer nivel (el más alto) que existe debajo del barraje en por lo menos la distancia vertical para trabajos de mantenimiento más la flecha máxima del barraje.

S.N. = P.N. + Dist vertical + YB

Dónde:

YB: Flecha máxima del barraje

Dvertical: Distancia vertical para labores de mantenimiento

En la práctica, YB 0,03*S, siendo (S) el vano del barraje.

Tercer nivel (T.N.)

Está determinado por la altura de las templas. Su altura debe ser superior a la del segundo nivel que existe debajo del barraje en por lo menos la distancia vertical para trabajos de mantenimiento más la flecha máxima del barraje.

T.N. = S.N. + Dist vertical + YB

Dónde:

YB: Flecha máxima del barraje

Dvertical: Distancia vertical para labores de mantenimiento

En la práctica, YB 0,03*S, siendo (S) el vano del barraje en tercer nivel.

5.2.5 LONGITUD DEL CAMPO

Está determinada por las dimensiones de los equipos y por las distancias entre ellos. Esta distancia se define básicamente por razones de mantenimiento y montaje. En la Tabla 6, se presentan las distancias longitudinales típicas asociadas con una subestación a 230 kV.




Tabla 6. Distancias para dimensionamiento longitudinal del patio de equipos subestación 230 kV

Descripción (1)

Distancia típica

Um=245 KV [mm]

Distancia mínima adoptada Subestación

[mm]

Interruptor y seccionador con vía intermedia 8500 9500-11000

Interruptor de transformador de instrumentación 3500 3500

Seccionador y transformador de instrumentación 4000 4000

Seccionador y seccionador 6000 7000

Seccionador y trampa de onda 3500 3500

Transformador de instrumentación y trampa de onda 3000 3000

Nota: Todas las distancias longitudinales son medidas entre los ejes de los equipos

5.2.6 DISTANCIAS A CERCOS

5.2.6.1 Distancia a malla perimetral externo

Para el caso de cerramiento o malla perimetral externa, el cual rodea el perímetro de la subestación, se tiene en cuenta el RETIE, el cual recomienda una zona de seguridad determinada, tal como se muestra en la Figura 18.

Figura 18. Distancias de seguridad mallas perimetrales




6 SELECCIÓN DE CONDUCTORES AL AIRE

En las subestaciones se requiere seleccionar los conductores adecuados para las barras y para las diferentes conexiones entre equipos. Los conductores deben cumplir con tres criterios:

Deben soportar la corriente máxima que se espera en condiciones operativas

Deben soportar las corrientes de cortocircuito

Deben ser tales que para el nivel de tensión de la subestación no se presente efecto corona

6.1 Capacidad de corriente con base en el equilibrio térmico

Para la verificación de la temperatura superficial de los conductores de alta tensión se utiliza la metodología propuesta en la publicación IEEE-738, teniendo en cuenta los parámetros ambientales del sitio.

Para el cálculo se considera la siguiente ecuación, correspondiente a la condición de equilibrio térmico del conductor.

)(*2

csrc TRIqqq

25,175,05,0)(***0205,0 acfc TTDq

)(****

*0372,001,1

52,0

1 acangle

f

c TTkkf

VDq

)(****

*0119,0

6,0

2 acanglec TTkkf

VfDq

44100/273100/273***0178,0 acr TTDq

´*)(** AsinQq ss

)2sin(*368,0)2cos(*194,0)cos(194,1 anglek

)()()(

)( lowlowC

lowhigh

lowhigh

C TRTTTT

TRTRTR

Dónde:

qc: Pérdidas en el conductor por convección natural, W/m

qc1: Pérdidas en el conductor por convección forzada (viento), W/m

qc2: Pérdidas en el conductor por convección forzada (viento), W/m

qr: Pérdidas en el conductor por radiación, W/m

qs: Calentamiento del conductor por el sol, W/m

I: Capacidad nominal de corriente del conductor, A

R(Tx): Resistencia del conductor a una temperatura Tx, /m

D: Diámetro del conductor, mm.

Tc: Temperatura de trabajo del conductor, ºC

Ta: Temperatura ambiente, ºC

Thigh: Valor a alta temperatura tomada para la corrección de temperatura del conductor, °C




Tlow: Valor de baja temperatura tomada para la corrección de temperatura del conductor, °C

ρf: Densidad del aire, kg/m3

kf: Conductividad térmica del aire, W/(m-ºC)

f: Viscosidad del aire, Pa-s

V: Velocidad del viento, m/s

: Coeficiente de emisividad

: Coeficiente de absorción

Qs: Radiación solar, W/m2

: Angulo efectivo de incidencia sobre el conductor de los rayos solares, °

: Angulo entre el viento y el eje del conductor, °

A’: Área proyectada del conductor, m2/m

6.2 CAPACIDAD DEL CONDUCTOR POR CORTOCIRCUITO

Se verifica que los conductores preseleccionados, cuenten con la capacidad suficiente para soportar la corriente generada durante un corto circuito en el tiempo previsto de despeje de la falla.

En el caso de la verificación por cortocircuito del conductor flexible, se considera que el conductor, más no el haz de conductores, debe soportar la corriente de cortocircuito total.

