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7/28/2019 subestaciones de alta y extra alta tensión - carlos felipe ramírez (mejia villegas sa - ingenieros consultores)

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Catnítu!o 10SISTEMAS DE CONTROL

10.1 INTRODUCCIÓN

Un sistema de control se define como un conjunto formado por dispositivos o funcione

de medida, indicación, registro, señalización, regulación, control manual y automático de losequipos y los relés de protección, los cuales verifican, protegen y ayudan a gobernar unsistema de potencia.

La función principal de un sistema de control es supervisar, controlar y proteger latransmisión y distribución de la energía eléctrica. Durante condiciones anormales y cambiointencionales de las condiciones de operación, el sistema de control deberá, hasta donde sea

posible, asegurar la continuidad de la calidad del servicio de energía eléctrica.

Actualmente existen dos conceptos de control: el convencional y los sistemaautomatizados de subestaciones (SAS); siendo la tendencia en las subestaciones nuevaimplementar éste ultimo y, en las existentes, el realizar la modernización de los sistemaconvencionales, dadas las ventajas que presentan los SAS frente a los convencionales, como

se verá más adelante.

En el presente Capítulo se establecen los criterios generales que deben tenerse en cuentapara el diseño de los sistemas de control de subestaciones de alta y extra alta tensión, dando

una breve inducción de los sistemas convencionales y su evolución hasta los sistemas actualesde automatización de subestaciones (SAS), para luego entrar a profundizar en estos últimosLos sistemas de protecciones, los cuales hacen parte del sistema general de control, se

describen en el Capitulo 11.

El diseño de los sistemas de control para cada proyecto y subestación puede variar dacuerdo con las políticas de manejo, los criterios de operación de la empresa involucrada, suexperiencia y las reglamentaciones de operación de los sistemas de transmisión.

10.2 DEFINICIONES



Scada - Supervisory Control and Data Acquisition System : sistema de control que

trabaja sobre redes de comunicación para la supervisión y adquisición de datos de lasdiferentes subestaciones, plantas de generación y líneas de transmisión del sistema

interconectado, las cuales se encuentran distribuidas geográficamente y, generalmente, muydistantes unas de otras.

10.3 REQUER IMIENTOS GENERALES DE UN SISTEMA DE CONTROL

Un sistema d e control tiene los siguientes requerimientos:

10.3.1 Facilidad de expansión

Las subestaciones tienen una vida útil relativamente larga; por lo tanto, es necesariodiseñar la subestación de tal manera que sean fácilmente realizables las adiciones de nuevosequipos debidas a cambios de configuración y las expansiones de los sistemas de controlexistente integrando los nuevos equipos.

10.3.2 Autom atización de funciones

La operación automatizada en subestaciones se basa normalmente en información

disponible dentro de la misma subestación, donde la acción que tomen los dispositivos decontrol puede ser ordenada o, inclusive, modificada local o remotame nte.

Algunos conceptos de operación automática que se enumeran a continuación no son

n u e v o s y h a n e x i s t i d o p o r m u c h o s a ñ o s e n l a s s u b e s t a c i o n e s :

- Reciere automático

- Seccionalización automática de zonas con falla

- Conmutación automática de equipos de respaldo

- Restauración automática del sistema después de pérdida del suministro

- Maniobras automáticas de equipos

- Desconexión automática de carga por baja frecuencia

- Control autom ático de camb iadores de derivaciones y control de potencia reactiva

- Control paralelo de transformadores

- Ajuste automático de relés



SISTEMAS DE CO~ R

10.3.3 Seguridad

Las fallas en los sistemas secundarios de los equipos de patio y de control pueden afectar

directamente la seguridad de todo el sistema. Fallas de este tipo no pueden evitarse en sutotalidad y, por lo tanto, se deben tomar precauciones tales como la redundancia de losprincipales equipos, para asegurar que el efecto de una falla se reduzca a unas proporcionesadecuadas.

10.3.4 Disponibilidad

Ya que la seguridad del equipo de la subestación depende en mucha parte de laconfiabilidad del equipo de control utilizado, un nivel alto de disponibilidad es necesario en

tales sistemas. Cualquier interrupción se considera de importancia, y por tal motivo, se debeminimizar el tiempo requerido para el reconocimiento, diagnóstico y corrección de las fallas

del sistema de control.

El sistema de control no debe tener un punto único de falla que cause que la subestaciónquede fuera de operación, lo cual puede minimizarse por medio de arquitecturas redundantes

y tolerantes a fallas.

10.3.5 Flexibilidad

El sistema de control debe ser flexible para acomodarse a condiciones de contingencia,tanto en el sistema de control mismo como en el de potencia . La flexibilidad es esencial para

mantener la seguridad del sistema de potencia.

Como ya se mencionó anteriormente , es necesario diseñar el sistema de control con la

suficiente flexibilidad para poder efectuar cambios en el equipo de control o en el interfaz con

el equipo de patio , de tal manera que se mantenga la seguridad de la instalación. Lossiguientes puntos se deben tener en cuenta para el diseño del sistema de control en lo referente

a la flexibilidad:

- Prever facilidades para permitir la extensión o modificación parcial del sistema de

control.Prever la posibilidad de intercambiar equipos de diferentes fabricantes

- Efectuar el diseño inicial de tal manera que disminuyan los gastos cuando se realicen las

expansiones o modificaciones futuras.

- Para el caso de sistemas de control digitales, prever el cumplimiento de estándaresindustriales para sistemas abiertos con el fin de permitir ampliar o modificar el sistema,minimizando los costos de integración. El cumplimiento con los estándares de sistemas

abiertos permitirá que el sistema de control y los diferentes equipos puedan intercambiar

y compartir recursos de información.



A CAPÍTULO 10

10.3.7 Mantenimiento

La confiabilidad de toda una instalación no debe depender del grado de eficiencia del

trabajo de mantenimiento, ya que de esta forma la seguridad del sistema no dependerá de loserrores humanos durante el mantenimiento. Se debe evitar que la instalación dependa de la

confiabilidad de un sólo elemento cuya vida útil no corresponda a la del sistema, ya que estos

elementos sobrecargan innecesariamente el trabajo de mantenimiento.

El mantenimiento debe ser simplificado y práctico para permitir disponibilidad delsistema. Para lograr esto puede ser necesario, en sistemas complejos, prever un sistemaautomático de supervisión y reconocimiento de fallas. Es además necesario efectuar unaevaluación del costo de procedimiento de mantenimiento, del posible inventario de partes derepuesto y del efecto consecuente sobre la disponibilidad y contabilidad de la instalación.

10.4 CLASIFICACIÓN DE SISTEMAS DE CONTROL DE SUBESTACIONES DEACUERDO CON SU UBICACIÓN FÍSICA

10.4.1 Sistema de con trol centralizado

En este sistema se tienen centralizados en un solo sitio, usualmente un edificio de control,

todos los elementos de control y componentes auxiliares como controladores, protecciones,

estaciones de trabajo, equipos de comunicación, servicios auxiliares, etc. (Figura 10.1).

palio de la subestación Edilicio de controlde la subestación

Tablero oquiosco de

Campo tipico agrupamiento

1

Serviciosauxiliares

I I

il

Alimentación

^ L

SeñalizaciónEquipos de Equipos decomrol, comunica-protección. cionesmedida.imedaz detmba¡o conel operador >_ -

Centro decontrolremoto



SIST EMAS D E C ON T R OL s

En el sistema de control centralizado, las señales provenientes del patio de la subestaciógeneralmente se agrupan en cajas o quioscos de agrupamiento tipo intemperie, localizados enpatio y adyacentes a los equipos. Estas señales luego son llevadas al edificio de control por los

cáncamos, generalmente a través de bandejas metálicas portacables. Los cárcamos llegan aedificio de control y se distribuyen a los diferentes tableros. Es también una práctica comúncablear directamente las señales desde los equipos de patio hasta la sala de control, cuando las

distancias entre patio y la sala de control no son muy grandes o las condiciones atmosféricas

del sitio de la subestación son muy exigentes (ej. salinidad, humedad, etc.) y pueden deteriora

rápidamente las cajas o quioscos de agrupamiento y sus componentes internos.

10.4.2 Sistema de control distribuido

El control distribuido consiste en repartir en casetas de control en el patio de l

subestación, los controladores de campo, protecciones y equipos de comunicaciónaproximándolos a los equipos para reunir las señales de información, emitir comandos efectuar procesamiento de datos (Figura 10.2). En el edificio de control se instalan uncontrolador central y la estación de trabajo del operador, los cuales se conectan con locontroladores de campo ubicados en las casetas de control mediante enlaces de fibra ópticamedio altamente inmune a las interferencias. El sistema de servicios auxiliares puede dejars

centralizado en el edificio de control o también distribuirse en las casetas de control.

Patio de la subestac,Ón Edificio de control de

1 la subeatación

1 1 auNialresengsene r a l e s

-^ 1Alimentcón .

Caseta deEquipo de control de campo,

lotección, med i da , comuniracion

controNo t l h omb a.maquina de campo y

Lsemdos auxiliares --- J

Controlador Equipo de e1

1central,Interfaz

cianea co-tintes con

• ^onrabyo nel opera

codos

centro decontrol

Equipo de control de campo,Caseta de p otecoen , medida, comunicación

controlhombre- maquina de campo yNo.nservicios auxiliares

có trol deremoto

L_- i



n CAPtrULO 10

El sistema de control distribuido aprovecha las ventajas de los equipos basados enmicroprocesadores y los medios de transmisión de información por redes en fibra óptica paraacercar las funciones de control a los equipos, ahorrando significativamente en cableadoconvencional de control, especialmente cuando se tienen distancias muy grandes en patio.

10.5 TECNOLOGÍAS DE LOS SISTEMAS DE CONTROL

Debido al avance de los sistemas de supervisión y de recolección de datos, el control desubestaciones ha evolucionado rápidamente desde sistemas completamente manuales deoperación local, o convencionales, a sistemas completamente automáticos de operaciónremota, con varias etapas intermedias.

A continuación se describen los diferentes tipos de sistemas que han hecho parte de laevolución de los sistemas de control de subestaciones.

10.5.1 Sistema de control convencional

Sistema de control en el cual las funciones de control y supervisión son realizadas pordispositivos que intercambian información entre sí de manera cableada.

En general, un sistema de control convencional de una subestación está constituido porlos siguientes elementos (Figura 10.3):

- Unidades terminales remotas (UTR) para el control remoto y registro secuencial deeventos (SOE)

- Tablero mímico

- Sistema de protección, incluyendo los relés principales y los de respaldo. recierre,localización de fallas, registro de fallas, verificación de sincronismo, mando sincronizado

y auxiliares (Capitulo 11)

- C ontadores de energía

- Transductores, indicadores, medidores multifuncionales- Sistema de alarmas (anunciadores)

- Relés de interposición

- Mando y señalización de los equipos

- Tableros de agrupamiento

- Equipo de comprobación visual de sincronismo

- S istema cableado de enclavamientos


- Equipos de comunicación



SISTEMAS DE CWMDL s 411

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s CAPtTULO 10

10.5.2 Sistema de control coordinado SCC

Sistema de control numérico de subestaciones en el cual las funciones de control y

supervisión son realizadas por dispositivos independientes y autónomos de los de medida yprotección, los cuales intercambian información entre sí, bien sea mediante enlaces de datos, o

en forma convencional a través de relés, contactos y señales análogas.

-- ------------N i v e l 3

----------- ---------- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -_-"-

Centro de

control

d e o 0^- - , ^ Modem Mode. Modo.

_______________________ _

------ -- -- W A N - ------2i v e l

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Red de estacion

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Controladores C IHM E IHM

de campo DNivBID

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Mo em

ProtecciónRed tle

-- - -p r o t e c c i d n ` t=

IE D IED Motlem

Contadores 0 medidores Red demulliluncbnalesales medida

IED IED

_ -Re iseadores de fallas

ed de----gregistro Otros dispositivos

IED de tallas IED

Equipos tla parroE p

cemp o

Ecampo

m U

,Campo l Campo n

Figura 10.4 - SCC - Sistema de control coordinado

En general . un sistema de control coordinado de una subestación está constituido por los



SISTEMAS DE CONTROL s

- Sistema de protección, incluyendo los relés principales y los de respaldo, recierrelocalización de fallas, registro de fallas, verificación de sincronismo, mando sincronizady auxiliares (Capítulo 11)

- C ontadores de energía- Medidores multifuncionales

- R elés de interpos ic ión

- Tableros de agrupamiento


- Equipos de comunicación

- S ervicios de corr iente al terna y cont inua.En este sistema, toda la información de la subestación, incluyendo las señales de lo

equipos de protección, se señaliza al sistema de control mediante contactos de señalizaciótableados a entradas digitales de los controladores. Las señales analógicas también sconectan a entradas analógicas de los controladores o mediante transductores externos.

Opcionalmente, cuando las protecciones, medidores y registradores tienen facilidades dcomunicación, se pueden implementar sistemas de gestión que permitan una supervisión loc

y/o remota de estos dispositivos.

10.5.3 Sistema de autom atización de subestaciones SA S

El sistema de automatización de subestaciones se basa en el uso de IED's (Intellige

Elecironic Devices). los cuales son dispositivos autónomos e independientes con facilidade

de comunicación e integración mediante protocolos normalizados, que emplean uno o mámicroprocesadores con capacidad de recibir y enviar información (datos) y comandos desde

hacia una fuente externa.

El sistema de automatización de subestaciones busca la integración en una mismplataforma informática de los datos suministrados por los diferentes equipos e IED's que s

emplean en una subestación (Figura 10.5). Los IED s pueden ser equipos de medidaprotecciones, registradores de fallas, controladores, equipos de monitoreo y diagnóstico dequipos de patio, etc. (Figura 10.6). El sistema integra los diferentes IED's en una misma rede datos de control, ya sea directamente o a través de elementos convertidores de protocolo

(Figura 10.7).

El medio físico de conexión de la red de datos entre los diferentes IED's es normalmenen fibra óptica o cable trenzado UTP o STP categoría 5. Cuando los IED's o controladocentral no se encuentran en el mismo edificio, se utiliza fibra óptica por su inmunidad a lainterferencias electromagnéticas (EMI).

Para la marcación en tiempo real de los eventos, los equipos del SAS toman la señal d



CAPITULO 10

SeadaCo nt ro lador de

subestación

Comun icac ionesdigitales

Relés deMedidores

Registradores deprotección tallas

Sensores

Estacion deoperación

Equipos

Figura 10.5 - Principio de los sistemas de automatización de subestaciones SAS

f

o _



SIST EMAS D E CONTROL. a

Nivel 3

------------------------

N l v e l 2

Impr

de eelac Ón

---------------------------------------

Cc o n t r OB

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- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

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' ^ 'Campo-- ------ 'campo ---------- - C a m p o _

Altematia de integración Altematrve de integración Altemaeva de integracincon equipos de campo ron equipos de palio con equipos de campo

convencionales mMBTpe a Iravét e modernos a 12VB5 de

Arad de estación esona red de p cI 61550

a IE D

IED

áI

IED

Otros IE

Figura 10 . 7-Arquitectura típica de un sistema de automatización de subestación SAS

10.6 ARQUITECTURAS DE LOS SISTEMAS DE CONTROL

La arquitectura de los sistemas de control se encuentra enmarcada dentro del térmcontrol jerarquizado , el cual significa que es un sistema de control global de todasactividades de la subestación, empleando una estructura con diferentes niveles de controtipos de equipos según el nivel y función (por ejemplo computadores, controladores, PLC

protecciones, contadores, reguladores, mímicos); todos ellos conectados entre sí para loguna estructura jerarquizada o piramidal. Esta conexión puede ser en forma cableada, para



416 s CA P IT U L O 10

asignado a la operación en un esquema 7 días/ semana , 24 horas al día. En este caso, lasmaniobras se realizan bajo la supervisión y dirección de los entes de operación global

designados por las leyes, ya sea un centro nacional de despacho, centro regional de control,

coordinador de operación, etc., según se denomine; y quienes pueden tener o no la posibilidadde mando remoto sobre los equipos de las subestaciones. Por otro lado, cuando losrequerimientos de disponibilidad de las subestaciones y líneas lo permiten, las subestaciones

también pueden ser del tipo no atendidas, en las cuales las funciones del operador se hanminimizado y las maniobras son efectuadas desde el centro de control remoto a través delsistema de comunicaciones. En las subestaciones no atendidas la supervisión es efectuada porel personal de mantenimiento, el cual asiste a la subestación sólo cuando existen fallas en losequipos o durante operaciones de mantenimiento.

10.6.1 Arquitectura de los SASLa tendencia general entre los diferentes suministradores de sistemas de control SAS,

permite conectar en una misma red de comunicaciones lodas los IED's (controladores. relésde protección. transductores numéricos, contadores de energía, equipos de monitoreo, etc.),

manten iendo los contro ladores de campo en u n n ive l super io r a los de más IED 's .

Como se trata con mayor detalle en el Numeral 10.14.3, la tendencia para el futuro serála de implementar sistemas de control sobre una infraestructura de comunicaciones comoUCA o IEC 61850, las cuales permiten una integración transparente de los IED's, aún si son

de diferentes fabricantes, con los dispositivos de nivel superior.

La estructura jerárquica de control de la subestación, definida por los niveles que sedescriben a continuación, corresponde a la arquitectura mostrada en la Figura 10.7, la cualtiene una configuración distribuida en la cual los equipos (hardware) y/o funciones yprogramas (softare) se encuentran localizados en forma descentralizada en la subestación.

Tabla 10.1- Estructura jerárquica de un sistema de control S A S

Nivel 3 Sistemas remotos de información

Nivel 3 - Nvel 2. comunicaciones e rtneilaces

Interfaz de operacion -Nivel 2 Sistema de procesamiento del nivel 2 Almacenamiento de datos

Controlador dehistóricos y de tiempo real

subestacion

Nivel 2 - Nivel 1, comunicaciones e interfaces ( red de estacion)

Nivel 1Controladores y puntos de I/ O Interfaz de operacion local (básica)

individuales Despliegues en controlanores de campo _

Nivel 1 - Nivel 0 , comunicaciones e interfaces

IED's (relés de protección, transductores numéricos, ,contadores de energia , equipos deNivel 0 monitoreo. etc)

Equipos de alta tensión y servicios auxiliares



DE CONTROL Y

Comunicaciones e interfaces entre Nivel 3 y Nivel 2: proporciona , a través del sistema

comunicaciones , la transferencia de información entre el SAS y los sistemas remotos po

medio de protocolos abiertos y propietarios.