Para este caso, los cálculos se hacen normalmente para un tiempo de 0,5 s. Para ello se utiliza la expresión sugerida en la publicación IEC-60865-1.

)20(1

)20(1ln

**

20

20

20

20

C

C

T

cAI

b

e

k

Dónde:

I: Corriente rms, en A

A: Sección del conductor, en m2

20: Conductividad específica a 20°C, en 1/m

C: Capacidad térmica específica, en J/(kg°C)

: Masa específica, en kg/m³

Tk: Tiempo de duración del corto circuito, en s

20: Coeficiente de temperatura, en 1/°C

b: Temperatura del conductor al inicio del cortocircuito, en °C

e: Temperatura del conductor al final del cortocircuito, en °C

Se utilizará como criterio de diseño, para temperatura del conductor al final del cortocircuito: e, el valor de 200°C, el cual corresponde al valor de temperatura máxima para los conductores en cortocircuito, según Tabla 6 de la publicación IEC-60865-1.

Para la temperatura del conductor al inicio del cortocircuito se considerará que en el momento del cortocircuito, los conductores están operando a su temperatura máxima, 75°C.

6.3 EFECTO CORONA

El efecto corona es una descarga causada por la ionización del aire que rodea el conductor cuando este se encuentra energizado. Para la verificación del efecto corona se utiliza el procedimiento descrito en la publicación IEC CISRP. 18-1. Este procedimiento verifica que el gradiente eléctrico (E) sea menor que el campo eléctrico disruptivo (E0) para que no exista tal efecto. Los factores más importantes que afectan las pérdidas por efecto corona son:




El diámetro del conductor.

La rugosidad de la superficie del conductor.

La humedad del ambiente y la altura sobre el nivel del mar en la cual se encuentra la instalación.

6.3.1 Campo Eléctrico Disruptivo “Eo”

El campo eléctrico disruptivo requerido para que se presente efecto corona puede ser calculado mediante la ecuación de Peek.

r

mEEo

*

308,01*

2

*

Dónde:

E: Gradiente de disrupción del aire, 31 kVp/cm

E0: Gradiente crítico disruptivo, kVrms/cm

: Densidad relativa del aire

m: Coeficiente superficial del conductor

r: Radio del conductor, cm

El valor de m se calcula con la siguiente ecuación:

Lg mmm

Dónde:

mg: Coeficiente geométrico del conductor

mL: Coeficiente de limpieza del conductor

Tabla 7. Coeficiente geométrico, coeficiente de limpieza

Coeficiente geométrico Coeficiente de limpieza

Descripción mg Descripción mL

Conductores con sección completamente circular

1,0 Conductores nuevos y limpios 0,9

Conductores conformados con su capa de conductores exterior 12 y 30 alambres sección completamente circular

0,9 Conductores viejos y limpios 0,8

Conductores con capa exterior de 6 alambres

0,85 Conductores viejos y sucios 0,7

Conductores cubiertos con gotas de agua

0,5

El valor de se determina por la siguiente ecuación:

t

b,

273

923

336188811

10 .

h,

b

Dónde:

b : Presión atmosférica del sitio, en cm de mercurio (Hg).

h : Altura del sitio sobre el nivel del mar, m.




t : Temperatura ambiente promedio, °C.

6.3.2 Coeficientes de Maxwell

La carga de un conductor está dada por la capacitancia de las líneas que conforman la subestación, la cual está dada por la diferencia de potencial entre dos conductores.

En forma de ecuación, la capacitancia puede ser determinada a partir de los coeficientes de Maxwell que relacionan la carga y la diferencia de potencial entre los conductores.

Q*PV [V]

Donde el valor de P (coeficientes de Maxwell), está determinado por la construcción de la siguiente matriz:

nninnnn

njijjjj

ni

ni

ni

PPPPP

PPPPP

PPPPP

PPPPP

PPPPP

P

..

.......

..

.......

..

..

..

321

321

33332313

22322212

11312111

Dónde:

n

nnn

req

hP

*2ln*

2

1

ij

ij

ijD

DP

'

ln*2

1

: Permitividad del aire en espacio libre, 8,85x10-12 F/m

hn: Altura del haz de conductores n con respecto a tierra, m

reqn: Radio equivalente del haz de conductores n, m

m m

nnn Rrmreq 1**

msen

sRn

2

rn: Radio del conductor n, m

Rn: Radio del haz de conductores n, m.

m Número de conductores del haz

Q: Carga superficial del conductor, C/m

s: Separación de conductores

Dij’: Distancia directa entre cada conductor y su imagen, correspondiente al teorema de las imágenes que varía según la disposición de los cables de la subestación.

Dij: Distancia directa entre conductores.




Para el cálculo de la capacitancia de los conductores se emplea la matriz de coeficientes de Maxwell, hallando la matriz inversa a esta.

1 PC

[F/m]

6.3.3 Tensiones fase tierra

Para el cálculo del efecto corona se toma el caso más crítico, el cual corresponde a la tensión máxima a la cual el sistema puede ser sometido. Por lo cual se define la tensión de referencia como:

3mr UU [kV]

Para sistemas trifásicos, la carga en la línea puede ser calculada a partir de la carga sinusoidal imaginaria, la cual tiene en cuenta los desfases entre las ondas de tensión del sistema:

2

1

a

a*U

U

U

U

r

c

b

a

[kV]

De igual manera se pueden calcular las capacitancias:

2

1

a

a*C

C

C

C

c

b

a

[F/m]

Dónde:

2

3

2

1ja

De la relación anterior se pueden obtener los valores de Ca, Cb y Cc, correspondientes a las capacitancias de fase del conductor y determinar el máximo valor de la carga del conductor.

rUmax*CQ [C/m]

Siendo Cmax, el valor máximo entre Ca, Cb y Cc.

6.3.4 Gradiente superficial promedio

Para el cálculo del gradiente superficial promedio en conductores conformados por más de un conductor, (gav) se determina la carga total Q de los conductores y se aplica el teorema de Gauss.

r****n

Qg av

2

[kV/cm]

Dónde:

: permitividad del aire en espacio libre, 8,85x10-12 F/m

r: radio del conductor, cm

Q: carga superficial del conductor, C/m

R: radio del haz de conductores, cm

Lo anterior supone que la carga total se encuentra uniformemente distribuida en los conductores. Pero el efecto de apantallamiento mutuo de un subconductor sobre otro conlleva a un valor mayor del gradiente eléctrico, el cual puede ser obtenido por la relación siguiente:




R

r*n*gmaxE av

11

[kV/cm]

Para verificar que el efecto corona no se presente en el conductor se debe cumplir que:

0max EE




7 APANATALLAMIENTO DE LA SUBESTACIÓN

El apantallamiento es indispensable para garantizar la seguridad del personal y la protección de los equipos que pueden verse afectados por las descargas atmosféricas. El apantallamiento debe garantizar que no se presenten descargas atmosféricas sobre los equipos, edificios o cables de fases en la subestación, sino que éstas impacten los elementos apantalladores tales como puntas captadoras o cables de guarda.

La metodología adoptada para el diseño del apantallamiento corresponde al uso del modelo electrogeométrico de Whitehead, con el cual se seleccionan los lugares donde se recomienda la instalación de puntas y cables para el apantallamiento para cumplir con los criterios de seguridad recomendados por el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE) y las normas ICONTEC NTC 4552 “Protección Contra Descargas Eléctricas Atmosféricas”.

7.1 CORRIENTE CRÍTICA DE DISEÑO

Para el cálculo de la corriente crítica de descarga y en general la ubicación y los equipos y materiales utilizados en el sistema de apantallamiento del patio de conexiones de la subestación, se utiliza la norma IEEE Std. 998 “Guide for Direct Lightning Stroke Shielding of Substations”, siguiendo el método electrogeométrico.

La corriente crítica de diseño es aquella que ocasiona una sobretensión peligrosa en el aislamiento y depende, para el caso de una subestación, de la máxima tensión soportada para el aislamiento de los equipos y de la impedancia característica de los conductores de fase más altos de la subestación bajo efecto corona. A continuación se presentan las ecuaciones utilizadas para el cálculo de esta corriente, las cuales fueron extraídas de la norma IEEE Std. 998 “Guide for Direct Lightning Stroke Shielding of Substations”.

L03.0HminH

minH3

2H

3

1Hav

0Eo

Vc

Rc

Hav2lnRc

r

Hav2ln

Rc

Hav2ln60Zo , en Ω

Zo

BIL2,2Ic

, en kA

En donde:

Hmin = Altura mínima de los conductores de fase, m.

H = Altura del conductor de fase más alto, m.

L = Longitud del vano, m.

Hav = Altura promedio de los conductores de fase más altos, m.

Rc1 = Radio Corona para un conductor, m.

BIL o Vc= Máxima tensión soportada para el aislamiento, kVp.

Eo = Gradiente de tensión en la superficie del conductor, 1500 kV/m.

Zo = Impedancia característica del conductor de fase más alto con reflejo capacitivo, Ω.

1 La variable Rc no puede ser despejada directamente de la ecuación. Para obtener una solución, es necesario hacer uso de un

método numérico o un método computacional. En este caso, se utilizó el complemento Solver del programa Excel ®.




r = Radio externo del conductor de fase, m.

Ic = Corriente de retorno corregida por Whitehead para el cálculo de rsc, kA.

A partir de la corriente de diseño Ic (kA), se obtiene la distancia efectiva de descarga (rs) del rayo a un objeto sobre la tierra de acuerdo con el numeral 5.2.1 de la norma IEEE Std. 998 “Guide for Direct Lightning Stroke Shielding of Substations”.

kAIIkrS 40 ; 8 65.0

Donde k = 1 para cables de guarda.

Sr es el radio de la esfera que se utiliza en el modelo electrogeométrico.

7.2 MODELO ELECTROGEOMÉTRICO

Gilman y Whitehead desarrollaron un sistema analítico referido a un modelo electrogeométrico para determinar la efectividad de los apantallamientos. En él se pretende que los objetos a ser protegidos sean menos atractivos a los rayos que los elementos apantalladores; esto se logra determinado la llamada "distancia de descarga" del rayo a un objeto, cuyo significado, es "la longitud del último paso de la guía de un rayo, bajo la influencia de un terminal que lo atrae, o de la tierra". (Figura 19).