- Nivel 2: este nivel corresponde al sistema de procesamiento del SAS, al almacenamient

de datos y a la interfaz de operación, localizados en la sala de control de la subestació

El procesador o controlador de Nivel 2 sirve como una estación central de procesamiende la información de la subestación de forma tal que ésta pueda ser utilizada por interfaz de operación de la subestación y pueda ser almacenada para análisis futuros, par

mantenimiento y para generación de reportes.

- Comunicaciones e interfaces entre Nivel 2 y Nivel 1: corresponde a la red de área local dla subestación (red de estación), la cual permite la comunicación entre los equipos d

Nivel 2, los controladores de campo de Nivel 1, los IED's de Nivel 0.

- Nivel 1: este nivel está conformado por los controladores de campo que sirven commaestros para la adquisición de datos, cálculos, acciones de control y procesamiento de información relacionada con los dispositivos en cada campo y servicios auxiliares de l

subestación y por la interfaz de operación local, la cual proporciona un nivel básico dacceso al personal de operación y mantenimiento para la supervisión y el control de lequipos de campo asociados al controlador respectivo.

- Comunicaciones e interfaces entre Nivel 1 y Nivel 0: corresponde a la comunicació

entre los controladores de campo de Nivel 1, los IED's de Nivel 0 y los equipos de patiel cual, en las arquitecturas de algunos suministradores, es independiente de la red d

estación.

La arquitectura que se ilustra en la Figura 10.7 corresponde a la utilizada por la mayo

de los suministradores y a la tendencia de las normalizaciones para el futuro, la cuincorpora directamente a la red de comunicaciones entre Nivel 1 y Nivel 2 (red destación ) los lED's de Nivel 0. Adicionalmente, cuando los equipos de patio son d

tecnología moderna, es decir, manejados por IED"s, normalizaciones como la IEC 6185

(Numeral 10 .14.3) proponen, como una de sus alternativas , establecer una red de proce

intermedia para la comunicación entre IED's de equipos de patio y los IED's de controprotección, medida y registro de fallas [JEC 61850-9 (2003)].

- Nivel 0: conformado por los equipos de patio (interruptores, seccionadoretransformadores de potencia y de instrumentación, reactores, bancos de capacitores, etcpor los servicios auxiliares de la subestación (13,2 kV, 208/120 Vca, 125 Vcc, grupelectrógenos, inversores, cargadores, equipos, etc.), por los IED's tales como: relés dprotección, registradores de fallas, medidores, equipos de monitoreo de transformadore

unidades de control y protección propios de los equipos de patio (cuando son dtecnología moderna), equipos de medida, etc.



418 % r.PVlruLO 10

Tabla 10.2 - Estructura jerárquica de un sistema de control convencional

Nivel 2 Sistemas remotos de información

Nivel 2 - Nivel 1, comunicaciones e interfaz por medio de unidad terminal remo ta (UT R )Nivel 1 Elementos de control convencional como

anunciadores de alarmas . conmutadores .

pulsadores, etc.

Interfaz de operación local (básica)

Mímico

Nivel 1 - Nivel 0, T ableado de control

Nivel 0 IED ' s (Reles de protección , transductores . contadores de energía , equipos de monitoreo,etc.)

Equipos de alta tensión y servicios auxiliares

Donde:

- Nivel 2: corresponde a los sistemas remotos de información, desde los cuales se pueden

monitorear y controlar los principales equipos de la subestación. El grado de control se

define según las necesidades de las empresas.

- Comunicaciones e interfaces entre Nivel 2 y Nivel 1: proporciona, a través del sistema de

comunicaciones la transferencia de información entre la unidad termina] remota (UTR) y

los sistemas remotos por medio de protocolos comúnmente usados.

- Nivel L este nivel está conformado por el mímico de control y los anunciadores de

alarmas que sirven para las acciones de control y adquisición de alarmas de los

dispositivos y equipos de cada campo y servicios auxiliares de la subestación

- Comunicaciones e interfaces entre Nivel 1 y Nivel 0: corresponde a los enlaces mediante

tableado de control. entre los elementos del sistema de control convencional, otrosdispositivos y los tableros propios de mando del equipo de potencia en el patio de lasubestación.

- Nivel 0: conformado por dispositivos como: relés de protección, registradores de fallas,

regulador de tensión de transformadores, equipos de monitoreo de transformadores e

interruptores, unidad de control y protección propia de los equipos, equipos de medida,

etc.; por los equipos de alta tensión (interruptores, seccionadores, transformadores de

potencia y de instrumentación, reactores, bancos de capacitores, etc.) y por los servicios

auxiliares de la subestación (13,2 kV, 2081120 Vea, 125 Vec, grupos electrógenos,inversores, cargadores, equipos, etc.).

10.6.3 Modos de operación para los equipos de alta tensión

A continuación se plantean los modos de operación comúnmente usados, de acuerdo conlos niveles jerárquicos de control utilizados; sin embargo, estos modos de operación varían deacuerdo con las prácticas. necesidades y criterios de operación de las diferentes empresas:



S IS TE MA S DE CONTROL*

LOCAL. En REMOTO , sólo se pueden ejecutar comandos desde los niveles superio

En LOCAL, sólo se pueden ejecutar comandos por medio de los pulsadores para cier

apertura del mecanismo de operación , teniendo verificación a través de validación exte

de enclavamientos ( preferiblemente cableados para no depender de la disponibilidad

controladores en niveles superiores).

- Nivel 1: corresponde al mando de los equipos de alta tensión por medio de la inter

hombre - máquina local IHM del campo o diámetro según se denomine; en éste

seleccionan los modos de operación LOCAL - REMOTO. En REMOTO sólo

permiten comandos desde los niveles superiores . En LOCAL sólo se pueden ejecutar

comandos desde la IHM local, utilizando todos los enclavamientos procesados

controladores si el sistema de control es SAS o enclavamientos cableados si el sistema

control es convencional.

- Nivel 2 en sistemas SAS: corresponde al mando desde las interfaces de operación, p

medio de las cuales se seleccionan los modos de operación REMOTO

SUBESTACIÓN . Cuando se seleccione REMOTO sólo pueden ejecutarse los comand

desde el sistema de control remoto , y cuando se seleccione SUBESTACIÓN, sólo

pueden ejecutar comandos desde la interfaz de operación.

- Nivel 3 en sistemas SAS (Nivel 2 en sistemas de control convencional ): correspond

mando desde el sistema de control remoto , en donde se supervisan , operan y controlan

forma remota los equipos de la subestación.

10.6.4 Modo s de o peración para los servicios auxiliares

En sistemas SAS, se pueden aprovechar los controladores del sistema para efecttransferencias automáticas que seleccionen la fuente de suministro de energía, dependiendo

los estados de las redes de alimentación. A su vez, para propósitos de mantenimiento

ejemplo, también pueden aprovecharse las interfaces de operación del sistema de control p

efectuar transferencias manuales de las fuentes de energía, mediante secuencias comanda

por el operador. Sin embargo, la implementación del control automático de los servicauxiliares y los modos de operación más convenientes dependen de las prácticas y políticas

operación de la compañía.

En sistemas de control convencional, el modo de control de los equipos de servicauxiliares se hace de manera similar a los equipos de alta tensión. Las maniobras

transferencia se efectúan en forma manual, pero también pueden ejecutarse automáticame

mediante relés de ausencia de tensión que efectúen la conmutación de diferen

alimentadores o produzcan arranque de una planta de emergencia, según la práctica d

compañía.



& C A P I T U L O 1 0

10.7 CONTROL CONVENCIONAL VS. SISTEMAS DE AUTOMATIZACIÓN DESUB ESTACIÓN SAS

La tecnología digital está desplazando definitivamente a los sistemas convencionales enel control y supervisión de las subestaciones eléctricas. Los avances de la tecnologíaelectrónica digital basada en microprocesadores y de los sistemas de procesamientodistribuido de datos aplicados al control de procesos, así como de las redes de datos asociadas,han revolucionado la concepción y estructura de los sistemas de control y supervisión ensistemas eléctricos.

En la justificación de la adopción de los SAS o de los sistemas de control convencionalen las subestaciones de alta y extra alta tensión, se tienen en consideración tanto los beneficiosestratégicos (no tangibles o de difícil "valoración" en dinero), como los beneficios tangiblesque implican la selección de cada uno de estos sistemas.

Considerando las posibilidades de integración y manejo unificado de la información de

los distintos subsistemas en una subestación, los beneficios estratégicos resultan en mejorar lapercepción de los usuarios, externos e internos, en lo que respecta a la calidad y confiabilidaddel servicio y a la accesibilidad de la información a todo nivel, así como la posibilidad deofrecer servicios de valor agregado, haciendo uso de la mayor cantidad y variedad deinformación adquirida y procesada por los SAS; entre ellos, la flexibilidad en la facturación dela empresa.

Los beneficios tangibles son producto de incrementar la capacidad de la organizaciónpara trabajar mejor, más rápidamente y en forma más económica. Estos beneficios implicanreducción de los costos de operación y mantenimiento, debido a la poca utilización de la manode obra, y el mejoramiento de la funcionalidad operativa en comparación con el uso desistemas de control convencional, teniendo a la vez una reducción en el tiempo de salida delservicio para los usuarios.

La justificación técnico económica de la aplicación de los SAS en las subestacionesdepende de si estas son nuevas o corresponden a modernizaciones de subestaciones existentes.

Las subestaciones nuevas proveen los mayores beneficios potenciales dada la posibilidadde ahorro en los costos de construcción, espacio, tableado y montaje. También es posible elmejoramiento de las funciones de protección, control y supervisión por un mínimo costo.

Implementar un sistema de automatización logrando buena integración entre equipospermite eliminar una gran cantidad de dispositivos independientes, tales como:

- Las unidades terminales remotas y sus equipos asociados (transductores, tarjetas deentradas/salidas, cableado, etc.)

- Paneles de medida (los relés de protección u otro tipo de IED's pueden ser utilizados

como fuentes de medida)- Paneles mímicos



SISTEF' s DE CONTROL

- Reducción en el cableado entre las casetas de patio y el edificio de control, para el cade un sistema de control distribuido

- Reducción en el cableado entre el s is tem a de contro l y los d em ás d ispos i t ivos

- Reducc ión en el espacio de los gabinetes y e l número de éstos

- Reducción en el tamaño del cuarto de control

- Reducción en los costos de ingeniería y diseño.

10.8 CRITERIOS PARA LA ADOPCIÓN DE SISTEMAS AUTOMÁTICOS DSUB ESTACIÓN SAS

A continuación se presentan criterios guía que brindan elementos para determinar cuanadoptar los sistemas SAS para el control y monitoreo de subestaciones. Sin embargo, en cacaso especifico, ello depende de las condiciones propias del proyecto de construcciónmodernización y de las políticas de operación de la compañía dueña del proyecto o de aqueencargada de su ejecución.

Para la adopción de los SAS como solución para el sistema de control y supervisión

subestaciones, se deben tener en consideración las categorías de estas y la oportunidad de

implantación, es decir, bajo qué condiciones es aplicable o no la automatización subestaciones.

Para las subestaciones nuevas es clara opción implementar SAS buscando el mayor gra

de integración entre los diversos IED's, de forma tal que se pueda obtener el máximo beneficios que otorga esta tecnología (Figura 10.6).

Para las subestaciones existentes los siguientes criterios pueden ser considerados para actualización o modernización:

- Tipo, antigüedad y localización geográfica de la subestación

- Subestaciones críticas para cargas importantes que demanden una alta confiabilidad

- Subestaciones extremadamente cargadas

- Subestaciones crít icas para la conf iabil idad y estabil idad del s istema

- Problemas operativos, poca seguridad en la operación y/o dificultad en la consecuciónrepuestos.

Típicamente se plantea la posibilidad de implantación del SAS bajo las siguientcondiciones:

- Modernizaciones significativas de equipos o ampliaciones de subestaciones existent

proyectos que implican la construcción de nuevos campos, la adición de transformadoy el reemplazo de equipos de alta tensión, pueden fácilmente incorporar SAS para toda



10

realice varias de estas funciones, más algunas adicionales, todo esto a un precio igual oun poco superior al costo de los sistemas manejados en forma individual e independiente.

10.9 FUNCIONES B ÁSICAS DE LOS SISTEMAS DE CONTROL

A continuación se efectúa una descripción de las principales funciones del sistema decontrol. En general, las descripciones se enfocan a los sistemas SAS; sin embargo, con finesdidácticos, también se incluye una breve descripción de cómo se efectúan estas funciones enlos sistemas de control convencionales.

10.9.1 Interfaz de operación (IHM)

La interfaz de operación o interfaz humano - máquina IHM, contiene los elementosnecesarios para la visualización parcial o total de la subestación, con el fin de tomardecisiones para su comando. La IHM corresponde a un esquema sinóptico de la configuración

de la subestación o campo de salida, en donde también se representan los equipos de maniobra

(interruptores y seccionadores) y a su vez se permite su comando. La IHM también tienecomo función señalizar las alarmas de la subestación y alertar al operador mediante una señalsonora hasta que éste reconozca la alarma a través de la misma IHM.

10.9.1 . 1 IHM en sistemas SAS

En los sistemas SAS se tienen dos IHM's, una en el Nivel 1 y otra en el Nivel 2. Lainterfaz de operación para el Nivel 1 (Figuras 10.8a y 10.8b) consiste en una pantalla deoperación local que puede ser externa o integrada a cada controlador de campo, normalmente

de cristal líquido, que permite realizar en forma local las siguientes funciones de supervisióny control de los equipos de potencia del campo:

- Indicación del estado de los equipos de patio

- Visualización de alarmas de equipos de patio

- Comando de apertura y cierre sobre interruptores y seccionadores

- Selección del modo de operación del controlador (local desde el controlador o remotodesde la interfaz de operación del Nivel 2).

La interfaz de operación para el Nivel 2 (Figura 10.8c) está compuesta por las impresorasy las estaciones de operación, con sus respectivos computadores, monitores de video a color,manejadores de cursor e impresoras, localizadas en la sala de control del edificio de mando dela subestación.

Ésta permite la interacción del personal de operación con los equipos de la subestación yasignación de comandos, garantizando que en todo momento el personal cuente con

información confiable y en tiempo real del estado de los equipos.A continuación se describen los diferentes despliegues que comúnmente son



S IS TE MA S DE corrrROL s 42

- Despliegue de secuencias automáticas

- Despliegue general de servicios auxiliares

- Despliegue unifilar detallado de servicios auxiliares de corriente alterna

- Despliegue detallado de servicios auxiliares de corriente continua- Despliegue detallado de servicios auxiliares de la UPS- Despliegue detallado de los servicios auxiliares por caseta

- Lista de alarmas

- R e p o r t e s

- Listado de secuencia de eventos

- Curvas de tendencias

- Configuración del SAS y estado de las comunicaciones.

T 1 - 1 7

a) IHM de nivel 1 pantalla tipo touchscreen

F T - T

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b) IHM de n ive l 1 integrada encontro lador de campo

c) IHM de subestación

Figura 10.8- Ejemplos de /HM en sistemas SAS



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5lSTEl mS DE CONTROL s

Para señalizar las alarmas de la subestación, los sistemas de control convencional utiliz

anunciadores de alarmas, los cuales consisten en un conjunto de ventanas localizadas en

mímico, que se iluminan a la ocurrencia de una alarma; estas ventanas vienen agrupadas

una especie de matriz que puede contener 12,16, 18, 24, 36, 48, etc. ventanas. Cuando ocuuna alarma en la subestación se enciende la ventana en forma intermitente y se energiza ualarma sonora, el operador entonces presiona el pulsador de reconocimiento apagándosealarma sonora y eliminándose la intermitencia de la ventana; una vez son tomadas acciones respectivas para solucionar el problema que ocasionó la alarma, se presionapulsador que repone el anunciador. Otros elementos que contiene el mímico son switc

selectores del modo de control (local - remoto), pulsador de prueba de lámparas, etc. EnFigura 10.9 se ilustra un mímico típico para una subestación con control convencional.

10.9.2 Señalización local y comand osEsta función corresponde a la adquisición de información ( alarmas , posición de equipo

medidas) entre los equipos de la subestación y el sistema de control, y a como se retransmi

a los equipos los comandos provenientes de los niveles superiores de control. Es de grimportancia la definición de la señalización en una subestación, ya que de ésta depende

dimensionamiento del sistema de control. Las señales para cada elemento , sea interrupt

seccionador, protecciones, se tienen más o menos normalizadas. Sin embargo, la señalizac

varía de acuerdo con el tipo de configuración de la subestación y con las necesidades deempresa operadora. A continuación se presentan las señales más comunes:

Las señales de medida para campos y barras de la subestación son normalmente:

- Todas las tensiones fase-fase y fase-neutro

- Corrientes por fase

- Potencia activa y reactiva, incluyendo indicación del sentido de flujo de potencia- Potencia aparente para transformadores

- Frecuencia en barras.

Las alarmas se pueden adquirir discriminadas o agrupadas según las p o l í t i c a s d e

c o m p a ñ í a . L a s a l a r m a s t í p i c a s d e u n a s a l i d a d e l í n e a s o n :

- Disparo protección principal No. 1

- Disparo protección principal No. 2- Disparo protección de respaldo

- Disparo relé de falla del interruptor

- Recepción señal de teleprotección (puede ser discriminada)

- Emisión señal de teleprotección (puede ser discriminada)- Baja presión de SF6 (pueden ser dos alarmas)



s CAPtrULO 10

- Falla fusibles secundarios de transformador de tensión

- Falla alimentación de corriente continua ( pueden ser discriminadas)

- Falla equipo de teleprotección.

Y l a s d e u n t r a n s f o r m a d o r s o n :

- O p e r a c i ó n p r o t e c c i ó n d i f e r e n c i a ]

- Operación relé sobrecorriente , alta tensión

- Operación reté sobrecorriente , baja tensión

- Operación relé sobrecorriente , terciario

- Operación relé B uchholz

- Operación relés de presión de aceite

- Falla enfriamiento

- Alarma sobretemperatura

- Disparo por sobretemperatura

- Cambio derivación incompleto

- Sobrepresión aceite del cambiador

- Falla regulador de tensión

- Baja presión de SF6 (pueden ser dos alarmas)

- Falla mecanismo de operación del interruptor

- Discrepancia de polos del interruptor

- Falla circuito de disparo No. 1

- Falla circuito de disparo No. 2

- Falla fusibles secundarios de transformadores de tensión

- Falla alimentación de corriente continua (pueden ser discriminadas).