Líder escalonado

Q1

Q2 Q1>

rsc1 rsc2

r scsc r1 2>

Líder escalonado

rsc = 9,4 I2/3

rsc

rsc

Chispa de retorno

FIGURA N° 2

CONCEPTO DE DISTANCIA DE DESCARGA

Figura 19. Concepto de distancia de descarga




La distancia de descarga determina la posición de la estructura apantalladora con respecto al objeto que se quiere proteger, tomando en cuenta la altura de cada uno respecto a la tierra. Dicha distancia está relacionada con la carga del canal de la guía del rayo y por lo tanto es una función de la corriente de retorno del mismo.

La amplitud de la corriente de retorno es una variable aleatoria que ha sido ampliamente estudiada y su relación con la distancia de descarga ha sido encontrada experimentalmente.

Todos los procedimientos modernos para diseñar el apantallamiento se basan en el modelo electrogeométrico, y en los últimos años han sido derivados métodos para medir el riesgo de falla del diseño usando como parámetros el área de la edificación y el nivel ceráunico.

En la práctica, para determinar gráficamente la altura mínima de los dispositivos de protección, se trazan arcos de circunferencia con radio igual a la distancia de descarga, entre los objetos a ser protegidos y los protectores, de tal forma que los arcos sean tangentes a la tierra y a los objetos o tangentes entre objetos; cualquier equipo por debajo de los arcos estará protegido por el o los objetos que conformen el arco, y cualquier objeto que sea tocado por el arco estará expuesto a descargas directas. (Ver Figura 20).

Elemento

apantallador

No toca el

objeto

Zona de protección

A

APANTALLAMIENTO EFECTIVO

DEL OBJETO A

Toca elobjeto

Elementos

apantalladores

A

APANTALLAMIENTO INEFECTIVO

DEL OBJETO A

rsc

rsc

Figura 20. Ilustración de los arcos de protección

Otra forma de visualizar este concepto consiste en imaginar un balón (esfera) de radio igual a la distancia de descarga, rodando sobre la superficie de la edificación y sobre los objetos de la misma. Todos los equipos que logre tocar el balón serán susceptibles a descargas directas. El propósito es que los únicos objetos que toque el balón sean los dispositivos apantalladores. Para el caso de la Figura 21, el objeto B estará protegido debido a que se encuentra por debajo del arco a'-b', tangente al mástil y a la tierra. El objeto A no está protegido puesto que no está por debajo del arco a'-a'', sin embargo un objeto C ubicado como lo muestra la figura estará protegido por el objeto A y el mástil ya que está por debajo del arco a'-a'''. En esta figura se ilustra además el concepto de altura inútil, que es la sobre elevación del dispositivo de protección que no incrementa el arco de protección. La altura inútil se da por encima de una altura del dispositivo de protección igual a la distancia de descarga.




rsc

rscrsc

rsc

Alturainútil

A C B

a'

a'''

a''b'

FIGURA N° 4

CONCEPTO DE ZONA DE PROTECCIÓN Y APANTALLAMIENTO

Figura 21. Concepto de zona de protección y apantallamiento




8 DISEÑO DE LA MALLA DE PUESTA A TIERRA

El objetivo principal de los sistemas de puesta a tierra es garantizar la seguridad de las personas durante fallas eléctricas. En estado estacionario, las puestas a tierra disminuyen las tensiones de objetos metálicos que se encuentran influenciados por inducciones de objetos energizados. Cuando se presentan las descargas atmosféricas, proporcionan un camino seguro para la corriente eléctrica del rayo. Las funciones de los sistemas de puesta a tierra son:

- Garantizar las condiciones de seguridad de los seres vivos. - Permitir a los equipos de protección despejar rápidamente las fallas. - Servir de referencia al sistema eléctrico. - Conducir y disipar con suficiente capacidad las corrientes de falla, electrostáticas y de rayo. - Realizar una conexión de baja resistencia con la tierra y con puntos de referencia de los

equipos.

8.1 Concepto de resistividad y medida de resistividad

La resistividad se define como la propiedad de un material descrita por un esfuerzo constante indicando la oposición al flujo libre de electrones en el material, se refiere el esfuerzo del campo eléctrico para establecer la corriente de conducción. La resistividad se mide en Ω m y se puede calcular tomando muestras del material de acuerdo con lo indicado en la Figura 22 y la Figura 23 por medio de las expresiones dadas a continuación.

Para el caso de un cubo de 1 m de lado, se aplica una diferencia de potencial V en caras opuestas del cubo y la resistividad puede ser calculada como:

I

V

Donde

es la resistividad del material en [Ω m]

V es el voltaje aplicado entre dos caras opuestas del cubo en [V]

I Es la corriente medida en [A]

Para el caso de un material de sección transversal A y longitud L, se calcula como

L

AR

Donde

resistividad del material en [Ω m]

R resistencia del elemento calculada como el voltaje aplicado divida por la corriente generada, dada en [Ω]

A área de la sección trasversal de la muestra en [m2]

L longitud de la muestra en [m]




Figura 22 Concepto de resistividad

Figura 23 Cálculo de resistividad

En La medidas de resistividad se usa generalmente los métodos de Wenner y de Schlumberger-Palmer, recomendados por la norma ANSI/IEEE Std 81.

En el método de Wenner los electrodos se disponen en línea recta espaciados uniformemente y la resistividad aparente del suelo a una profundidad dada es la resistividad medida para un espaciamiento entre electrodos igual a dicha profundidad y está dada por la siguiente ecuación:

4 a R

12 a

a 4b

a

a b2 2 2 2

Dónde:

a: distancia horizontal entre los electrodos

R: resistencia de puesta a tierra medida

b: profundidad de enterramiento de los electrodos

En el método de Schlumberger-Palmer los electrodos se disponen en línea recta espaciados en forma progresiva, requiriéndose que la separación entre los electrodos de potencial sea igual a la profundidad a la cual se desea medir la resistividad. La resistividad aparente del suelo a una profundidad d (igual al espaciamiento entre los electrodos de potencial), se puede determinar como:

c c + d

dR

Dónde:

c: distancia horizontal entre los electrodos de corriente y potencial

d: distancia horizontal entre los electrodos de potencial

R: resistencia de puesta a tierra medida




En la Figura 24 se muestra el esquema de conexión para los dos métodos.

Método de Wenner

Método de Schlumberger-Palmer

Figura 24. Métodos de medición de resistividad

8.1.1 Procesamiento de medidas de resistividad

El método de las dos capas consiste en la modelación del suelo en dos capas de resistividad uniforme con base en los valores de resistividad tomados en el terreno. Este modelo sirve para estudiar el comportamiento del sistema de puesta a tierra frente a fallas originadas por condiciones atmosféricas o en el sistema de potencia. En la Figura 25 se ilustra el significado del modelo de dos capas.

Figura 25. Esquemático del modelo de las dos capas

Dónde:

1: Resistividad de la capa superior del terreno

2: Resistividad de la capa inferior del terreno

Pocas medidas Cuando se dispone de escasas mediciones para pocas profundidades (caso de subestaciones muy pequeñas, líneas de transmisión, etc.) se recomienda el uso del método de Tagg el cual no tiene procesamientos estadísticos y permite al diseñador escoger por sí mismo los valores más

razonables para 1, 2 y h.

Múltiples mediciones Para subestaciones grandes, en las que el área de la subestación es apreciable se recomienda hacer múltiples mediciones para varias profundidades. La secuencia de profundidades más recomendable es 2, 4, 8, 16 y 32 m y para cada profundidad se recomienda un número de mediciones entre 4 y 10. Si el número de mediciones para cada profundidad es menor de 4 se




usa el promedio como resultante para cada profundidad. Si se tiene más de 4 medidas por cada profundidad se recomienda hacer un tratamiento más exhaustivo normalizando las mediciones a través de una transformación de Box-Cox y adoptando el criterio de obtener la resistividad del 70% de probabilidad no ser excedida. Los resultados serán obviamente, más confiables mientras se disponga de más mediciones.

Cuando se mide a profundidades grandes (más de 32 m) el método de Wenner no es ya confiable y se recomienda usar el método de Schlumberger Palmer.

Una vez obtenidas las medidas de campo para cada separación y luego de procesarlas estadísticamente para obtener una equivalente a cada profundidad, se tratan de ajustar entre las diversas separaciones a la ecuación teórica que produciría un modelo de dos capas.

n n

12 2

n = 1

2 1

2 1

K K = 1 + 4 -

1 + (2 n h/a) 4 + (2 n h/a)

+

a

K

donde,

= Resistividad aparente

1 = Resistividad de la primera capa

2 = Resistividad de la segunda capa

h = Profundidad de la primera capa

a = Profundidad de la medida

NOTA: Para el caso de las medidas registradas con el método Schlumberger Palmer se cambia el

4 de la fórmula por la expresión 2 1c

d

y a se cambia por d

Se varían 1, 2 y h para tratar de minimizar la diferencia entre la curva teórica y las mediciones

de campo.

Esta aproximación se puede hacer de tres formas:

Minimizando el error cuadrático medio entre las resistividades aparentes (medidas y teóricas).

Minimizando el valor absoluto de la diferencia entre las resistividades aparentes.

Hacer un ajuste gráfico superponiendo la curva de resistividad aparente a las curvas teóricas.

Los procesos de minimización cuadrática presentan normalmente el mejor resultado y dada la no linealidad de las ecuaciones, exigen un proceso iterativo para acercarse a la solución.

Estos métodos sin embargo presentan una alta tendencia a la inestabilidad numérica debido a la gran no linealidad de las ecuaciones. La solución a este inconveniente puede lograrse a través del uso de la aproximación. La Figura 26 muestra un ejemplo de ajuste de un modelo de dos capas.




Figura 26. Ajuste modelo de 2 capas

8.2 Mediciones de resistencia de puesta a tierra

8.2.1 Método de la caída de potencial

Se inyecta una corriente al sistema de puesta a tierra a medir (E) cerrando el circuito por medio de un electrodo remoto (C2) y se registra la diferencia de potencial entre el sistema de puesta a tierra y el electrodo de potencial (P2) ubicado en línea recta entre la puesta a tierra y el electrodo de corriente, tal como se muestra en la Figura 27.