Existen otras alarmas generales que pueden ser:

- Falla en barras ( pueden ser dos)

- Falla en baterías ( pueden ser dos)- Falla en cargadores de batería-Falla en servicios auxiliares de c.a.

- Falla en servicios auxiliares de c.c.



S IS TE MA S DE CDNrROL s 42

En subestaciones encapsuladas en SF6 existen alarmas de presión de gas para diferentes compartimientos (generalmente agrupadas por campo de conexión).

Las salidas de coman do del sistema d e control típicamen te son:

- Comandos de abrir/cerrar interruptores y seccionadores (m uchas com pañías acostumbr

a que el com ando de las cuchillas de puesta a tierra sea manu al desde patio)

- Comandos de reposición de los relés de protección

- Com andos subir/bajar los cambiadores de rom as en transformadores.

Las señales son la base de toda la información de la subestación ya que le danoperador la visión de cómo se encuentra y, de acuerdo con ellas, se realiza toda la lógica operación.

Cuando las subestaciones son desatendidas se requieren mayor cantidad y detalle de señales, debido a que se debe poder hacer un diagnostico remoto de la subestación. En el c

de las subestaciones atendidas . el operador puede ir inmediatamente al patio o a la caseta p

el reconocimiento, reposición o arreglo de las fallas.

10.9.2. 1 Señalización local y comandos en sistemas SAS

En los SAS, el sistema adquiere esta información directamente desde los IED's instalaa través de la red de comunicaciones. Otras señales digitales provenientes de equipos en

patio, relés electromecánicos, alarmas del sistema de servicios auxiliares, alarmas de detectores de incendio, alarmas de intrusión, etc., son adquiridas a través de entradas digita

de los IED's. De manera similar, los comandos son ejecutados a través de salidas digitaleslos IED's, utilizando relés de interposición con contactos de alta capacidad para maniobrar l

equipos de patio.

La adquisición de las medidas eléctricas en los SAS también se hace a través de enlacde comunicación con los contadores de energía multifuncionales, o desde otros IED's. tacomo unidades multifuncionales de medida, dispositivos de protección, registradores

fallas, etc., siempre y cuando estos posean la precisión requerida. Normalmente, la precisi

de las medidas para el SAS, sin considerar los errores debidos al tableado y a ltransformadores de instrumentación, es de 0,5%. Otra opción es que el SAS adquiedirectamente las señales de corriente y tensión de c.a. sin requerir transductores y con esdatos realizan los cálculos para las demás medidas.

La tendencia para el futuro será reducir aún más el tableado y evitar utilizar equipos

interposición entre el patio de la subestación y las casetas de relés o la sala de control. Epodrá lograrse utilizando PLC's o módulos de entradas/salidas remotos colocados en gabinetes de control local de los equipos de patio (transformadores de potencia, interruptorseccionadores, etc.) mediante enlaces en fibra óptica con los controladores. Este tipo

configuraciones representará menores costos cuando se realicen actualizaciones y mejorasla subestación . Igualmente , para los transformadores de instrumentación, se impondrá el u



s CAPITULO 10

galvanométrico) que indicaban , en todo momento , el valor instantáneo. eficaz, promedio opico de una cantidad medida . Estos instrumentos podían ser conectados directamente a los

secundarios de los transformadores de instrumentación o a través de transductores que

convertían las cantidades eléctricas de corriente alterna a cantidades de corriente (mA) otensión (mV) de corriente continua , siendo más común el uso de la magnitud de corriente(mA) como salida ya que la magnitud de tensión es más afectada por interferencias.

Con la aparición de los medidores basados en microprocesadores, los instrumentosgalvanométricos fueron reemplazados por unidades multifuncionales de medida iguales a las

utilizadas en los sistemas SAS. Una sola unidad multifuncional permite medir con una mejor

precisión , tensiones , corrientes , potencia activa , potencia reactiva , frecuencia , factor de

potencia y, en muchos casos, la energía (que por su precisión no es apta para propósitos detarifación) de un campo determinado.

Adicionalmente, las unidades multifuncionales de medida sirven como transductores paraenviar la información a la UTR (Numeral 10.9.3.2) a través de salidas analógicas o protocolosde comunicación.

Las alarmas y comandos en los sistemas de control convencional se efectúan a través derelés de interposición , que sirven como elementos de acople y de aislamiento galvánico entre

los equipos de patio y la unidad terminal remota UTR , la cual , como se verá más adelante, es

la interfaz con el centro de control remoto en sistemas de control convencional.

10.9.3 Interfaz con el centro de control remoto

Además de la señalización local de las alarmas, posición de equipos y medidas para los

operadores y la recepción de comandos descritos en el Numeral 10.9.2, también es funcióndel sistema de control transmitir/recibir esta información al centro de control remoto, endonde se encuentra el sistema SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition Svsrem)

para la supervisión del sistema interconectado.

Dependiendo de las prácticas de mantenimiento de las compañías de electricidad, en los

centros de control remoto muchas veces también se localiza el centro de mantenimiento del

sistema, el cual también aprovecha esta información para supervisar de manera centralizada

las alarmas y eventos en forma global.

Para la transmisión de la información, el sistema de control de la subestación reporta elregistro cronológico de los eventos ocurridos en forma ordenada, generalmente con unaresolución de un milisegundo. Cada evento es identificado con un mensaje de un formatopreviamente definido y con su tiempo de ocurrencia. Los eventos también son registrados enuna impresora local para el registro secuencial de eventos (SOE), registro que facilita elposterior análisis de las fallas.

Para la transmisión/recepción de información con el centro de control remoto, el sistemade control de la subestación puede acoplarse al sistema de comunicación por intermedio de



S I S T E M A S D E c O N r R O L s

10.9.3 . 1 Interfaz con el sistema de control remoto en sistemas SAS

En los sistemas SAS, la comunicación con el sistema de control remoto hace parte de lasfunciones del controlador central de la subestación, el cual se conecta al sistema decomunicaciones a través de uno de sus puertos de salida. En algunos sistemas, es tambiéncomún instalar un computador de comunicaciones o gateway, el cual se encarga de procesar el

registro de eventos del sistema de control y convertirlo al formato del protocolo decomunicaciones del sistema de control remoto.

En los sistemas SAS, el repone de los eventos aparece automáticamente en la pantalla de

operación y en la impresora en el momento de su ocurrencia.

Adicionalmente, los eventos son almacenados en bases de datos para su posteriorconsulta. Asimismo, los datos de las secuencias de eventos generalmente pueden ser

ordenados, filtrados y agrupados (por ejemplo, por campo, por período de tiempo o pororigen) para propósitos de reporte e impresión selectiva.

Algunos suministradores de sistemas de control SAS, han desarrollado aplicaciones web

que también permiten visualizar, supervisar y controlar remotamente los despliegues de laIHM de subestación a través de Intemet.

10.9.3 . 2 Interfaz con el sistema de control remoto en sistemas de control convencional

La función de comunicación con el centro de control remoto en los sistemas de control

convencional es desempeñada por la UTR (unidad terminal remota).La UTR es el elemento final en la estructura jerárquica de un sistema de control

.convencional y actúa como medio sensor y actuador remoto con los operadores del centro d

control remoto, a través de módulos de entradas y salidas digitales conectados en formacableada con los equipos. Para la señalización a la UTR se utilizan contactos libres depotencial directamente de los equipos de control y protección. Sin embargo, cuando lasseñales provienen del patio de conexiones, en donde pueden verse sometidas a induccioneselectromagnéticas, deben pasarse a través de relés rápidos de interposición u optoacopladores,

con el fin de no introducir retardos de tiempo.

Las señales analógicas le son transmitidas a la UTR por intermedio de los transductoresde señalización local, descritos en el Numeral 10.9.2.2. De manera sümilar, las medidasdigitales de los contadores de energía provienen de emisores de pulsos que tienen estosdispositivos.

Externa a la UTR existe una impresora para el registro secuencia) de eventos (SOE), endonde se imprimen los eventos de la subestación en forma cronológica.

En la actualidad, las UTR's han evolucionado a sistemas más "inteligentes" que ademásde la función tradicional de interfaz con el centro de control remoto, también permiten

programar enclavamientos y automatismos para los equipos (Numeral 10.9.4) y a su vezpermiten instalar estaciones de trabajo para la operación y visualización alarmas.



maniobra, etc., o pueden ser externas. las cuales se refieren principalmente a la posición deotros equipos en la misma subestación o al estado de los relés de protección.

Los principales enclavamientos que se presentan en una subestación son:Un seccionador nunca se debe m aniobrar con carga

Para maniobrar un seccionador, el interruptor o interruptores asociados, así como lascuchillas de puesta a tierra deben estar abiertos.

Cuchillas de puesta a tierra sólo se maniobran cuando los seccionadores de línea

asociados estén abiertos y cuando no exista tensión en la línea.

Los seccionadores de by-pass o paso directo se cierran con tensión cuando el interruptorque tienen en paralelo está cerrado, es decir, cuando hay la misma tensión entre sus

terminales.

- Un seccionador de transferencia se puede cerrar con tensión cuando hay la misma tensión

en sus dos terminales, es decir, cuando el interruptor de transferencia está cerrado.Adicionalmente, únicamente puede permanecer cerrado un sólo seccionador detransferencia, o sea una sola transferencia al tiempo.

Los seccionadores de barras, en subestaciones de doble barra, se pueden operar contensión cuando el interruptor de acople esté cenado.

Un interruptor para cerrar debe cumplir las condiciones de sincronismo entre los sistemasque cierra, debe tener los seccionadores asociados cerrados, no deben existir cuchillas depuesta a tierra cerradas y el equipo que se va a energizar debe estar dispuesto para ello.

Las lógicas de enclavamientos son definidas de acuerdo con la configuración de lasubestación, con la práctica de cada empresa y con lo que ésta considere como aspectosbásicos de seguridad para operación de equipos.

10.9.4 . 1 Enclavamientos de operación en sistemas S AS

Los sistemas SAS aprovechan la tecnología basada en microprocesadores para programar

los enclavarientos en las IED's o el controlador de subestación, de manera que, cuando seselecciona un equipo para operación, esta función evalúa las posiciones actuales de todos los

otros equipos involucrados en dicha operación y otras condiciones tales como: existencia detensiones de línea, protecciones no operadas, etc., y una vez todas las condiciones deoperación sean cumplidas, entrega una señal de salida para la habilitación de la apertura ocierre del equipo seleccionado.

En caso de que un elemento a comandar no cumpla con alguna de las condiciones deenclavamientos, éste es señalizado en los despliegues respectivos para indicar dicha situación.

Asimismo, genera una alarma para avisar al operador e indicarle, mediante un despliegue

gráfico apropiado, cuál o cuáles condiciones no están siendo cumplidas.



SISTEMAS DE CONTROL s

servicio el controlador de campo del cual se adquiere la información. En estas circunstancse inhabilita el m ando d e equipos para los que se requiera información de otros campos.

Es una práctica común que, por razones de seguridad, los seccionadores de tierra

cuchillas de puesta a tierra no sean comandados desde el SAS sino en forma local desde patio; sin embargo, se dispone de una lógica de enclavamientos de manera tal que eninterfaz de operación de Nivel 2 se indican las condiciones de enclavamientos para operar e

el patio estos equipos.

10.9.4 . 2 Enclavamientos de op eración en sistemas de control convencional

Los enclavarientos en subestaciones con control convencional se efectúan por mediológica cableada (arreglo de contactos de posición de equipos conectados en serie y/o paralel

Esta lógica utiliza los contactos de posición de interruptores, seccionadores u otros equip

como relés repetidores, interruptores miniatura y protecciones, para validar la maniobraotros equipos.

En subestaciones de sistema de control convencional que poseen UTR"s inteligentes, enclavamientos también pueden programarse en forma similar a los sistemas SAS, de forma que las condiciones de operación de un equipo son validadas en forma digital y l

enclavamientos cableados únicamente se requieren para la validación de los mandos desde

mímico.

10.9.5 Medición de energíaLa energía en los diferentes circuitos de una subestación se mide por medio de contado

multifuncionales de energía activa y reactiva , los cuales integran la potencia en función

tiempo para obtener la energía . Las clases precisión de los contadores multifunciona

pueden ser 0,25 y 0,55 [lEC 62053-22 (2003)]. Para sistemas de potencia, en sitios en don

se hace intercambio de energía entre dos compañías de servicio, usualmente se utilizan d

contadores de energía (principal y respaldo ) de una precisión de 0,2%; si el conteo de ener

es para aplicaciones de bajo consumo o para fines estadísticos en una misma compañía

puede utilizar un solo contador de energía de una precisión de 0,5%.

Los contadores de energía multifuncionales modernos poseen todas las características

los dispositivos IED's, lo cual permite hacer una fácil transmisión de la información a trav

de diferentes protocolos de comunicación . Alternativamente , también están provistos

emisores de pulsos para enviar la información de energía activa y reactiva.

Para un mejor conteo de la energía , en sistemas de potencia se acostumbra utiliz

contadores de tres elementos , cuatro hilos , lo que es equivalente a tener un contador por fa

Los contadores de energía deben estar conectados a transformadores de instrumentación,

precisión al menos igual a su precisión.

10.9.5 . 1 Medición de energía en sistemas SAS



s CAPITULO 10

multifuncionales. Dicha información puede ser archivada en la base de datos del sistema deprocesamiento de Nivel 2, para recuperación posterior por el sistema de información remoto.Sin embargo, es a criterio de cada empresa si la medición de energía se incorpora en lafuncionalidad

de los SAS.

10.9.5 . 2 M edición de energía en sistemas de control convencional

La medición de energía en los sistemas de control convencional también se efectúa através de contadores de energía multifuncionales y aprovechan los módulos emisores de

pulsos para enviar, a través de la UTR, el registro de energía medida al centro de controlremoto para fines contables de facturación.

Anteriormente, en niveles de distribución o industriales, los sistemas de controlconvencional utilizaban contadores de tipo electromecánico, los cuales trabajaban bajo el

principio de los motores de inducción para mover un motor que giraba a una velocidadproporcional a la potencia que fluía y moviendo un dispositivo de registro. Las clases de

precisión de estos contadores podían ser 0,5, 1 y 2 [IEC 62052.11 (2003)]; sin embargo, ya noson utilizados.

10.9.6 Reg istro de fallas

Independientemente de la tecnología del sistema de control (SAS o convencional), las

subestaciones alta y extra alta tensión han incorporado equipos de registro de fallas comocomplemento a los sistemas de control y protección. con el fin proveer la informaciónnecesaria para el análisis de la operación del sistema y de sus esquemas de protección ycontrol. El registro de fallas consiste en el registro de las ondas de corriente y tensiones defase y secuencia cero durante las fallas del sistema, así como el funcionamiento de losdispositivos de protección y operación de los interruptores.

Inicialmente, los registradores eran del tipo electromecánico u oscilopenurbógrafo,utilizando el principio galvanométrico, pero estos tuvieron problemas de respuesta defrecuencia a los fenómenos del sistema y presentaban problemas con el registro mismo(marcadores, tintas, papel, etc.).

Posteriormente aparecieron los registradores de fallas digitales manejados pormicroprocesadores, los cuales se componen básicamente de unidades de registro o adquisición

de datos y por lo menos de una unidad de análisis o unidad maestra, ubicada en un centro decontrol remoto o centro de mantenimiento, los cuales generalmente están conectados por unsistema de comunicaciones. Normalmente la programación y el control del sistema se llevan a

cabo desde la unidad maestra, así como el análisis de la información, pero en caso de fallar lascomunicaciones, los registradores pueden funcionar en forma autónoma.

Los registradores se instalan cerca de los sitios donde se encuentran las señales que sevan a vigilar. Permanentemente se sensan las señales de interés, las cuales son almacenadas en

una memoria de prefalla. Después de una orden de disparo producida por los detectoresinternos de fallas o por un comando externo proveniente de los relés de protección, el



$ISrEMfs DE carrrnoa s 43

Los módulos de entrada a los registradores se dividen en módulos para señales analógicas

módulos para señales digitales. Normalmente un registrador para una línea de transmisi

puede tener ocho entradas analógicas y 16 entradas digitales.

Los módulos de entradas analógicas aceptan señales que vienen directamente de ltransformadores de instrumentación, las cuales deben ser muestreadas y digitalizadas papermitir su manejo y almacenamiento. Los módulos de entradas digitales registran el cambde estado de contactos de las protecciones del sistema, de los interruptores y de las señales d

teleprotección.

Con el fui de poder analizar la correcta operación del sistema de protección a través d

sistema de registro de fallas, es importante capturar las señales que se generan en el sistema

protecciones durante el momento de la falla. Adicionalmente, se debe tratar de tener uregistro del evento en tiempo real, cableando las señales de las protecciones desde contacdirectos de los relés de protección o, en su defecto, a través de optoacopladores. Típicamen

para una línea estas señales son:

- Te nsiones d e fase y de secuencia cero (4)

- C orr ientes de fase y de secuencia cero (4)

- Posición abierta de cada una de las fases del interruptor (3)

- Arranque protección principal 1 (1)

- Disparos de cada una de las fases de la protección principal 1 (3)

- Recepción de teleprotección de la protección principal 1 (1)

- Arranque protección principal 2 (1 )

- D isparos de cada una d e las fases d e la protecc ión pr incipa l 2 (3)

- Recepción de teleprotección de la protección principal 2 (1)

- Orden de recierre del interruptor (1)

- Disparos definitivos por funciones de respaldo (ej. combinación del disparo psobrecorriente de respaldo, falla interruptor, sobretensión, diferencial de barras, recepci

de disparo directo desde el extremo remoto, etc.) (1).

En la Figura 10.10 se muestra un diagrama general de un sistema de registro y análisis

falla.

Tradicionalmente, la función de registro de fallas ha sido efectuada a través de equipregistradores de fallas, independientes del sistema de control y protección. Sin embargo, la actualidad se han aprovechado las ventajas de los relés de protección mulú funcional

basados en tecnología de microprocesadores, para que, en el evento de una falla, estregistren internamente las señales de tensión, corriente y el comportamiento de l



434 s CAPITULO 10

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Sistema deprotemiones

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Figura 10 . 10- Diagrama general de un sistema de registro y análisis de falla

10.10 FUNCIONES ADICIONALES QUE INCORPORAN LOS SAS

La tecnología basada en microprocesadores y redes de datos de los sistemas SASincorpora funciones adicionales a las tradicionalmente hechas por los sistemas de controlconvencional; estas funciones facilitan, mediante software, las labores de operación, análisis y

mantenimiento de las subestaciones. A continuación se describen las funciones másrepresentativas.