Figura 27. Método de la caída de potencial

Si el suelo es uniforme y la distancia entre la malla y el electrodo de corriente es apreciable en relación con las dimensiones de la malla, el valor de resistencia de puesta a tierra se obtiene para una separación del electrodo de potencial a la malla de tierra, igual al 61,8% de la distancia entre ésta y el electrodo de corriente, sin embargo en el caso de mallas de gran tamaño, el valor de la resistencia de puesta a tierra puede encontrarse a una distancia más cercanas a de la malla, por lo tanto es necesario trazar la característica de resistencia de puesta a tierra contra distancia para detectar la zona de equilibrio donde las influencias entre la resistencia propia del electrodo y de la malla de puesta a tierra se anulan.

8.2.2 Método de suma de resistencias

Con este método se determina si un sistema de puesta a tierra está interconectado con otras puestas a tierras. Se registra la suma de la resistencia total de las dos puestas a tierra interconectadas:

R12 = R1 + R2

Donde,

R12: Resistencia total




R1: Resistencia a medir

R2: Resistencia auxiliar

Con la aplicación de este método no es necesario desconectar los cables de puesta a tierra. La Figura 28 ilustra el principio de aplicación del método.

Uso de pinza Uso de telurómetro

Figura 28 Método de la suma de resistencias

8.3 Criterios de diseño de sistemas de puestas a tierra

Los sistemas de puesta a tierra son el pilar de la seguridad eléctrica, la cual está orientada en primer lugar a proteger a los seres vivos y en segundo lugar a proteger los sistemas eléctricos, en este orden de ideas los criterios fundamentales para el diseño de los sistemas de puesta a tierra son:

- Proteger a los seres vivos controlando tensiones de toque, paso y transferidas, estas tensiones dependen del GPR y la equipotencialización lograda por el reticulado de la malla y las conexiones entre las estructuras y equipos con la malla, el GPR depende de la corriente de falla, la distribución de corrientes a tierra y el valor de puesta a tierra de la malla, adicionalmente el reticulado de la malla ayuda con el control de las tensiones de toque y paso.

- Proteger los sistemas eléctricos minimizando las sobretensiones que pueden afectar el aislamiento de los equipos.

En general las siguientes consideraciones deben tenerse en cuenta a la hora de diseñar sistemas de puesta a tierra:

- La premisa fundamental es el control de tensiones de toque, paso y transferidas - El cable de la malla debe ser dimensionado para la situación más crítica de conducción de

corriente en la malla, en general esta corriente es menor que la corriente máxima de falla de la subestación.

- En subestaciones en general cada equipo tiene una cola para equipo y otra para estructura, por ambas colas circulará corriente de falla, por lo que una cola no conducirá el 100% de la corriente de falla.

- El GPR debe ser inferior al máximo permitido por los equipos y a lo indicado en la normatividad.

- Un valor de puesta a tierra bajo es deseable para disminuir el GPR y las sobretensiones que se presentan en la subestación, sin embargo no está definido un valor estándar.

- Los materiales del sistema de puesta a tierra deben ser escogidos de forma que soporten la corrosión durante su vida útil. El RETIE habla de 15 Años para los electrodos de puesta a tierra luego de su instalación.

- Al asignar la trayectoria de cables enterrados deben considerarse las fundaciones de las estructuras a fin de evitar atravesarlas. Se recomienda en primer lugar trazar trayectorias con el objetivo de llegar a los equipos, realizar un chequeo del control de las tensiones de toque y paso, luego en segundo lugar añadir retículas donde sea necesario para lograr el control.

- Es fundamental realizar una adecuada simulación de la distribución de corrientes a tierra que considere cables de guarda e interconexiones de sistemas de puesta a tierra y neutros de




transformadores. - El escenario de simulación para la distribución de corrientes a tierra debe considerar al menos

20 años a futuro lo que implica evaluar futuras interconexiones y nueva generación en la zona con el correspondiente aumento del cortocircuito.

8.4 Distribución de corrientes a tierra

Uno de los temas más críticos en las puestas a tierra es la distribución de corrientes, básicamente porque define el GPR. A continuación se explican los aspectos clave a tener en cuenta para el cálculo de distribución de corrientes a tierra

8.4.1 Tipo de falla

No puede establecerse radicalmente cuál es el tipo de falla que causa un mayor flujo de corriente hacia tierra. Aunque normalmente se cree que es la falla monofásica, es muy frecuente que sea la falla bifásica a tierra, especialmente en sitios cercanos a transformadores con devanado compensador.

8.4.2 Ubicación de la falla

Se deben explorar fallas dentro y fuera de la subestación, las fallas dentro de la subestación tienden generalmente a ser más peligrosas cuando se tienen autotransformadores en la subestación.

Las fallas fuera de la subestación tienden a ser más peligrosas cuando el circuito es radial (la subestación actúa como fuente).

Las fallas fuera de la subestación comprenden los primeros 3 vanos de cada línea de la subestación.

8.4.3 Niveles de tensión

Se deben explorar las fallas en los distintos niveles de tensión. La tendencia normal es que los niveles de cortocircuito aumenten al disminuir el nivel de tensión.

8.4.4 Resistencia de falla y de la malla

Normalmente las resistencias de falla y de la malla se desprecian, sin embargo durante fallas en baja tensión (menos de 13,2 kV) el despreciar la resistencia de la malla con el convencimiento de hacer cálculos conservativos, es erróneo, ya que en la gran mayoría de los casos la influencia de dicha resistencia es determinante de la corriente que debe disipar la malla y despreciarla conduce a cálculos excesivamente conservativos. Debe observarse que en un diseño de mallas de tierra con estas consideraciones el proceso se torna iterativo (se estima una resistencia preliminar para la malla, se calcula la corriente a disipar, se diseña la malla, se calcula el nuevo valor de resistencia, se corrige la corriente de diseño y se recalcula la malla).

La consideración de la resistencia de falla es más difícil de adoptar debido a que normalmente es muy difícil saberla, no obstante se puede tomar en casos de líneas de distribución un valor inferior al menor valor de puesta a tierra en los postes (en caso de que la línea no tenga neutro).

8.4.5 Influencia de los cables de guarda

Una de las principales consideraciones en el diseño de la malla es establecer la proporción de corriente a tierra que se deriva por los cables de guarda hacia las puestas a tierra de las torres de las líneas de transmisión que llegan a la subestación o de mallas de tierra interconectadas con la malla a diseñar.

La proporción de la corriente que se deriva por los cables de guarda es función de la impedancia de los cables de guarda, de la resistencia de puesta a tierra de las torres, del vano medio entre las torres, de la distancia cable de guarda-conductor de fase, de la presencia o no de otros cables de guarda y de la resistencia de puestas a tierra de la subestación.




En la práctica el acople inductivo entre el conductor de fase que porta la corriente de falla y el cable de guarda cercano y paralelo al mismo, puede ser tal que disminuya apreciablemente la corriente que porta el cable de guarda. La Figura 29 muestra la distribución de corrientes en una subestación típica.

Figura 29 Distribución de corrientes en falla monofásica

8.4.6 Simulación en programas de computador

Actualmente el método para calcular la distribución de corrientes a tierra es realizar la simulación en el EMTP/ATP con modelos a frecuencia industrial. Debe tenerse presente que no toda la corriente de falla genera GPR por lo cual es fundamental una adecuada simulación. La Figura 30 ilustra la situación descrita.




Figura 30. Distribución de corriente en falla de bifásica a tierra

8.5 Calibre del conductor de la malla y de las colas de conexión

Al dimensionar el calibre de la malla debe tenerse en cuenta que cualquier corriente que entre a un conductor de la malla tendrá una división. Para arreglos de cableado típicos de subestaciones donde se tiene buen nivel de simetría, en el caso más extremo un conductor de la malla deberá soportar el 75% de la corriente que se inyecta por una cola.

Una vez definido el valor de la corriente para evaluación de la soportabilidad del conductor se calcula la sección mínima de acuerdo con la formulación de la IEEE 80 descrita a continuación:

2

4

1

10ln

mm

o m

c r r o a

A IK TTCAP

t K T

Donde

I Corriente rms en kA

2mmA Sección mínima del conductor en mm2

mT Máxima temperatura permitida en °C

aT Temperatura ambiente °C

rT Temperatura de referencia del material en °C

o Coeficiente térmico de la resistividad a 0° en 1/°C

r Coeficiente térmico de la resistividad a en 1/°C

r Resistividad del conductor de tierra a la temperatura de referencia en μΩ-cm

rT

Malla subestación 1 Puesta a tierra

en el punto de

falla Puesta a tierra de las torres de la línea

doble circuito a 115 kV

Puesta a tierra de las torres de la línea de un circuito a 115 kV

115 kV

34.5 kV

2720 A 1121 A

815 A

875 A

2720 A

Cables de guarda

Cable de guarda




oK 1 o ó 1 o rT en °C

ct Tiempo de duración de la corriente en s

TCAP Capacitad térmica por unidad de volumen en J/(cm3°C)

La norma IEEE 80 sugiere utilizar tiempos de 1 s para subestaciones grandes y 3 s para subestaciones pequeñas, estos tiempos son muy conservativos teniendo en cuenta que durante fallas en subestaciones las protecciones de respaldo actúan en menos de 500 ms por lo cual se recomienda utilizar 500 ms para la selección del conductor de la malla.

8.6 Calculo de potenciales de paso, toque y transferidos

Actualmente se usan programas de computador para calcular las tensiones superficiales con las cuales se estiman las tensiones de toque, paso y trasferidas.

Normalmente los datos de entrada de los programas de simulación son el GRP o la corriente a través de la malla, los datos del modelo de dos capas y de la capa de superficial, el tiempo máximo de duración de la falla y la indicación de las áreas donde se calcularán los potenciales.