10.10 . 1 Funciones adicionales Nivel 1

10.10 . 1.1 Supervisión de protecciones

Esta función comprende la supervisión de alarmas y disparos generados por los IED's deprotecciones.



SISTEMAS DE CO~ s 43

En la interfaz de operación de Nivel 2 se da al operador la información acerca de lopasos a ejecutar y las condiciones para el cambio de un paso a otro, para cada una de lsecuencias.

El SAS cuenta con funciones de supervisión de tiempo y condiciones de bloqueo qudetectan estados anormales de operación y alertan al operador sobre la ocurrencia de estmediante la generación de las alarmas correspondientes.

Las diferentes secuencias automáticas de maniobra son definidas de acuerdo con lconfiguración de la subestación y la política de operación de ca da em presa.

10.10 . 1.3 Marcación de eventos y alarmas

Esta función es la encargada de efectuar la marcación del tiempo de ocurrencia de lo

eventos y de las alarmas de los equipos asociados al diámetro o campo respectivo con uresolución, entre eventos, menor o igual a 1 milisegundo y una precisión en la marcación d

tiempo de ocurrencia mejor o igual a 1 milisegundo.

10.10.1.4 Comunicación con la red de área local

Esta función, a través de los módulos de comunicación de red instalados en cadcontrolador, maneja la comunicación entre todos los equipos que conforman el SAS median

la red de área local. La red de área local garantiza la realización de las funciones de control

permite, además, ampliaciones y/o reestructuraciones de la red.

10.10 . 1.5 Autochequeo y autodiagnóstico

El SAS ejecuta autochequeo y autodiagnóstico constante para todo el sistema, incluyen

verificación de errores del software, chequeo de las funciones de transmisión de dato

funciones de entradalsalida. Las fallas de hardware o software son señalizadas después de q

ocurren.

10.10 . 2 F unciones adicionales Nivel 2

Las siguientes funciones son realizadas m ediante la interfaz de operación de l Nivel 2.

10.10 .2.1 Control de los equipos

Esta función realiza las acciones requeridas para elsubestación y del propio SAS. Las siguientes operacionesalfanumérico y el dispositivo manejador de cursor:

- Selección de despliegues

- Ejecución de comandos

- Cambio de ajustes

control de los equipos -dese realizan utilizando el tecla



s CAPITULO IO

10.10 . 2.2 Manejo de datos históricos

Esta función maneja la información para monitorear el comportamiento en el tiempo delos equipos de la subestación, realizar cálculos y almacenar la información obtenida en

memoria. Igualmente es posible archivar datos de valores máximos, mínimos y medios.

10.10 . 2.3 Respaldo en medio masivo

El SAS almacena en medio masivo toda la información existente en los archivos de losdiscos duros del sistema de procesamiento de Nivel 2, tales como programas de aplicación, la

base de datos con su configuración. los archivos con los datos históricos, la bitácora deoperación, etc.

10.10 . 2.4 Reportes

El SAS genera diferentes reportes que son presentados en la interfaz de operación deNivel 2 bajo pedido o programados para presentación en forma automática en las impresoras.

Los reportes son programados para su impresión diaria, semanal o mensual y contienen lainformación de los valores instantáneos, así como, valores totales acumulados, máximos,mínimos y medios.

10.10.2.5 Curvas de tendencias

Esta función permite dibujar en forma de curvas de tendencia cualquier señal de medida

que se tenga con información en las bases de dados.

10.10. 2.6 Monitoreo y diagnóstico en línea de los equipos de potencia

El monitoreo y diagnóstico en línea es realizado a transformadores de potencia,cambiadores de tomas, reguladores de tensión e interruptores de potencia. Para el nionitoreocontinuo en línea se cuenta con las interfaces para conexión a los sensores de medición de

parámetros mecánicos y eléctricos de los equipos y la lógica de procesamiento, con el fin deanalizar las medidas y ejecutar un diagnóstico de los equipos para fines de mantenimiento.

El monitoreo y diagnóstico en línea de los equipos de potencia se puede ejecutar con lalógica del SAS, o éste puede tener comunicación con sistemas de monitoreo y diagnósticobasados en IED's independientes. El SAS monitorea las condiciones de operación detransformadores e interruptores de potencia y presenta los datos para diagnóstico fuera delínea . El controlador de campo o el sistema de procesamiento de Nivel 2 generan y registranalarmas con base en desviaciones apreciables de las condiciones de operación monitoreadas.

En caso de que los transformadores e interruptores de la subestación no dispongan de

EED's dedicados a monitoreo y diagnóstico, el SAS con la debida instrumentación puede

realizar las siguientes funciones de monitoreo:

10.10 . 2.7 Parametrización de protecciones y visualización de oscilograflas



SISTEMAS DE CONTROL a 4 37

A pesar de lo provechosa que puede ser esta integración para el análisis del sistema ymantenimiento. algunas empresas prefieren mantener separadas las funciones de control yprotección. En estos casos, existen soluciones que implican sobrecostos del sistema pero que

permiten independizar la gestión de las protecciones de las funciones de control:- Aprovechando la red del SAS, algunos sistemas permiten instalar una estación de gestióde protecciones independiente de las estaciones de operación en el Nivel 2 (Figura 10.7).

- A través de puertos adicionales en los relés de protección se puede integrar el sistema d

protección en una red independiente del SAS. Esta red puede estar conectada a unaestación de gestión de protecciones local o a un dispositivo de comunicaciones para

gestión desde un centro de análisis remoto. En la Figura 11.4 se ilustra un ejemplo de unred de gestión de protecciones independiente del SAS.

En sistemas de control convencionales, en los cuales se han modernizado los relés deprotección con relés de tecnología numérica, también es posible implementar esta solución

para aprovechar las ventajas de acceso y supervisión remota de estos equipos.

10.11 COMUNICACIONES EN LOS SAS

Cada nodo del SAS tiene Tos programas necesarios para el manejo de sus propiascomunicaciones. Los protocolos permiten la transmisión de toda la información con y entr

todos los niveles de confiabilidad y seguridad requeridos.

Gracias a las comunicaciones, se dispone de la información en la subestación y en esistema de información remoto garantizando su transmisión completa dentro de lasprioridades y tiempos establecidos. Todas las fallas y errores que se presentan en lascomunicaciones se registran en las listas de eventos y alarmas para su despliegue yalmacenamiento.

Los protocolos de comunicación del SAS soportan el intercambio de datos simultáneo en

tiempo real (con el sistema de información remoto y la interfaz de operación local) y larecuperación de datos que no sean de tiempo real, tales como registros de falla procedentes de

los IED's. En los SAS, las transferencias de información no deben afectar el desempeño de las

funciones de control y monitoreo del sistema.

10.11. 1 Com unicaciones Nivel 0 - Nivel 1

Entre el Nivel 0 y el Nivel l se tienen los siguientes tipos de comunicación:

- Cableado convencional entre los equipos de patio convencionales , servicios auxiliares los controladores.

- Comunicación serial entre los IED's y los controladores (relés de protección

transductores numéricos , contadores de energía , equipos de monitoreo, equipos de contro



CAPtrULO IO

10.11 . 2 C omunicaciones Nivel 1 - Nivel 2

Esta corresponde a la comunicación entre los controladores y los procesadores de Nivel 2,

estaciones de operación y entre los equipos del Nivel 2. incluyendo el equipo decomunicaciones hacia el sistema de información remoto.

En general, en los sistemas actuales, en la comunicación entre el Nivel 1 y el Nivel 2 seusan protocolos propietarios de los diferentes fabricantes y protocolos abiertos comoDNP 3.0, Modbus Plus e IEC 870-5-101/2/3. Para las comunicaciones entre el equipo deNivel 2 también se utiliza TCP/IP sobre una LAN Ethernet.

Las comunicaciones entre los Niveles 1 y 2 son realizadas en fibra óptica para los equipos

que no se encuentran físicamente en la misma sala, de lo contrario en cable UTP o STPcategoría 5. La red de datos puede ser tipo LAN (Ethernet, token ring , token bus) y

concentradores ( comunicación en estrella).

En un futuro se espera que las comunicaciones entre el Nivel 1 y el Nivel 2 y entreequipos de Nivel 2 sean sobre la LAN Ethernet . Este protocolo deberá corresponder a los

perfiles de comunicación de UCA 2.0 o IEC 61850, ya que entre otras ventajas

[Schwar (2002)], estos protocolos permiten integrar cualquier IED independiente del

fabricante.

10.11 . 3 C omunicaciones Nivel 2 - Nivel 3

Las comunicaciones entre los Niveles 2 y 3 son a través de las redes WAN (Wide AreaNetworks), mediante gateways , servidores y/o routers usando protocolos propietarios, DNP

3.0, IEC 60870-5-101, IEC 60870-6-TASE.2 o IEC 61850. E l medio de comunicación es

microondas , fibra óptica, radio, satélite o redes telefónicas

Los gatew,ma, servidores y rourers tienen conexión a la red local del SAS y a la WAN.

10.12 MODERNIZACIÓN DE SISTEMAS DE CONTROL CONVENCIONALES CONSISTEMAS SAS

Aprovechando las ventajas de los sistemas de control basados en microprocesadores, enlos últimos años cada vez más compañías han comenzado a modernizar total o parcialmentesus antiguos sistemas de control convencional en sistemas automáticos de control. En vista de

que la mayoría de las veces no es necesario modernizar todos los equipos de control yprotección de la instalación, pueden efectuarse automatizaciones parciales que aprovechen losequipos existentes pero que igualmente brinden las ventajas de un sistema completo decontrol SAS.

A continuación se presentan los casos más comunes de modernización de sistemas decontrol convencionales:



SIS tMfS DE

- Programación de enclavamientos y automatismos para los equipos de alta tensión.

- Facilidades de comunicación e integración mediante protocolos normalizados co

diferentes IED's para minimizar el cableado de control convencional.- Instalación de IHM's de trabajo que facilitan y mejoran la operación, visualización d

eventos y medidas de la subestación, dejando el mímico del sistema de controconvencional como sistema de respaldo.

En vista de que la modernización de la UTR aprovecha la información y el cableado quposee la UTR existente (posición de equipos, alarmas, medidas y comandos remotos) s

minimiza la modificación de los sistemas de protección y control convencional existentes y simplifica la instalación.

10.12 . 2 Modernización del sistema de control convencional

Otra alternativa de modernización consiste en el reemplazo de los tableros de controconvencional (mímicos, anunciadores de alarmas e indicadores analógicos) por un sistema d

control coordinado, compuesto por estaciones de operación, gateways y tableros ccontroladores de campo y/o subestación, en una arquitectura similar a la descrita en Numeral 10.5.2.

Esta alternativa obliga a una mayor interacción sobre los sistemas de control y protecció

existentes, ya que requiere adecuar en muchos casos la señalización de los diferentdispositivos de la subestación mediante la instalación de elementos repetidores de alvelocidad tales como relés rápidos y optoacopladores.

Debido al costo de inversión, este tipo de modernización es aplicable cuando se tieneproblemas con el sistema de control convencional por el deterioro de los dispositivos d

control y/o el cableado y no es necesario modernizar el sistema de protección y registro d

fallas.

10.12 . 3 Mod ernización del sistema com pleto de protección y con trolconvencional

Cuando es necesario modernizar el sistema de control convencional (Numeral 10.12.2pero igualmente es necesario el reemplazo de los equipos de protección, puede contemplarla instalación de un sistema completo de control de subestación SAS, el cual trae consigtodos los beneficios tratados en 10.7, justificando el costo de inversión.

Al igual que en la alternativa de modernización del sistema de control convencional,instalación de un sistema SAS, requiere una gran interacción con los sistemas de control protección existentes. Sin embargo, la instalación del SAS es menos complicada, pues

general, se hace mediante el reemplazo completo de los tableros de control y protección.



a) Cables de baja tensión : son cables diseñados para llevar la alimentación a los diferentes

equipos de la subestación en una tensión inferior a 1000 V.

b) Cables de control:

son los cables utilizados para conducir niveles de corrienterelativamente bajos o para cambios de estado de operación de los diferentes equipos de la

subestación . También se consideran dentro de esta categoría los cables para los circuitos

de corriente y tensión de los transformadores de instrumentación, ya que estos son usados

para funciones de protección y medida.

c) Cables de instrumentación: son los cables usados para transmitir señales variables de

corriente y tensión de bajo nivel o para transmitir información codificada (digital). Se

consideran dentro de esta categoría los cables compuestos de pares trenzados para redes

de sistemas supervisorios, para la conexión de termocuplas y resistencias variables con la

temperatura.

d) Cables de fibra óptica: son cables usados para transmitir información codificada (digital)

a alta velocidad con una alta inmunidad a la interferencia electromagnética y con

capacidad de transmisión a través de largas distancias.

Los niveles relativamente bajos requeridos para operar los sistemas modernos de control,

requieren un planeamiento detallado del cableado para evitar la interferencia electromagnética

EMI, generalmente debida a corrientes de cortocircuito en el sistema de potencia, a campos de

alta frecuencia producidos por la operación de los equipos del patio y a influencias por

descargas atmosféricas.

A continuación se enumeran algunas recomendaciones prácticas que se deben tener en

cuenta para el diseño del cableado:

- El mejor método para reducir la interferencia en los circuitos de control, instrumentación

y comunicaciones es utilizar cables apantallados . La pantalla debe tener baja resistencia,

menor de unos pocos ohm/km.

- Apantallamiento adecuado de cables que están cerca de equipos de alta tensión,

especialmente los de transformadores de instrumentación.

- Puesta a tierra del apantallamiento en ambos extremos de los cables de control.- Puesta a tierra del apaniallamiento en un solo extremo de los cables de instrumentación.

- El sistema de puesta a tierra para las pantallas de los cables debe tener la menor

impedancia posible.

- Instalar cables apantallados tan juntos como sea posible para obtener mutuo beneficio delapantallamiento.

- Utilizar cables en configuración de conductores trenzados y pantalla para el cableado de

instrumentación y comunicaciones de voz.- Utilizar conversores electro-ópticos y cables de fibra óptica para transmitir información



SisTE I.s m oxmaa s 44

- Separar circuitos de diferentes niveles de tensión o señal en cables multiconductorseparados. No se deben llevar por el mismo multiconductor: conductores de corriente co

conductores de tensión, conductores de corriente alterna con comente continua,

conductores o circuitos de baja frecuencia, con alta frecuencia

- Todos los conductores de un circuito deben ir en el mismo cable multiconductor. Se de

evitar que un circuito con diferentes conductores vaya por d iferentes multiconductores.

- Para los circuitos de protección y medida, el neutro se pone a tierra en un sólo punto y

donde se conforma la estrella, tal como se ilustra en la Figura 10.11.

- Cuando se requieran sumatorias de corriente, como es el caso de relés diferenciales

alta impedancia (Capítulo 11), la puesta a tierra de los transformadores de corrienteefectúa únicamente en el punto en donde se efectúa la sumatoria, la cual normalmente

en los gabinetes de control y protección y no en los transformadores de corriente.

- Cuando se tienen dos interruptores por circuito y, por lo tanto, dos transformadores

corriente, la puesta a tierra del neutro de los secundarios se debe efectuar en el punto

sumatoria de corrientes, tal como se ilustra en la Figura 10.12.

- Evitar que se diseñen en paralelo las rutas de los tártaros de cables de control con

tendido de los cables de alta tensión o las rutas de los cárcamos con cables de media

alta tensión.

- Evitar posibles interferencias por el uso de fuentes de tensión comunes.

- Es preferible utilizar una configuración radial en lugar del anillo para los circuitauxiliares de distribución de corriente continua.

Tablero o

R S T qu iosco deag r u p a m i e n t o

Pl Pl Pl

Si IR 7

S2

5 1 • . . ^ l IsAequiposd e m e d i d a y

S 2 protección

s 1 IT

}S 2 .

•_• IN

• J



s C.ePKLO 10

R

Salida

R ¿ST

T a b l e r o o

quiosco deagrupamiento G a b i n e t e d e c o n t r o l y p r o t e c c i ó n

Pl P1 P1 r

S 7 IR1

S2

1 I S 1

S2 _S1 1T 1

S2 N i 1

P2ZP2 P2

Única puesta

Pl Pl Pl

a tierra

T a b l e r o o

quiosco d eagrupamiento

P2 P2 P2

S2 IN2

1 IR2

S2 ^ II

S 1 IS2

S2

S1 IT2

A equiposde medida y

protección



S15was De manta s 44

10.14 NORMAS Y PROYECTOS DE INVESTIGACIÓN Y DESARROLLO

10.14. 1 Normas

Las normas y recomendaciones internacionales relacionadas con los sistemas de contrde subestaciones corresponden básicamente a las publicadas por los siguientes comitésinstitutos internacionales:

- IEC, International Electrotechnical Commission

- IEEE, Institute ofElectrical and Electronics Engineers

- EPRI, Electric Power Research Institute

- CIGRÉ, International Council on Large Electric Systems

Debe ser una práctica común que el diseño, fabricación, prueba y funcionamiento de lo

equipos y el software de los SAS cumplan con las últimas normas aplicables, asociados colas características y operación de estos sistemas y equipos usados; en el siguiente listado presentan las normas aplicables válidas a la fecha de edición del presente texto.

LEC 60068 Environmental testing

- IEC 60478 Stabilized power supplies, d.c. output

- IEC 60617 Graphical symbolsfor diagrams

- IEC 60688 Electrical measuring transducers for converting a.c. electrical quantities analogue or digital signals

- IEC 60721-3 Classification of environmental conditions - Part 3: Classifteation o

environmental parameters and their severities

- IEC 60793 Opticalfibres

- IEC 60794 Optical ftb re cables

- IEC 60847 Characteristics of local area networks (LAN)

- lEC 60870-2 Telecontrol equipment and systems - Part 2: Operating conditions IE

608 70-5 Telecontrol equipment and systems - Pare 5: transmission protocols

- IEC 60870-6 Telecontrol equipment and systems - Par! 6: Telecontrol protoco

compatible with ISO standards and ITU-T recomendations

- IEC 60874 Connectorsfor optical fibres and cables

- IEC 61073 Mechanical splices and ftsion splice protectorsfor optical fibres and cables

- IEC 61131 Programmable con!rollers

- IEC 61204 Low-voltage power supplies, d.c. output

- IEC 61850 Communication networks and systems in substations

- ISO/IEC Joint Technical Committee 1: "Informaron technology" Open syste



CAPÍTULO 10

IE E E T R 1550 (UCA 2.0) EPRUUCA Utiliry Communications Architecture version 2.0.

Adicionalmente se utilizan las recomendaciones de proyectos de normalización de

sistemas de automatización de subestaciones , específicamente aquellos proyectos liderados

por EPRI , el Comité técnico TC 57 (Power svsrem control and associated communicarions)

de IEC en sus Grupos de Trabajo WG 10, 11, 12 ( Communications standards for substations).

10.14 . 2 Prot ocolos IEC 60870

Los protocolos de comunicación son las reglas que gobiernan la comunicación entre losdiferentes componentes dentro de un sistema de computadores distribuidos.

Actualmente, IEC 60870 ha normalizado las siguientes familias de protocolos:

- La serie 60870-5- La serie 60870-6

La aplicabilidad de cual familia utilizar depende del tipo de red de comunicaciónutilizada por el sistema de telecontrol y de los requerimientos para disponibilidad,confiabilidad, mantenibilidad, precisión, integridad de los datos y tiempo de transmisión.

La serie IEC 60870- 5 se ha concebido para sistemas que requieren cortos tiempos de

reacción en canales de comunicación con reducido ancho de banda , de fuertes condiciones

ambientales de interferencia electromagnética y restringido a configuraciones múltiple punto -

punto, multi punto - estrella, multi punto - línea compartida y multi punto - anillo.

El empleo de la arquitectura Enhanced Performance Architecture -EPA- que comprende

tres niveles del modelo ISO OSI, físico, enlace y aplicación.

La serie IEC 60870-6 se refiere a los protocolos de telecontrol compatibles con la ISO y

la ITU-T y especifican una serie de Telecontrol Application Service Elemenis -TASE.n-. el

cual reúne un conjunto de perfiles funcionales necesarios para telecontrol , automatización y

administración de sistemas de potencia.

A pesar de ser ampliamente utilizados, en un futuro la tendencia para los nuevos sistemas

de control SAS estará basada bajo la infraestructura de comunicaciones de la IEC 61850,descrita a continuación.

10.14.3 Proyecto UCA de la EPRI y la normalización 1 E C 6 1 8 50

Durante muchos años se ha buscado definir una infraestructura de comunicaciones parasistemas SAS que permita una integración transparente de los IED's con los dispositivos denivel superior, una infraestructura que sea independiente del suministrador y que permita quedispositivos de múltiples fabricantes puedan trabajar juntos.

Los primeros esfuerzos se dieron a comienzos de la década de 1990. cuando el EPRI(Electric Power Research Institute) lanzó un concepto conocido como arquitectura de



w

En 1994, EPRI e IEEE comenzaron a trabajar en la siguiente fase de UCA, llamaUCA 2.0, cuyo propósito era definir un protocolo para la comunicación entre los diferen

dispositivos IED's conectados a la red de estación . Paralelamente , en 1996, el Comité Técni

57 de la IEC comenzó a trabajar en la normalización IEC 61850, cuyo propósito era el mism

en el que ya trabajaba UCA 2.0.

Es así como en 1997 los dos grupos de trabajo se ponen de acuerdo para trabajar junt

en la definición de una normalización internacional que pudiera combinar el trabajo de amb

Los resultados de esta armonización son UCA 2.0, publicado en 1999 por la IEEE en

documento técnico TR1550 [IEEE TR1550 (1999) ], y la normalización IEC 618"Comunication networks and systems in substation" [IEC 61850 (2003)].

A la fecha de elaboración del presente texto , la normalización IEC 61850 no ha si

publicada en su totalidad . Se espera que para el futuro se imponga la infraestructura

comunicaciones de los sistemas SAS basada en esta normalización. Sin embargo , deberpasar varios años antes de que los precios de estos sistemas bajen y que los diferent

fabricantes produzcan, normalicen y efectúen pruebas exhaustivas de funcionamiento de tod

sus IED ' s en combinación con IED's de otros fabricantes.

Aunque presentan diferencias en terminología, la LEC 61850 contiene casi toda

especificación UCA 2.0 e incorpora funciones adicionales , como se indica más adelante.

La Figura 10.13 ilustra como fue incorporada la especificación UCA 2.0 en normalización IEC 61850.

La arquitectura típica de un sistema de automatización de subestación SAS bajo normalización IEC 61850 corresponde a la misma presentada en la Figura 10.7, con lsiguientes características:

La solución para los perfiles de las comunicaciones en subestaciones se basa en norm

existentes, las cuales incluyen especificaciones de elaboración de mensa

(Manufacturing Messaging Specification - MMS), como el servicio de mensajes en

aplicación de niveles, y Ethemet como vínculo de datos y niveles físicos dado su domin

del mercado, abundancia y bajo costo de los dispositivos o hardware de comunicació

MMS es una norma ]SO 9506 (2003) usada para la definición del lenguaje, servicios

semántica en IEC 61850, pretendiendo eliminar al máximo la necesidad de utilizgateways y alcanzar la máxima interconectividad con los IED's al mínimo costo.

Introducción de la red de proceso [WEC 61850-9-1 (2003)], la cual es una alternativa qu

reemplaza por una red de comunicaciones el cableado convencional entre equipos

patio y los IED's de campo (Figura 10.7).

La red de proceso involucra equipos de maniobra manejados a través de IED's en sugabinetes de mando y el uso de transformadores de instrumentación inteligentes, talecomo transformadores de corriente y tensión electrónicos [Ibero y Nogueiras (2000)], n

convencionales (Numeral 8.8, Capítulo 8) o bobinas de Rogowski [Kojovic, BishopSkendzic (2003)], que estén en capacidad de transmitir los datos sobre la red de proces



s CAPITULO 10

como atranques de recierre, bloqueos, arranques falla interruptor, etc.) por

comunicaciones a través de la red de estación y la red de proceso (esta última en el casode una arquitectura basada en IEC 61850-9). Una vez detectado un evento, los [ED'senvían una múltiple transmisión para notificar del evento a los IED

' s que tienenregistrados para recibir la información.

Introducción de modelos de objetos (UCA) o nodos lógicos (IEC) que definen formatos

de datos comunes, identificadores y controles para IED's. Como cada fabricante de IED's

tiene su propio programa de configuración, para la comunicación a través del protocoloIEC 61850, cada IED debe poseer una archivo descriptivo en formato XML (ExtensiveMarkup Language) el cual posee muchas de las mismas características del formatoHTML de páginas web, pero con el importante distintivo de que no sólo presenta losdatos almacenados en el IED, sino que también provee instrucciones de cómo los datos

dentro de él deben ser interpretados.

G O M S F EModelos de objetos gené ricos para

subestaciones y equipos de alimentación

Gener~.MI~t..1end ieaa, eee,pmen1

Modelos de dispositivos

o o ' n n a d a s

Deliniciones de clasescomunes

C o m m o n c m a e e u m n o n s

Tipos de datos estándar ycomponentes comunes^ndard 1 hpeo uM mnmon

w e

Modelo de servicio deaplicaciones comunes

common dppfraeon re n ♦MB IWÂSMI

U C A 2 .0

Nodo lógico compatible yobjetos de dalos Parte

coeaeeae eginimm ero da o ó i a c s s 7d

Clases de datos ,.un., yatributos P arte

e

L ^mmo^daê newseô en 7-3

Interfaz de servicios decomunicaciones abstractas Pale

aenren cammunômevrv^ce mMda® 7- 2IAL511

Direccionamiento para MMS

Mappng ro MM5

veles batosI Parte

8-tL ~

61850-x-y

Figura 10.13- Incorporación de UCA 2. 0 en la IEC 61850



Si~ oE

- Introducción de la red de proceso

- Definición de la prueba de conformidad

- Definición de requerimientos generales de los dispositivos- Definición de requerimientos de comunicaciones

- Lenguaje de ingeniería basado en XML.

Es importante anotar que, aunque el propósito principal de la normalización IEC 61850

la comunicación al interior de la subestación, también es aplicable a otros niveles comunicación tales como:

- Intercambio d e información entre sube staciones

- Intercambio de información entre subestaciones y centros de control- Intercambio de información entre plantas de generación y centros de control

- Intercambio de información entre equipos distribuidos de automatización

- Intercambio de información para medida.

10.14 . 4 CIGRÉ

En la normalización de los sistemas de comunicación para sistemas de potenc

extractada del comité 35 de la CIGRÉ, sobresalen los requerimientos SCADA tradicionales.Básicamente, los requerimientos para el despacho y control remoto de carga establec

tradicionalmente los siguientes aspectos:

- Teleindicación

- Telemedida y teleconteo

- Telecomandos

- Comandos de preajuste o ser point

- Sincronización de señales.Los requerimientos de comunicación para sistemas SCADA son expresados en términ

de la confiabilidad y el retardo en la transmisión de información.

Para asegurar los requerimientos de confiabilidad de la comunicación se emplemedidas como: códigos redundantes de transmisión, sistemas de detección de errores de al

desempeño y retransmisión automática sobre la detección de un error de información.

Los retardos de transmisión dependen de la importancia de la información patelecontrol, estos retardos de transmisión para un cambio de un estado son especificad

generalmente entre 1 s y 5 s, dependiendo de la aplicación.La seguridad del telecontrol es determinada por los protocolos utilizados para detec



448 s CAP trJLO 10

incremento en las necesidades de transferencia de información como archivos de datos y basesde datos, programas y datos de prueba.

La naturaleza de las redes de telecomunicación utilizadas para telecontrol también estácambiando, debido a que se requiere una mayor transferencia de datos para la comunicacióncon las UTR.

En general, es necesario, para los sistemas de telecontrol, que las redes sean compatiblescon el modelo ISO OS1, para así suministrar una transferencia de datos transparente, confiable

y eficiente para estas aplicaciones.



Capítulo 11SISTEMAS DE PROTECCIÓN

11.1 INTRODUCCIÓN

En este Capítulo se presenta una guía para la aplicación de sistemas de protección e

subestaciones de alta y extra alta tensión . Todo el análisis será realizado bajo puntos de vist

técnicos y a la vez mencionando aspectos económicos que actualmente deben considerars

en mercados abiertos a la libre competencia.

Los esquemas de protección pueden variar de sistema a sistema, de acuerdo con lo

niveles de tensión , impo rtancia de la instalación y prácticas de la emp resa de transmisiónLos esquema s y criterios de aplicación que se exponen son reco mend aciones basadas e

publicaciones internacionales de la CIGRE (1987 y 1999) y en la experiencia obtenidatravés de la espec ificación , com pra, puesta en servicio y estudios de operación en sistemade 230 kV y 500 kV.

Los sistemas de protección se clasifican de acuerdo con el equipo principal qu

protegen : transformadores de potencia , reactores , condensadores , barrajes y líneas

Por tratarse de aplicaciones prácticas , no se d escribirá en detalle el funcionamiento estructura interna de los relés de protección [ Ramírez ( 1987), Westinghouse (1976) y GE

(1987)].

11.2 DEFIN IC IONES

Confiabilidad : probabilidad de no tener disparo incorrecto.

Fiabilidad : probabilidad de no tener omisión de disparo.

Seguridad : probabilidad de no tener una operación indeseada. La seguridad tiende a seafín con la estabilidad y la selectividad pero compromete la fiabilidad.

11.3 CONCEPTOS GENERALES



Esto sólo se puede conseguir cubriendo de una manera ininterrumpida los sistemas depotencia mediante el uso de esquemas de protección y relés que hayan sido diseñados con la

atención requerida, de tal forma que se remueva del servicio algún elemento del sistema

cuando sufre un cortocircuito o cuando empieza a operar de manera anormal. Lasprotecciones trabajan en asocio con los interruptores los cuales desconectan el equipo luegode la "orden" del relé. Por esto, frecuentemente se involucra el interruptor como parte delsistema de protecciones.

Otra función importante de los sistemas de protección consiste en proveer la mayorinformación posible sobre el evento: fecha y hora (frecuentemente con precisión de ± 1 ms),

localización, tipo de falla, variables involucradas y su magnitud, y tiempos de operación de

los mismos relés y de los interruptores. Su importancia radica en aportar los datos paraestimar las causas, si existió la falla o se trata de un disparo erróneo, si es temporal odefinitiva y si se reconecta o no el equipo desconectado antes de hacer más pruebas.

11.3.2 Fallas

Un evento no planeado puede ocurrir en cualquier sistema de potencia. Es imposible

diseñar económicamente un sistema libre de fallas. Las principales causas de las fallas varían

de sistema a sistema y entre niveles de tensión.

11.3.2.1 Fallas propias al sistema de potencia

Son fallas que involucran un equipo primario (transformador, línea, etc . ) y que requierensu desconexión, ya que tienen asociada una condición anormal como una sobrecorriente,sobre o baja tensión o frecuenc ia.

sistemas de potencia

S e r i e

D e r i v a c i ó n

Tnfásica

Tipo fase - fase Mpo fase - Berra Baásiw

Tnfásica Trtlásica Monofasica

Bifásica Bilisica

Monofásica



SISTEMAS DE PROTECCIÓN • 45

Las m ás com unes se suelen clasificar , como se muestra en la Figura I I.1, en:

a) Fallas en paralelo o derivación : com únm ente un cortocircuito a tierra o entre fase(Figura 11.2).

b) Fallas en serie : apertura de la conexión , polo abierto de un interruptor o ruptura d

conductor de fase ( Figura 11.3).

Figura 11.3- Falla en serie

Figura 11.2 -Falla en derivación



1 1

- M ás del 75 % de las fallas son en las líneas y cables

- Menos del 15% ocurren en transformadores de potencia y reactores en derivación

- Las fallas en barras pueden aparecer hasta en un 7%- Más de un 3% se puede asociar a condensado res serie o en derivación.

Una distribución típica de fallas tipo derivación en un sistema de alta tensión puede sercomo sigue:

- Fallas monofásicas, 72% generalmente causadas por rayos

- Fallas bifásicas, 22% muy comunes en zonas contaminadas

- Fallas trifásicas, 6% aparecen e ntre otras con el uso de equipos trifásicos.

En extra alta tensión (EAT), especialmente en este último sistema , las fallas trifásicas

prácticamente no existen.

11.3.2. 2 Fallas ajenas al sistema d e potencia

Son disparos no deseados y que ocurren en ausencia de una falla propia del sistema depotencia, es decir, que antes del disparo no había condiciones anormales de corriente,tensión, etc . Sus causas principales son fallas en el cableado o en los elementos secundarios(relés, indicadores, etc.), ajustes indebidos o e rrores hum anos.

Se asocian m ás fallas de este tipo a los transformad ores de potencia y a los reactores quea las líneas , debido a que las protecciones mecánicas operan algunas veces aún sin existirfalla real en el equipo.

11.3.2 . 3 Causas y responsabil idad ante las fallas

En los mercados abiertos de transmisión y generación es cada vez más preocupante ¡aresponsabilidad ante las fallas que aparecen en las instalaciones , sobre todo las que causan

interrupciones e indisponibilidades mayores de tres minutos y por esto resulta importanteestablecer la raíz de una falla. Bajo el punto de vista de responsabilidad se pueden clasificar

así:

- Fallas o perturbaciones esperadas: ¡as causadas por la naturaleza como las descargas

atmosféricas o ciertos tipos de animales en lineas de transmisión ; sobrecargas y

sobretensiones con magnitudes y duraciones no superiores a los valores asignados de los

equipos. Contra estas no sería rentable protegerse al 100% y se puede convivir con algún

riesgo. Por ejemplo, se acostumbra diseñar las líneas contra rayos con un parámetro de 3

salidas por 100 km por año. No se esperan daños en las instalaciones gracias a la

adecuada operación de los sistemas de protección y control y a la adecuada selección de

los equipos.



SrsrE us ce PROTEC4óN s 453

- Fallas originadas por el diseño: equipos o instalaciones mal seleccionados, ausencia dpararrayos o insuficientes sistemas de protección, de puesta a tierra o deapantallamiento. El propietario debe prevenirlas aplicando adecuadamente las norma

internacionales y realizando interventorias de diseño.- Fallas originadas en la fabricación o transporte: por el uso d e m ateriales de m ala calidad

o su mal manejo, ambientes inadecuados, insuficiencias en el control de calidad defectos de diseño. Normalmente se detectan con las pruebas tipo, de rutina y de puest

en servicio. Generalmente el fabricante ofrece garantías desde 1 a 5 años segúrequerimientos del cliente.

- Fallas causadas por la construcción y el montaje: las más comunes aparecen con el us

inadecuado de herramientas, conectores, cables y con el maltrato a los equipos; siembargo, son las más notorias y normalmente se detectan con las pruebas de puesta e

servicio y de post-energización. Se busca evitarlas con las interventorías de construccióy montaje.

- Fallas en la operación o en el mantenimiento predictivo: ocurren al permitir sobrecargao sobretensiones excesivamente prolongadas o repetitivas; se minimiza su riesgo con u

sistema de protecciones debidamente seleccionado y ajustado; sin embargo, si laexigencias son frecuentes, el envejecimiento de los equipos se acelera. Por esto soimportantes los mantenimientos predictivos que permitan conocer la evolución de lo

equipos.

- Fallas en el mantenimiento preventivo: ocasionadas durante la conservación sostenimiento en instalaciones convencionales con altos grados de contaminacióam biental o en zonas con vegetación.

- Disparos indeseado s causados por los errores humano s.

Para poder explicar una u otra causa se vuelve cada vez más importante realizar unadecuada gestión de la información de todos los equipos desde su diseño hasta sumantenimiento (hoja de vida).

Por lo anterior, tiene especial relevancia el uso de sistemas de gestión de proteccione

con funciones de consulta remota, registros de eventos (cuando se apagaron y reiniciaron lo

relés, cuando se intervienen sus ajustes, etc.), registros de fallas (disparos y alarmas) osciloperturbografía (ondas de corriente y tensión durante eventos de falla, al menos co

ocho muestras por ciclo). Toda la gestión de la información se facilita cuando seinterconectan los relés en redes de comunicación serial y se enlazan a un centro de gestión

remoto (Figura 11.4).

11.3.3 Sistemas ab solutamente o relativamente selectivos

Los sistemas de protección normalmente se dividen en dos grupos con respecto a s



s CAPITULO 11

+R1 +R2 +R3

-F21P -F21P Gestión

° II ° I Q

remota

F21S -21SII

I Ic o-U 1 comuncacionesr ° II n v e r s o s

I IR S 4 85 /F O

ModemR S 4 8 5 I I

I I I I

j- U 3

I I I I RR S 232 FO

I I I RS232 1

nGestión local

Gabinete de Gabinete de I Gabinete deprotección protecció n protecció n

línea L1 II l ínea L2 I linea L3 1 1L____J

Figura 11.4 - Red de gestión de protecciones

Cub re fallasin ternas

No cubre

Cubre fal las

internas y

externas con

d i f e r e n t e s

tiempos



Slsrrnns oe

11.3.4 Requerimientos d e protecció n

11.3.4. 1 Estabilidad del sistema de potencia y velocidad de aclaración de fallas

Normalmente los sistemas están diseñados de tal forma que una o varias líneastransmisión puedan perderse sin que ocurra ningún apagón importante, siempre y cuando

desconecte el elemento fallado en un tiempo oportuno; de lo contrario, el desbalance energía se hace tan pronunciado en los generadores que se hace imposible recuperar sincronismo, lo que equivale a pérdida de la estabilidad y, dependiendo del sistema, puecausar un apagón extensivo.