Los valores obtenidos de la simulación se comparan con los valores tolerables que se calculan con las siguientes expresiones:

Voltaje de paso para una persona de 50 kg y 70 kg

50

0.1161000 6paso s s

s

V Ct

70

0.1571000 6paso s s

s

V Ct

Voltaje de toque para una persona de 50 kg y 70 kg

toque 50

0.1161000 1.5 s s

s

V Ct

toque 70

0.1571000 1.5 s s

s

V Ct

Donde

resistividad de la primera capa del terreno

s resistividad de la capa superficial o de cascajo

st tiempo de duración de la falla, se recomienda 0.5 s

sC factor de reducción que depende del espesor de la capa de cascajo o capa superficial

sh espesor de la capa de cascajo o capa superficial

0.09 1

12 0.09

s

s

s

Ch

La Figura 31 muestra una malla simulada en el programa Aspix, Los resultados de la simulación en el programa se muestran en la Figura 32 y la gráficas de las tensiones de toque y paso se muestran en la Figura 33 y en la Figura 34.




Figura 31. Malla simulada en el programa Aspix

Figura 32. Resistencia de puesta a tierra y valores máximos de tensiones de toque y paso




Figura 33. Tensiones de toque

Figura 34. Tensiones de paso




9 SISTEMA DE CONTROL DE LAS SUBESTACIONES

El sistema de control de subestaciones está orientado a la realización de las maniobras mediante el manejo de los elementos de conmutación de la subestación: interruptores y seccionadores. Proporciona seguridad evitando que las maniobras se realicen en forma errónea.

Se tienen diferentes niveles de control, los cuales van desde mandos ubicados en el equipo hasta mandos remotos desde un centro de control.

En algunos casos se utiliza el sistema de control de la subestación para automatizar maniobras y realizarlas de una forma más rápida.

9.1 Niveles del sistema de control

Los sistemas de control modernos de subestaciones pueden proporcionar varios niveles de operación. Por ejemplo, en una subestación con control coordinado se pueden tener los siguientes niveles de operación:

Nivel 0: Corresponde al mando que se ejecuta directamente desde los mecanismos de operación de los interruptores automáticos y seccionadores.

Nivel 1: Corresponde al mando de los equipos de alta tensión de los controladores de diámetro o controladores de bahía.

Nivel 2: Corresponde al mando de equipos de alta tensión desde la interfaz hombre máquina.

Nivel 3: En este nivel los mandos son realizados directamente desde un centro de control.

9.2 Enclavamientos

Para garantizar la seguridad, las maniobras solo se pueden realizar si se cumplen determinadas condiciones llamadas enclavamientos. Los enclavamientos constituyen una seguridad adicional a las decisiones del operador que debe ser consiente de las maniobras que está realizando. Un ejemplo de un enclavamiento es la posición del interruptor que sólo debe permitir la maniobra de los seccionadores asociados cuando se encuentra abierto. Los enclavamientos pueden ser:

Mecánicos

Electromecánicos

Eléctricos

9.3 Diagramas de principio

Los diagramas de principio muestran el principio de funcionamiento de las diferentes lógicas y funciones del sistema de control. Estos diagramas muestran el principio de funcionamiento de una forma mucho más entendible que como la muestran los diagramas de circuito o de conexión. Normalmente se utilizan diagramas de tipo lógico con compuertas o contactos sin mostrar en detalle el conexionado.

9.4 Circuitos de control de interruptores y seccionadores

Independientemente del tipo de mecanismo de operación del interruptor, ya sea neumático, hidráulico o por resorte, los interruptores utilizan en esencia en el circuito de control las mismas funciones. Los circuitos del interruptor son:

• Circuito de cierre • Circuito de apertura • Contactos de fines de carrera • Densóstato • Circuitos de control y arranque de parada de motocompresores • Contador de operaciones




Normalmente los seccionadores tienen circuitos para las siguientes funciones:

• Circuito de cierre • Circuito de apertura • Contactos de fines de carrera • Circuitos de control y arranque motores • Los circuitos internos del seccionador deben garantizar que cuando se comience una

operación de cierre o apertura, sea completamente terminada




10 SERVICIOS AUXILIARES

Los servicios auxiliares son indispensables para la subestación. Algunos equipos tales como los relés de protección y los interruptores requieren niveles de disponibilidad de prácticamente el 100%. Normalmente se tiene un sistema de corriente alterna en la subestación con un sistema de respaldo, por ejemplo, una planta diesel.

Los relés se alimentan normalmente de sistemas de corriente continua con bancos de baterías.

Por los altos costos asociados con la implementación de sistemas de alta confiabilidad, no se tiene un solo sistema, sino que las cargas se dividen en cargas esenciales y no esenciales.

Las cargas esenciales son aquellas sin las cuales no puede operar la subestación, por ejemplo, el sistema de control y protecciones. Las cargas no esenciales son aquellas que se pueden dejar de alimentar sin incurrir en grandes riesgos, por ejemplo, el aire acondicionado y el alumbrado perimetral.

Para equipos que no pueden sufrir interrupciones momentáneas (control y protecciones) se utiliza un sistema de corriente continua con un banco de baterías. Dependiendo de la importancia y tamaño de la subestación se pueden tener dos bancos de baterías independientes para aumentar la confiabilidad.

Los bancos de baterías se diseñan normalmente para una autonomía de unas 8 horas donde hay sistema de respaldo en corriente alterna. Si no se tiene éste respaldo, puede requerirse una autonomía de uno o varios días.


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