Por lo tanto, las exigencias mayores en cuanto a selectividad y rapidez de disparo refieren a fallas cercanas a los centros de ge neración.

Los tiempos mínimos requeridos para la aclaración de fallas por razones de estabilidpueden estar entre 120 ms y 400 ms. Tiempos iguales o menores de 100 ms se logrfácilmente en alta y extra alta tensión considerando: interruptores de 40 ms (2,5 cicloprotecciones de 40 ms y tiempos de envío y recibo de las señales de teleprotección hasta 20 ms.

La alternativa a los disparos rápidos por requerimientos de estabilidad es la de constr

líneas de transmisión adicionales. Esto es mucho más costoso que tener un sistema protección completo y adecuado, especialmente si existen restricciones de servidumbre áreas urbanas) o de impacto ambiental para la construcción de nuevas líneas.

En el pasado, las protecciones más veloces, con tiempos de operación menores d15 ms, comprometían su selectividad y disparaban innecesariamente bajo ciertas fallas; c

los relés numéricos la selectividad ha mejorado aunque no siempre los tiempos están pdebajo de 40 ms; sin embargo, en la gran mayoría de los casos no importa ya que sigucum pliendo con los requerimientos desde e l punto de vista de estabilidad.

11.3.4 . 2 Seguridad , selectividad y estabi l idad

Se entiende por seguridad de la protección la probabilidad de no tener un dispaindeseado.

Un disparo indeseado puede ocurrir espontáneamente, por ejemplo si un componente dsistema de protección falla o existe un mal ajuste. Normalmente un buen sistematransmisión debe ser capaz de soportar al menos un disparo indeseado.

Es aún más severo un disparo indeseado en una línea adyacente a la línea fallada. E

condición es denominada disparo no selectivo. Es muy importante que el sistema protección opere selectivamente. Esto significa que solamente la parte fallada debe desconectada y la parte sana debe permanecer en operación.

El concepto de estabilidad de los sistemas de protección, frecuentemente usado

protecciones diferenciales, se aplica para indicar que la protección no debe disparar cuanocurre una falla externa, o sea fuera de su zona de protección.



456 s CAPtrULO 11

protección o del interruptor y usualmente lleva a problemas de estabilidad y apagones.

Seguramente el daño en los equipos será de consideración por lo prolongado de la

perm anencia de la falla, por lo cual es normal que se tomen las m edidas adecuadas paraevitarlo ( Figura 11.6).

Con iabiiidad

Fiabilidad J Seguridad

Alta f iabi l ida d y afta seguridad significan afta confiabilidad

Incremento de fiabilidad Incremento de seguridad

1rrFigura 11.6 - Relación entre operación incorrecta y confiabilidad

11.3.4.4 Confabilidad

Se entiende por confiabilidad de la protección la probabilidad de que sea segura y

fiable ; es decir, la probabilidad de no tener una operación incorrecta . Generalmente hay un

compromiso entre la seguridad y la fiabilidad : el número de disparos indeseados se

incrementa con aumentos de fiabilidad y el número de omisiones de disparo se incrementa

cuando aumenta la seguridad ( Figura 1 1.6).



SISTEMAS DE

11.34.5 R elació n entre el sistema d e potencia y las protecciones

La filosofía utilizada para el despeje de fallas varía según la form a en la cual el sistemde potencia es planeado y disefiado y según el equipo de potencia . Los sistemas de potenpueden, desde el punto de vista de confiabilidad , ser clasificados en redes con yredundancia.

En una red redundante o emnallada , un solo enlace puede ser abierto durante condicion

normales de operación sin consecuencias para el usuario . Esto significa que duran

operación normal, la seguridad es de menor interés en una red redundante . Una repent

operación incorrecta e instantánea por un disparo indeseado de la protección no tie

normalmente consecuencias severas.

Sin embarg o , durante condiciones de falla en un sistema redundante , un dispa

indeseado de un enlace no fallado ( no - selectividad ) ocasionará la pérdida de do s enlacesno fallado y el fallado, lo que podrá causar la falla del sistema. La probabilidad de disparoincorrectos es má s alta durante condiciones de falla del sistema que du rante condicionnormales . Por esta razón , la red debe tener un cierto grado de redundanc ia que perm itapérdida simultánea de dos enlaces . Este grado de redundan cia en la mayoría de los casos es disponible durante condiciones de picos de carga, sino únicamente con cargas mediabajas.

En redes enma lladas la fiabilidad en la función de despeje de fallas debe , por lo tan

ser alta y tener una prioridad mayor que la segu ridad.En una red radial, una omisión de disparo para despejar una falla no ocasiona

norm almente consecu encias desastrosas ni averías en la operación total de la red , gracialas funciones de respaldo para d espejar fallas y a que con la falla inicial ya de todas formse ha interrum pido la interconexión o enlace . Un disparo indeseado causará interrupciónusuario, tanto en operación normal como en condiciones de falla del sistema . Un dispaindeseado puede ocasionar pérdidas de generación , pero esto es de meno r importancia pala operación de la red siempre y cuando se cuente con generación de reserva.

Generalmente , las redes radiales no tienen redundancia o tienen una redundancia m ubaja para la pérdida de líneas y transformadores y una redundancia alta por pérdidas generación . Por lo tanto , para p rotección de líneas y transform adores en redes rad iales,seguridad no debe ser despreciada. La fiabilidad obviamente debe ser alta, pero no debe sfavorecida a expensas de la seguridad . La fiabilidad y la seguridad deben ser balanceadas una red radial y en redes sin o con un bajo grado de redundancia.

En barrajes no redundantes , el disparo de una barra , bien sea indeseado o por una fa

en la barra, resulta en una separación de todos los enlaces conectados a la barra. Tal dispaocasionará un "hueco" en la red y un fuerte disturbio de operación. Las fallas en barr

siempre pueden ser aclaradas mediante funciones de respaldo. Aquí, la fiabilidad tiemenor prioridad que la seguridad.



Debido al costo , los sistemas de protección eran más sofisticados para sistemas de

transmisión que para sistemas de distribución . Sin embargo , ahora el costo de los relés se hareducido considerablem ente y es fácil encontrar sistema s de 72.5 kV y 123 kV con las

ventajas de los esquemas de alta y extra alta tensión.

11.3.4. 6 Respaldo

La interrupción selectiva de una falla en un sistema eléctrico origina la intervención delos siguientes aparatos:

- Equipo para la m edida de la magnitud (transformadores de corriente, transformadores detensión con sus circuitos secundarios y elemen tos de protección, etc.).

- Elementos que establecen y procesan las magnitudes medidas dando respuesta según

valores predeterm inados ( relés, dispositivos de disparo, etc.).- Equipo de interrupción ( interruptores incluyendo su m ecan ism o de contro l , etc.).

- Los auxiliares correspondientes (batería y sistemas de corriente continua, compresoresde aire, etc.).

- Equipos de comunicaciones y de teleprotección.

Si uno de los elementos de la cadena falla, el sistema de protección no trabaja y la fallacontinúa hasta presentarse la destrucción de la parte afectada. Para evitar esto, la mayoría de

las compañías utilizan el sistema de protección de respaldo en el cual otro sistema deprotección y, si es del caso, otros interruptores, toman las funciones de despejar la falla. Porlo tanto, debe haber sistemas de protección e interruptores de respaldo. La cuestión delasunto es definir qué tan sofisticado debe ser el sistema de respaldo.

A los sistemas de respaldo se les asocia una temporización suficiente para que el sistema

principal opere, pero no siempre es así; como se precisa más adelante, por razones derespaldo, muchas líneas de alta y extra alta tensión tienen duplicados los sistemas deprotección, incluso operando al mismo tiempo (protección principal 1 y 2), en donde lapérdida de seguridad no es tan esencial por la existencia del recierre y las razones ya

expuestas. Sin embargo, puede no ser suficiente si el daño está en elementos comunes comopuede ser el mismo interruptor.

11.3.4. 7 Respald o remoto

En este esquema, los interruptores y las protecciones que se encuentran en lassubestaciones vecinas cumplen también funciones de respaldo. Un ejemplo típico es elrespaldo remoto para la protección de barras, realizada por la segunda zona de lasprotecciones de distancia de las líneas en las estaciones vecinas.

11.3.4. 8 Respaldo local



SISn~ ce p*O,Emán s 459

a) Respaldo local de circuito . Este esquema se caracteriza por usar un sistema d

protección en paralelo con el sistema de protección principal y es llamado tambiénsistema redunda nte . El grado de redundancia difiere de sistema a sistema dependiendo

de la filosofía utilizada para de spejar la falla.Inicialmente los sistemas de respaldo local fueron sistemas de protección muy simples

usualmente protección de sobrecorriente (de fases y residual) con prolongados tiempos

de operación . En la actualidad se han desarrollado enormemente los sistemas d

respaldo local, hasta el punto de tener las mismas funciones y características que e

sistema de protección principal, llamándose a los dos sistemas, de protección principal y principal 2, especialmente en lineas.

Dos protecciones principales idénticas, o sea que tienen el mismo principio de

operación, tendrán menor fiabilidad y mayor seguridad que cuando tienen diferentesprincipios de operación ya que siendo diferentes los relés se complementan y sedisminuirá la posibilidad de una om isión de disparo pero se suma la probabilidad de

ambos principios de tener un disparo indeseado. En forma similar ocurre utilizandoesquemas pilotos o de teleprotección iguales o diferentes para c ada relé.

Un análisis similar se puede efectuar para incrementar o disminuir el grado deseguridad, colocando los contactos de disparo de los relés de los dos esquemas enparalelo o en serie.

Utilizando tres relés conectados en dos de tres conexiones, tanto la fiabilidad como la

seguridad pueden alcanzarse simultáneamente . Tales esquemas son de hecho

considerados para líneas de extrema importancia, por ejemplo, para interconexión entre

plantas de gran capacidad (varios miles de MW) que se conectan al sistema con mu

pocas líneas de transmisión. Sin embargo, tales esquemas difícilmente son justificables

económicamente.

Como se mencionó, en redes enmalladas la fiabilidad generalmente es más favorecidaque la seguridad, por ejemplo un esquema de protección con dos relés diferentes ocomplementarios con conexión en paralelo será la mejor opción. El grado de seguridad

necesario tendrá que ser obtenido m ediante pruebas, autoverificación o m onitoreo.Por otro lado, en las redes radiales la seguridad está generalmente por encima de l

fiabilidad y, por lo tanto, el esquema a seleccionar sería el de dos protecciones idénticas,

una principal y otra de respaldo (temporizado) o dos relés con sus contactos en serie (n

muy frecuente), si la seguridad es un factor primordial.

Algunas protecciones de barras tienen dos relés conectados en serie para cumplir con

una alta seguridad. Para obtener también la alta fiabilidad requerida (en instalaciones debarrajes redundantes) puede justificarse una conexión paralela de dos protecciones de

barras.

Equipo de alta tensión, como interruptores y transformadores de instrumentación



s CAPÍTULO 11

p r i n c i p a l 2 a l a o t r a b o b i n a y a o t r o c i r c u i t o i n d e p e n d i e n t e . L a f o r m a g e n e r a l d e

c o n e x i ón d e e s t e e s q u e m a s e i l u s t r a e n l a F i g u r a 1 1 . 7 .

BD2 ^BD1

IJ

M

PP 1

R i J

S$

RD

II

LD 1

L1 1 3 2

Ma ndo

CC1

125 Vcc

-4 11FR E C 1

C C 2

PP2 PDS

PR F IE2L -

E 1 '

LF

RF

TT

Sy n

y intemlplor

a dy a c e n t e

Convenciones:

1 = I n t e r r u p t o r

TC = Transformadorde conienle

TT = Transformadorde tensión

BD = Bobina dedisparo

PP = Protecc iónprincipal

P R = P m t e c a ó n d erespaldo

F l = Protección

tallamtenuplor

PDB= Proleccl ndiferencialde barres

Syn = Verifi ación desincronismo

LD = Lógica dedisparo

LF = Lucaliradorde fallas

R F Registradorde Panas

CC = Sistema decomentecontinua



S I S T E M A S D E PROrtmóa s 461

b) Respaldo local por falla interruptor. Contra una falla de apertura del interruptor qudebió aclarar una falla del sistema de potencia, se utiliza una protección de falla de

interruptor que asegura el disparo de los interruptores adyacentes necesarios par

despejar la falla. Algunas veces, según la configuración de la subestación, es necesarienviar señales de disparo remoto a interruptores de subestaciones adyacentes para pode

lograr un despeje de falla completo.

Una descripción más detallada de este tipo de protección se incluye en un numeraposterior.

c) Respaldo local de subestación. En este esquema, el respaldo se encuentra en los otrocircuitos de la misma sub estación y, por lo tanto, no depende de l mismo c ircuito falladoUn ejemplo es el relé de sobrecorriente de un alimentador de transformador, con lorelés de sobrecorriente de los circuitos radiales. Otro lo conform a la zona de reversa ( 3 4) de los relés de distancia de las lineas, que normalmente se aplican como respaldo dla protección diferencial de barras.

11.3.4.9 Criterio de selección: falla n -1 en sistemas de protección

El criterio n- l, similar al aplicado en planeamiento de sistemas de potencia, sirve pa

dimensionar el sistema de protecciones de respaldo. Las consideraciones a seguir son la

siguientes:

- Suponer que una linea o un transformado r está fuera de servicio.

- Suponer que un cortocircuito aparece en el sistema de potencia: trifásico, bifásicomonofásico.

- Suponer que se presenta una de las siguientes fallas asociadas al sistema secundario dprotecciones: pérdida de señal desde un transformador de tensión o de comente, falla eel reté que debería disparar, falla en un circuito de corriente continua, apertura de u

circuito de disparo del interruptor o falla en este equipo para operar.

- Verificar que la falla será aclarada, sea que ocurra en cualquier parte: en una línea, enbarras o en uno de los lados de un transformad or de potencia.

- Verificar que sean aclaradas en un tiempo satisfactorio, de acuerdo con lorequerimientos de estabilidad y de soporte de los equipos.

- Adicionar protecciones principales o de respaldo hasta que todas las fallas seaaclaradas oportunamente.

Es importante, cuando se hace el análisis por primera vez, hacerlo solo con varioestados de generación, considerar si las protecciones en la salida de un transformadorequieren cambios de ajuste, si es necesario considerar fallas de alta impedancia o fallamonofásicas en sistemas no aterrizados.

11.3.4. 10 Posibilidad de mantenimiento



s CAGtrILo

por corto tiempo (horas) se acepta que la protección sea realizada por protecciones derespaldo. Por ejemplo, para efectos de esta discusión, no son necesarias dos proteccionesdiferenciales de transformador si existen protecciones de sobrecorriente en los devanados de

alta y baja tensión, com plementan do las protecciones mecánicas.

11.3.5 P rotecciones integradas o m ultifuncionales

Las protecciones integradas aparecen gracias al desarrollo de los microprocesadores.

Una sola protección puede incluir muchas funciones; incluso se pueden confundir las

funciones de protección principal y de respaldo, sin embargo no se puede abusar de la

integración ya que se pierde la redundancia cuando la falla es del hardware o del software

del relé o de sus equipos asociados.

Por lo tanto, la integración de funciones es conveniente cuando entre ellas secom plementan pa ra evitar que una falla o anom alía no sea detectada. Por ejemplo, la funciónde distancia se complementa con relés de sobrecorriente direccional de tierra (67N) paracubrir todos los tipos de fallas en líneas, incluyendo las fallas a tierra de alta impeda ncia y sepueden integrar en un solo relé; se espera que las protecciones de respaldo con losrequerimientos ya menc ionados se provean en, por lo meno s, un relé separado.

Por otra parte, la tecnología actual permite integrar las funciones de protección con lasfunciones de control: enclavarnientos de bahía, nivel de adquisición de señales y posición de

equipos, etc., en donde se pueden tener unidades redundantes e idénticas por salida, lo cualparece tener un atractivo económico, partiendo del hecho de que no hay compromiso en los

tiempos ni en el núm ero de contactos de operación.

Un esquema comúnmente usado consiste en emplear una unidad de control confunciones de protecciones de respaldo y un relé de protección principal con funcionesmínimas de control, como por ejemplo, el comando de los interruptores. De esta manera secrea un m utuo respaldo entre los sistemas de control y protección.

Esta integración exige una conveniente capacitación y trabajo en equipo al interior de

una empresa de transmisión para evitar conflictos y perjuicios entre el personal deprotecciones y el de control. La frontera de responsabilidades se facilita cuando los relés

cuentan con diferentes niveles de acceso y sus respectivas claves de seguridad.

11.3.6 Evaluación económica

Un co nocim iento exacto de los riesgos de falla es la condición previa para la con cepciónde un dispositivo de protección económicam ente rentable y técnicamen te óptimo.

Conociendo las estadísticas de los daños en los años precedentes, es posible obtener las

indisponibilidades promedio por unidad de tiempo (año), las cuales permiten cifrar el riesgo



SISTER*S DE

En la actualidad , las estadísticas facilitan el cálculo de la proba bilidad de las fallas parcada parte de una instalación eléctrica; por ejemplo, para redes alemanas a 2 20 kV se calculque el núm ero de fallas varía entre 0,2 y 1 salidas - año por cada 100 km de línea , mientr

que en países de América Latina puede ser 5 ó 10 veces mayor y, en algunos casoparticulares, mucho mayor.

E n e l c á l c u l o d e l p r e c i o d e u n d i s p o s i t i v o d e p r o t e cc i ó n , n o s ó l o h a y q u e t e n e r e

c u e n t a e l p r e c i o d e c o m p r a d e l p r o p i o r e l é , t a m b i é n s e d e b e t e n e r e n c u e n t a e l p r e c i

p r o p o r c i o n a l de todos los apara tos as ociados al mismo ( t r a n s f o r m a d o r e s d

i n s t r u m e n t a c i ó n , b a t e r í a , e t c . ) . L a p r o p o r c i ó n d e p e n d e d e s u u t i l i z a c i ó n e n l a p r o t e c c i ó

c o n s i d e r a d a y d e l o s g a s t o s d e e x p l o t a c i ó n ( mantenimiento , c o n t r o l e s p e r i ó d i c o s

d i s p a r o s i n d e s e a d o s e v e n t u a l e s p r o v o c a d o s p o r l a p r o t e c c i ó n y q u e d a n l u g a r a f a l t a d

e n e r g í a ) .Si se com para ah ora el valor total del riesgo para una instalación con la prim a (cost

total del dispositivo de protección ), hay qu e examinar de cerca el factor duración de la falles decir, el tiempo de disparo de la protección . Es m uy posible que una protección mácostosa pero con un tiemp o de disparo más corto, reduzca e l riesgo de dañ os en los equipodel sistema de forma tal qu e resulte finalmente la solución má s económica.

Si no se quieren emprender investigaciones detalladas se puede asum ir con un alto gradde acierto que, debido al bajo costo de las protecciones moderna s, no vale la pena c orre

riesgos. Algunos fabricantes ofrecen más funciones por un valor mayor mientras que otrofabricantes incluyen por defecto en sus relés todas sus po sibilidades . Se recomienda en todcaso especificar desde el principio todas las características deseadas ya que cu alquier adicióposterior , abre la puerta a reclamaciones.

11.3.7 Especif icación

Comprar una protección implica , por lo menos , especificarla indicando como mínimlas siguientes características de acuerd o con las previsiones de la instalación (los valore

entre paréntesis son ejemplos):- Equipo destinado a proteger : línea, transformador, etc.

- Características de operación ( por sobrecorr iente seleccionable , inversa, extremadam eninversa, etc.)

- Otras funciones incluidas ( diferencial, etc.)

- Tensión de alimentación 125 Vcc ( tendencia americana ) o 1 10 Vcc (tendencia europea

- Tipo: numérico

- Corriente asignada de entrada: 16 5 A



464s CAPÍTULO 11

- Número de contactos para señalización y control, programables (20)

- Mínimo número de grupos de ajustes (3)

- Puerto d e a cceso frontal (1)- Puertos de acce so po sterior (2)

- Protocolo para integración al sistema de control (IEC 60870-5-3)

- Protocolo para el sistema de gestión (IEC 60870-5-1)

- Registro de eventos, de fallas y osciloperturbografía (si reemplazan los registradores defalla se deben indicar parámetros mínimos como frecuencia de muestreo, umbrales deactivación, canales y tiempos de pre y po stfalla)

- Mo nitoreo co nt inuo y co ntacto de señal ización (sí)

- Incluye todo los programas de supervisión y análisis de fallas (sí)

- Incluye bloques de prueba (detallar el tipo deseado)

- Montaje (tipofush para rack de 19").

El proveedor debe confirmar esta información y, por lo menos, indicar marca, modelo,referencia, país de origen, y consumos en reposo y en operación de la alimentación y de los

circuitos de tensión y corriente.

11.3.8 Tendencias

11.3.8 . 1 Relés ad aptativos

Son relés que de manera automática cambian sus ajustes, de acuerdo con la

configuración del sistema, con el fin de obtener el mejor desempeño posible en caso de unafalla.

El caso más simple lo conforman los relés que poseen varios grupos de ajuste y en loscuales se habilita uno de los grupos dependiendo de la posición de uno o algunos contactosde entrada que reproducen el estado de un equipo externo.

Una aplicación concreta puede ser el relé de recierre de un circuito que no permita elintento de recierre trifásico cuando el circuito paralelo esté por fuera de servicio.

11.3.8 . 2 Relés b asad os en redes neuronales

Contrario a lo que se piensa . los relés con algoritmos basados en redes neuronales

están orientados a simplificar el procesamiento . Mediante las ecuaciones generales de



SLSIER.s DE

11.4 P R O T E C C I Ó N D E T R A N S F O R M A D O R E S

11.4.1 Consideraciones generalesLos transform adores se clasifican según su u bicación en el sistema de p otencia, esto es:

transformadores de generadores ( step -up) , transformadores de distribucióntransformadores de transm isión o del sistema , estos último s para transformaciones entrredes.

Pueden ser bancos monofásicos o unidades trifásicas , autotransfornutdorestransformadores de devanado com pleto y su diseño en términos generales puede ser tiposhell (tendencia originada en Estados U nidos ) o tipo core ( tendencia europea ), lo cual afect

la forma en la que se prod ucen los esfuerzos dinám icos cuando ocurren los cortocircuitostamb ién el tipo de núcleo afecta el contenido de arm ónicos durante las energizaciones.

Sin embargo , en términos prácticos y gracias a las protecciones numéricas, poco afectaestas variantes la selección del sistema de pr otecciones y, con las posibilidades de a justefácilmen te se acoplan las funciones del relé al tipo de con exión ( delta o Y). El núm ero ddevanados generalmente sí tiene incidencia en el costo.

El esquema general de protección se ilustra en la Figura 1 1 . 8. Otro relé com plementarique se u tiliza con frecuencia en transformadores impo rtantes cubre la protección diferencia

residual e incluso relés de impedancia.

Y

51/51N 131>

P

51/51N

31>

/1>

- - - - - - - - - - - -B6

49 7 1 & 3B 63p

I I I

31d>



11

11.4.2 Tipos de fa llas

Las estadísticas de la WEE desde 1975 hasta 1982, en un universo de 1127

transformadores, reflejan la siguiente distribución de las fallas en los transformadores depotencia aplicados en sistemas de transmisión:

- Fal las en los devan ado s: 51%

- Fallas en el cam biador de tomas: 19%

- Fallas en los bujes: 9%

- Fallas en las cajas de conexión: 6%

- Fallas en el núcleo: 2%

- Fallas misceláneas: 13% .

Una situación particular es que las fallas entre espiras en los devanados producen una

comente menor del 10% de la corriente nominal; la máxima corriente de falla normalmente

se produce co n la falla del buje de alta tensión. Las tasas de fallas anuales oscilan entre el 1%y el 4% . presentándose un incremento entre mayo res sean los niveles de tensión.

Con má s detalle, el sistema de protección deb e cubrir las siguientes fallas:

- Cortocircuitos internos a tierra entre fases

- Cortocircuitos externos a tierra o entre fases- Fallas entre espiras

- Limitar las corrientes de fallas pasantes, es decir, fallas en un nivel de tensiónalimentadas desde la genera ción del otro nivel de tensión

- Limitar la temperatura del aceite al máximo permitido

- Limitar el punto más ca liente de los devanados al máxim o permitido

- Prevenir ruptura del tanque del transform ador durante fallas internas

- Con siderar las fa l las del equipo de m aniobra

- Limitar la sobreexcitación del núcleo del transformador.

11.4.3 Esquema d e protección

La protección más comúnmente utilizada para proteger transformadores de potencia esla diferencial del tipo porcentual ( 87T). Sus características son:

- Su zona de protección cubre hasta los transformadores de corriente (TC"s) que la

alimentan



SISTEMAS oE

- Confiable; los disparos generalm ente corresponden a fallas del propio transformador,excepto cuando ha sido mal conectada o ajustada , lo cual sucede con m ucha frecuenciadurante su pu esta en servicio.

- Si es el único relé, no se puede someter a mantenimiento con el transformador

energizado

- Protege pa rcialmente contra la sobreexcitación : lo hace para valores muy elevados

- No cu bre contra daños térm icos por fallas pasantes , ni sirve de respaldo

- No detecta cortocircuitos internos de baja corriente (cercanos al neutro)

- No cubre fallas entre pequeñas porciones de espiras

- No protege contra elevaciones de temperatura, ni ruptura del tanque ni fallas de

interruptor.Como se observa, la protección diferencial cumple una función de protección muy

conveniente pero se debe combinar con protecciones mecánicas y otras proteccioneeléctricas que normalmente son protecciones de sobrecorriente de alta tensión

sobrecorriente de baja tensión , e incluso en algunos países, acostumbran usar protecciones de

distancia para protección de los transformadores.

Ya que los relés diferenciales numéricos proveen funciones de sobrecorriente de alta ybaja tensión , existe un mejor cubrimiento ; sin embargo , estas funciones complemen tarias sdeben dejar como respaldo de relés de sobrecorriente independientes con el fin de no reduci

la confiabilidad del sistema de protecciones eléctricas y permitir las pruebas demantenimiento de los relés.

Cuando los transformadores son energizados se produce la corriente de magnetización

inicial (inrush ) , la cual aparecerá como una corriente diferencial en el relé haciendo que la

protección diferencial opere. La corriente de magnetización inicial está compuesta pomuchas armónicas, siendo la segunda armónica la más significativa. Es así como laprotección diferencial se bloquea con presencia de la segunda armónica en el momento de la

energización y así evita un disparo indeseado. También se usan filtros de la componentcontinua.

Igualmente , cuando el núcleo está sobreexcitado porque la tensión del sistema es alta y

su frecuencia baja (V/Hz), aparece una corriente diferencial con un gran contenido dequinto armónico. Para evitar disparos innecesarios en niveles tolerables, la protección sedebe bloquear en presencia de esta componente.

Cuando se tienen transformadores con los devanados en una conexión estrella-delta esnecesario compensar en la protección diferencial el desfase que este tipo de conexión

introduce. También por la conexión de transformadores de corriente de diferente relaciónentre devanados que no se compensan suficientemente por la relación del transformador de

potencia . La componente de secuencia cero también debe ser eliminada para evitar laoperación instantánea del relé por fallas monofásicas externas.



11

Ad icionalm ente se tienen las protecciones propias del transformador, com o la térmica (49)para sobrecargas , la Buchholz (63B , opera atrapando el gas que resulta de alguna anom alía)y de presión ( 63P , válvula de alivio de presión) p ara fallas internas, el nivel de aceite (71 )para detectar pérdidas de aceite, etc.

Cuando se tienen autotransformadores con el terciario no cargable no es necesario

involucrarlo en la pro tección diferencial , ésta puede ser del tipo alta imp edancia conectadaen transformadores de corriente con la m isma relación; ubicados en los term inales de losdevanados serie y com ún y en el term inal del neutro (antes del punto de form ación de laestrella). El terciario se protege aterrizando un a punta de la delta y colocando un relé desobrecorriente en la conexión a tierra, tal como se ilustra en la Figura 11.9a . Cuando elterciario es cargable , es necesario incluirlo en la zo na de protección de la diferencial y por lotanto se deben utilizar relés diferenciales del tipo porcentual , involucrando los

transformadores de corriente de dicho devanado , com o cualquier transformador de tresdevanados; la Figura 11 . 9b ilustra un esquema típico para esta conexión diferencial

[ Westinghouse (1976)].

49

r

51/51N 7 71

3f> _1•L _ _ >

^ fi3B

63P

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SON

51/51NIl»

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^. ^ IL>

97r

3fd>

I I I IJ

0

Bloqueo--------------------

---------------------A fortnadón de la delta



5 1 s T e t w s c e PROltmÓN s 469

Be.rrdeconforma ción de L. de l taen banco de a NOt rans io rmadores

3!m monofas i cos

'2 11}H31>

4 9 62P

Transformador 9> D>51151N Z 1 g zag de

pueda a barre

3!>

7 1

rd, » Protección diferencialresidual

31> I - 31>

31d>

Nota : Com o a l te rna t iva se puede conectar e l transfo rmad or zigzag en el barra je de d istribuc ión de la fuente en delta.

Figura 11 . 9b - Protección de terciario de autotransfonnador y transformador zigzag

Los relés diferenciales mencionados anteriormente conforman lo que se llama la



CAPtULO 11

transformador o autotransform ador y cada patio de conexión , tal como se ilustra en l

Figura 1 I.10b.

87H

3ld> .I

PI

,

87C

3d>

e 7 x

3!d>

C = Corta • Puede ser en estrella si al rolé

H = Lado alta tensióncompensa el deslace

X = Lado baja tensión

Figura 11.10t i -Protección diferencial corta porcentual más dos diferenciales de alta Impedancia

Tal com o se observa en las figuras de protección de transformado res , todas las órdenede disparo de los diferentes relés de protección van a los interruptores a través de un relé ddisparo y bloqueo ( 86). Este relé, como su nombre lo indica, dispara los interruptore

e = Corta • Pued e ser en estrella si el reté

L = L arga compense el desfase

Figura 11 . 10 a - Protección conexión y transformado r con dos diferenciales porcentuales



SISTEMAS oe PROT=ÓN s 471

interna en el transform ador , se enviará ( adicionalmente a la señal de disparo) una señal dbloqueo qu e impida el cierre del interruptor, tal como se ilustra en la Figura 11.11.

r--- r --

Bloqueo ( 86) a, .Im n

Sistema d e , - -telacomuniraciones

\I

_ Prolecaon d rI rBM14fOnnadOr

Figura 11 . 11 - Sistema de protección de transformador economizando elInterruptor del lado de alta tensió n

Los fabricantes presentan en sus catálogos recomendaciones de ajuste. Los principalecriterios son:

- Relé diferencia] ( 87T): normalmente los relés diferenciales porcentuales tienen un



472 s CAPtnnO 11

coordinarse con la corriente de ma gnetización inicial del transform ador ( inrush) y conlos relés del lado de baja tensión . También se encuentran en el mercado relés de

sobrecorriente con restricción de segunda arm ónica que no requieren coordinación con

la corriente de mag netización inicial . En el lado de baja tensión o de la carga, la curvadel relé se debe coordinar con los relés de la carga.

- Relé de corriente residual (5[N): ya que todos los transformadores de potencia son

cargados balanceadamente , el relé de corriente residual se puede ajustar entre el 20% y

el 40% de la corriente asignada . En el lado de alta tensión la curva de tiempo p uede serla mínim a cuando existe independencia entre las secuencias cero del lado de alta y baja(ejemplo conexión estrella, delta), mientras que en el lado de baja tensión se debecoordinar con los relés residuales de la carga.

- Relé instantáneo de sobrecorriente (50): muchas empresas no los habilitan por lacantidad de falsos disparos que han producido. Si se ajustan, se hace con los relésinstantáneos de sobrecorriente localizados en el lado fuerte y se deben ajustar 25%por encima del valor pico de la corriente máxima instantánea de falla que circula a

través del transformador, es decir, por una falla en bujes del lado opuesto. Esteajuste debe estar por encima de la corriente de magnetización inicial del

transformador.

Los transformadores con conexión zigzag utilizados para la puesta a tierra de lossistemas flotantes tienen un sistema de protección similar al ilustrado en la F igura 1 1.9b.Cuando estos transformadores se conectan dentro de la zona de protección del relédiferencial del transformador de potencia, se deben tener ciertas precauciones [Ramírez(1987)].

11.5 P R O T E C C I Ó N D E R E A C T O R E S D E D E R IV A C IÓ N

Los reactores en derivación son utilizados para regular la tensión de una red. Seconectan normalmente en las líneas de alta tensión de tal forma que compensen lageneración de reactivos. Los secos son limitados a niveles de media tensión, mientras que los

de alta y extra alta tensión son en aceite y pueden ser de dos tipos: sin núcleo o con núcleodiscontinuo o gaps.

En muchos casos , los reactores no tienen interruptores ; por lo tanto , el sistema de

protección debe, en caso de una falla en el reactor, enviar una señal de disparo directo o

teledisparo a los extremos de la línea , tal como se ilustra en la Figura 11.12.

El sistema de protección de reactores tiene similitud con el de los transformadores oautotransformadores , teniendo en cuenta las siguientes consideraciones : el relé diferencia



S i S T E W S o e mortmóN s 473

SubestaciónA

SubestaciónB

r----------------------------------------1- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

7t---------- -----

Reactor

subestación B - - - - - -

51150

31

31

IL>51 N10N

I

r 499 71

5 0BF

37» 63P 63B

67 R

L 3/ó>

Reactorsubestación A

L

Figura 11.12 - Sistema de protección de reactores

11.6 PROTECCIÓN DE BANCOS DE CONDENSADORES

En sistemas de transmisión se emplean compensaciones serie o derivación para reduci

el impacto de líneas largas ( alta reactancia inductiva ), para su stentar los niveles de tensión el suministro requerido de potencia reactiva . Su aplicación en sistemas de transmisión se h



474s CAP ÍTULO 11

In terruptor de by-pass

Fxplosor gap -sparkgap

Pararrayos ZnO

A linea A l inee

Plataforma decondensadres

LL-Sobrecarga II P r o t e c c i ó n I I Sobrecarga II Flameo I I P r o t e c c i ó n I I Sobre-

en de d e l o s a d e r e s o n a n c i a ca ma

Cierra deinleluplor



Sr51F1AS DE

11.6.1 Protecció n individual de condensad ores

Un banco de condensadores está conformado por la unión serie-paralelo d

contenedores estándar de cada fabricante que, normalmente, conforman una H. Estocontenedo res a su vez contienen uniones serie-paralelo de pequeños conden sadores.

La pro tección individual de los conden sadores se puede hacer de dos ma neras:

- Fusibles internos en cada co ntenedor, protegiendo cada uno de los elementos

- Fusibles externos protegiendo cada contenedor o grupo de contenedores.

En el primer caso, la falla de un solo elemento no produce la salida de todo econtenedor mientras que en el segundo sí, pero este último tiene la ventaja de que econtenedor fallado se ve fácilmente y protege contra fallas en los bujes y conexiones de

contenedor.

11.6.2 Protección de d esbalance

Se obtiene usando un transformador de corriente entre dos ramas idénticas del banco; a

presentarse una falla en una de ellas la corriente de desbalance activa un relé. Con estprotección se cubren:

- Detección de quem a de fusibles, internos o externos

- Detecc ión de cortocircuitos entre los bujes de los contenedores

- Detección de condensadores defectuosos

- Por las configuraciones serie-paralelo, cuando se presenta un cortocircuito, se produce

sobretensiones en los condensadores sanos; con esta protección se evita que estsituación perdure.

Normalmente se suministran con un primer nivel temporizado para dar alarma, y usegundo nivel para disparo, evitando que la sobretensión sobre los condensadores sanosupere el 10% . Sus ajustes deben considerar los umbrales naturales de desbalance para evitafalsos disparos.

11.6.3 Protección contra sobretensiones

Se emplean pararrayos de ZnO y algunos fabricantes utilizan explosores (gaps), aunquse limita su uso por las implicaciones de m antenimiento y velocidad.

Por la energía requerida, en los bancos de compensación serie se requieren bancos dvaristores y se acostumbra protegerlos con protecciones especiales que poseen un modeltérmico que permanentemente calcula la energía que disipa y que absorbe el banco dvaristores. En muchas configuraciones se emplean explosores que se activa

electrónicamente sirviendo como protección de respaldo al banco de varistores.



s CAPITULO 11

En los bancos de compensación serie se emplean protecciones contra fallas delaislamiento de la plataforma, protección por pérdida de alimentación en la plataforma, falladel interruptor de by pass y discrepancia de polos.

11.6.5 Protecció n de bancos de condensad ores en derivació n

El esquema de protección de condensadores en derivación depende en buena parte de la

forma de conexión del banco, la cual puede ser en estrella o doble estrella con neutroflotante, en estrella o doble estrella con neutro a tierra o en delta. Estos bancos generalmente

están equipados con una bobina en serie para limitar la corriente de energización, aunquedicha función puede también ser realizada por el Equipo de Mando Sincronizado (EMS),pudiéndose en estos casos prescindir de la bobina [IEEE Std C3 7.99 ( 1990 )].

11.6.5 . 1 Protección de d esbalance del banco de condensadores

La protección de desbalance en los bancos de condensadores es de gran importancia yaque detecta las asimetrías que se presentan en éstos, originadas principalmente por la quemade fusibles de los condensadores o por cortocircuitos con elementos tales como los

bastidores de sopote del banco. Como se mencionó anteriormente , el método de detección delos desbalances depende principalmente del esquema de conexión y configuración del banco.Algun os de los esquem as de conexión más utilizados son:

- Conexión en doble estrella con neutro flotante : en este esquema el banco está

compuesto por dos estrellas cuyos neutros se conectan entre sí. En la conexión de losneutros se coloca un transformador de corriente y, mediante un relé en el secundario deéste, se detecta cualquier corriente que circule por dicha conexión, la cual es originadapor el desbalance que se produzca en cualquiera de los componentes del banco. En

general, dichos relés poseen dos etapas de operación; una primera etapa para alarma yuna segunda para disparo (Figura 11.14).



Srsreuas oE moirmóu a 47

diferencia de tensión entre el neutro de la estrella y la tierra , para lo cual se coloca utransformador de tensión entre estos dos puntos . Un relé de tensión conectado en ssecundario detectará los posibles desbalances en alguna de las ram as . Para garantiz

una correcta operación , el relé debe insensibilizarse contra desbalances originados p odiferencias de tensión entre las fases del barraje al que se encu entre conectado e l bancde condensadores y sólo debe actuar ante desbalances por fallas en el banc

(Figura 11.15).

Figura 11.15 - Protección de b ancos de cond ensadores en estrella simple con neutro flotante

- Conexión en estrella simple con neutro a tierra : los desbalances producidos en lobancos que poseen este tipo de conexión se pueden detectar por la medición de lcorriente que fluya en la conexión a tierra (Figura 11.16).

L 1

L2

L3



s CAPITULO 11

Existe, además de los anteriormente mencionados, una gran variedad de esquemas para

detectar los desbalances producidos en los bancos de condensadores, algunos de los cuales se

ilustran en la Figura 11.17.

r J - zI I

Figura 11 . 17- Otros esquemas de protección de desbalance para bancos de condensadores

11.6.5.2 Protección contra sobrecarga y cortocircuito

Las sobrecargas en los bancos de condensadores son causadas principalmente por las

sobretensiones que se presentan en el sistema al cual se encuentran conectados . En general,



Slsn:wAs ce

T

Figura 11 . 18 - Protección contra sobrecarga y cortocircuito de bancos de condensadores

11.7 P R O T E C C I Ó N D E B A R R A S

Las fallas en barras son usualmente causadas por flameos en el equipo de alta tensión y p

desprendimiento de cables en la subestación . Alguna, veces las fallas son causadas cuando

equipo de puesta a tierra es maniobrado sobre las barras energizadas ( error humano).

Si no hay protección de barras , una falla en barras será despejada por la protección

las líneas en las subestaciones adyacentes en segunda zona ( 0,5 s) y la protección de respal

de los transformadores en la misma subestación requiere más o menos el mismo tiempo pardespejar la corriente de falla circulando por los transformadores.

En un sistema de transmisión, este tiempo de interrupción no es satisfactorio. Si

utiliza protección de barras , no solamente se reducirá el tiempo de interrupción , sino q

adicionalmente se mejorará el entendimiento de lo que sucede en el sistema , acelerando

toma de decisiones por parte del operador de red.

Hoy en día, casi todos los sistemas de protección de barras se basan en el principio

cantidades diferenciales . Durante operación normal la suma de todas las corrientes entran

a la barra es cero, mientras que en condiciones de falla en barras hay una corriendiferencial . El esquema de protección diferencia ] puede ser de dos tipos, alta impedancia



s CAPÍTULO 11

Cuando ocurre una falla en barras, una gran cantidad de interruptores debe ser disparadapara poder aislar del sistema la barra fallada , lo cual crea una situación muy peligrosa para lared. Por esta razón, es importante tener una configuración de subestación tal que sólo se pierda

una parte durante una falla en barras . En las Figuras 11.19 a 11 .22 se ilustran algunos esquemasfijos de configuración de subestaciones con sus respectivos sistemas de protección de barras,con esquemas que perm iten separar la barra fallada y la barra sana.

gana 2

Bar 1

si \ 52\ si\ s2 si

PL 1 I i P L 2

X =contactoauxiliar

PL= protección

de linea

St S2 $ si 52 `. .

X L - X

BTet

J 8792

31d'

Figura 11 . 19 - Protección de bares - doble barre



SmEnns oE PR~ N s 481



482 s CAPITULO 11

Figura 11 . 22 - Protección de b arras - doble interruptor

En el campo de acoplamiento de subestaciones de doble barra es necesario reservar dos

núcleos del transformador de corriente para la protección de los barrajes. En el campo de

transferencia de una subestación de barra principal y de transferencia no es necesario prevertransformador de corriente.

L T L2 L3



DE

L l L2 L3

Figura 11 .23 - Protección del anillo

Si la subestación tiene la posibilidad de conmutar un circuito de una barra a otr(configuración de doble barra), existe la necesidad de conmutar los secundarios de lo

transformadores de corriente de la protección de barras. Esta conmutación es usualment

efectuada automáticamente con la posición de los seccionadores de barra y debe diseñars

cuidadosamente, sin ninguna interrupción en el circuito. Para evitar una operación indesead

se acostumbraba instalar una protección diferencial que cubra toda la subestación (zona d

verificación) y, por lo tanto, no tendrá conmutación de secundarios de transformadores d

corriente. Para que se produzca un disparo es necesario que ambas protecciones diferenciale

operen. Habrá dos contactos en serie en el circuito de disparo, resultando en una seguridad

adicional de la protección de barras. El principio se ilustra en la Figura 11.24. Para este tip

de configuraciones, doble barra, el tipo de protección recomendada es la de baja impedanci

L6 L5 L4PL= protección de l ínea



Barra 2

Disparo 11

S1 87 81 878x C H

S2 8 7 B 2-X

Notes:nj

Esquema modificado de la Figura 11.19

'2 1 X = contacto auxiliar

"' CH = ver i fi cac ión

Figura 11.24 - Zona de verificación

La p rotección de barras má s sencilla es la del tipo alta imp edancia , pero tam bién es la



S I S T E M A S nE PROTEmóN s 48

de corrientes y posición de seccionadores , la cual se comunica serialmente ( a través de fibóptica generalmente ) con una unidad central que tiene previamente programada

configuración de la subestación y tom a las decisiones de disparar las salidas indispensabl

para ac larar las fallas . Los disparos también se transm iten serialmente a las unidades adquisición . La ventaja es que reduce considerablemente el cableado , las lógicas externasel tamaño de la protección diferencial. Además, algunas incorporan protección contra fadel interruptor.

Las protecciones diferenciales de barra detectan cuando un circuito de corrienteabierto, diferenciando este evento de una falla real, dando alarm a en lugar de disparo.

Existen algunos puntos de falla en barras , especialmente entre los interruptores y ltransformadores de corriente, en donde la totalidad de la corriente de falla no puede sdespejada po r el sistema de protección de barras. El circuito permanec e alimentando la fadespués de la operación del sistema de protección de barras. Para despejar este tipo de fall

es necesario utilizar teledisparo hacia la subestación vecina, el cual es iniciado porprotección de falla local del interruptor (Figura 11.25).

Subestaciónremot

a



486s CAPITULO 11

11.8 PROTECCIÓN DELINEAS

Los sistemas de protección de líneas pueden ser de diferentes tipos. Los más comunesson protección de distancia, comparación de fases, protección diferencial longitudinal yprotección por compa ración direccional.

La protección de distancia es del tipo protección relativamente selectiva y las otras tresson protecciones absolutam ente selectivas que requieren, para ejecutar una función p rincipal,un sistema de telecomunicaciones entre los terminales de la linea. A continuación sedescriben brevem ente estos tipos de protección.

11.8.1 Protección de distancia (21)La primera protección de linea utilizada en las lineas de transmisión trabajaba con el

principio de sobrecorriente. Cuando los sistemas se extendieron y se convirtieron enenmallados, esta protección fue insuficiente para ser la protección principal de la línea. Fue

casi imposible alcanzar un ajuste selectivo sin retardar notoriamente la protección.Adicionalmente, algunas corrientes de falla son inferiores a la corriente máxima de carga, lo

cual hac ía m uy difícil utilizar protecciones de sobrecorriente.

Fue necesario entonces encontrar un principio de protección que fuera independiente de

la magnitud y las variaciones de las corrientes de cortocircuito, con la impedancia de fuente

(la cual varía de tiempo en tiempo con los cambios del sistema). Esta protección fue la

protección de distancia ya que la impedancia de la línea era independiente de las variaciones

de la impedancia de la fuente. Cabe anotar que la protección de sobrecorriente todavía es

utilizada como protección principal de circuitos de media y baja tensión y como protección

de respaldo en los sistemas de alta tensión.

Normalmente la protección de distancia mide la impedancia de carga de la línea, la cual

puede ser expresada como U f1 L = Z L , es decir, la relación entre la tensión y la corriente vistas

por el relé en su sitio de instalación. Si hay una falla, la medida de la impedancia será menor

que la impedancia de carga y la protección operará.

Es común estudiar el alcance de la protección de distancia en un plano R -X . En este

diagrama, la protección de la línea, la característica de operación de la protección y la

impedancia de carga pueden ser ilustradas . Un diagrama R-X típico para una protección de

distancia se ilustra en la Figura 11.26.

La protección de distancia es una protección relativamente selectiva, lo cual significa

que la selectividad se alcanza sin una comparación del extremo remoto y así. no requiere

ningún sistema de telecomunicación para su función básica. Es por ello que el ajuste de



S~E PaO1r(Y]ÓN s 48

Zona 3

A Zona 221

Zc B-IID IIZoro1 -------

zona Ar_____

1___ Zana A

Zona 1 21

Z~ 2 e

Zon a 3 Transporte de potenda------------------------------------------------

Zona de arranque

Nota : la zona 3 también cubre la zona 2 y la mola 1

la zona 2 también Wb re la zona 1

X

Pronmión en el extremo

1. Zona 1

2. Zona 2

3. Zona reva9a

A Zona A ( zona acelerada)

5 . Zona3

6. Zona de enanque

7. Línea protegida (A - B)

6. ZL= ULAL_ Impedanda de fati

La ptotecdón de dslendaoperará si la impedanciamedida está dentro de loscírculos

R



488ECAPINto 11

impedancia mutua en líneas paralelas. Este margen se requiere por las tolerancias de lasimpedancias de línea, la imprecisión de los transformadores de instrumentación y sistemasde protección.

La p rincipal función de la segunda zona será la de cubrir el margen de seguridad de laprimera zona y norm almente se ajusta como m ínimo al 120 % de la línea y como máximo

que no alcance el 80% de la linea adyacente m ás corta ( para que no traslape la zona 2 dedicha línea adyacente ) . La zona 2 se retarda entre 0,3 s y 0,5 s.

Existen diferentes tendencias para el ajuste de la zona 3 . Algunas compañías ajustan lazona 3 del 100% al 120% de la l ínea protegida más la l ínea adyacente más larga, lo cualbrinda respaldo remoto a las líneas adyacentes . Otras com pañías la ajustan entre el 200% y250% de la línea protegida . El tiempo se retarda entre 0.6 s y 1,0 s.

Cuando la línea termina en un transformador, el alcance de la tercera zona se limita al

80% de la impedancia del transformador. En caso de que se quiera ajustar para sobre

alcanzar el transformador, el tiempo de retardo debe ser coordinado con el sistema deprotección del otro lado del transformador.

El alcance de las zonas se ve limitado por la impedancia de las fallas y la contribución

de corriente de falla desde el extremo opuesto de la pro tección. Particularmente el alcance delas zonas 2 y 3 se ve afectado por la inyección de corriente de falla por la subestación delextremo rem oto ]CIGR É. (199 9)]. Estos efectos deben ser tenidos en cuenta para el ajuste de

la protección de distancia.Cuando una línea es energizada, la zona instantánea (zona 1) normalmente cubre más

del 100% de la línea por un corto tiempo, después del cual, el alcance se reduce a entre el80% y el 90% de la línea. Esta función es llamada función de energización de línea.

En líneas doble circuito o entre líneas cercanas se presenta un fenómeno conocido como

el acople mutuo de secuencia cero el cual distorsiona la medida de los relés de distancia

durante la aparición de una falla monofásica.

La corriente de falla que circula en este caso por una fase de uno de los circuitos inducetensión y corriente a través del acople electromagnético que existe con su circuito paralelo.

Solo el circuito de secuencia cero participa de manera importante porque las inducciones através de los circuitos de secuencia positiva y negativa se suman y se anulan entre fases.

Existen diferentes configuraciones del acople dependiendo de la localización de la falla,

y si el circuito paralelo comienza y termina en la misma subestación. o si tiene terminales

diferentes. Incluso en el caso que esté fuera de servicio puede tener efecto si ambos extremos

del circuito paralelo se encuentran aterrizados; según el caso, los efectos en la protección de

distancia pueden resultar en un sobrealcance de las zonas 1 causando disparos indeseados o

en un bajo alcance de las zonas 2, dañando los esquemas de teleprotección y respaldoprevisto.



Srsrrnns U G 0.uEtnóN s 48

k°ZoL -ZL

M(11

L

Donde:k 0 : factor de com pensación de falla a tierra, Q

Z o L : impedancia de secuencia cero de la línea, R

Z L : impedancia de la línea, U.

Este ajuste se conserva para las zon as de bajo alcance ( típicamente la zona L ) y, com

práctica, sólo se debe aterrizar la línea paralela en un extremo cuando se encuentre

mantenimiento.

Para las zonas de sobrealcance se ajusta así:

k°Z0 ZL

ZO-f3Z + 3Z

(11L L

Donde:

Z o M : impedancia mutua de secuencia cero, U.

para detalles y deducción de las soluciones ver "Application guide on protection of comptransmission network configurations" [ CIGRÉ ( 1991)].

Existen muchas clases de protecciones de distancia. Antiguamente se distinguían en

esquemas completos (full schemes ) y esquemas conmutables (switched schemes).

esquema completo tiene una unidad de medida por cada fase y cada zona , mientras que

esquema conmutable tiene una unidad común de medida para todas las fases y todas l

zonas . Esto quiere decir que el esquema conmutable debe tener elementos de arranque q

darán la información a la unidad de medida decidiendo cuales de las fases o zonas está

involucradas y deben ser medidas . En la Figura 11.27 se muestran las principales diferenci

entre estos dos esquemas.

Cuan do se m iden fallas fase-fase , solamente las imped ancias de secuencia positivanegativa de la línea se tienen en consideración . Cuando u na falla a tierra es medida, se deconsiderar la im pedancia de secuencia cero de la línea . En un esquema conm utable estoorganiza normalmente en la misma lógica de la conmutación de fases y zonas. En u

esquema comp leto , el cubrim iento de fallas entre fases o entre fase y tierra se efectúa celementos de medida independientes.

A las protecciones num éricas de distancia por su form a constructiva no les aplica esseparación y se podría decir que sus rutinas de procesamiento son una mezcla ent



s CAPITULO 11

Falla tasa - km

Entradas de tenuóo y comente

Zona1 Lt-L2 MI

L2-L3 M I L3-L7 M

Zona2 LLJMJM1 M

Zona 3 ÉL22 M E2 - 13 M __MDisparo

Falla a dome

Entradas de tensión y comente

Zona 1

Zona 2

Zona 3

Comunicación

Esquema conmutado

Entradas de tensión y co rr iente

Arranque

T e m p o r i z a d o r

Zona a r Disparoomuncac i ón

Esquema completocon 18 unidades demedida

Disparo

Una unidad de medida común para todaslas tallas y zonas. la pnmara zona

no tiene relardo

Figura 11 . 27 - Ejemplo de protección de distancia de esquema completo y esquema conmutado



SISTEMAS ce

serán despejadas sólo en forma secuencial. La protección más cercana a la falla operacon tiempo de zona 1 mientras que la protección del extremo remoto operará con tiempde zona 2.

A 21 D Zona 2

Z<

Zona 1

Zona 1

z<

Zona 2

Figura 11 . 28 - Ajusta normal del sistema de protecció n d e distancia de bajo alcance

Cabe recordar que para poder obtener un recierre exitoso, es necesario que los doextremos de la línea abran simultáneamente, lo cual sólo se logra con fallas cubiertas pozona 1.

Existen muchos métodos para obtener un disparo más rápido por fallas en el extremremoto de la línea, eliminando el retardo de la zona 2. Todos ellos requieren un sistema d

telecomunicaciones entre los terminales de la línea . Estos métodos se llam an sistemas dprotección tipo comand o, los cuales se describen en un numeral posterior.

Cuando un sistema de teleprotección es conectado a una protección de distancia del tip

numérico o de esquema completo, la zona 2 es utilizada como criterio para recibir la señSi por el contrario, un sistema conmutado es utilizado, se conmutará la zona 1 de uesquema de bajo alcance a uno de sobrealcance. El sobrealcance es llamado zona (F igura 11.26). Estas mismas son utilizadas también para el envío de la señal.

11.8.2 Sistema de protecció n por comparación de fase (78)La protección por comparación de fase es un sistem a de protección absolutamen

selectivo. El principio está basado en la medida de la diferencia del ángulo de fase de corriente entre los terminales de la línea protegida. Si el ángulo es pequeño se trata de unfalla externa de corriente de carga y si el ángulo es grande existe una falla interna.

Para poder hacer esta comparación es necesario tener un sistema de telecomunicacion

entre los terminales de la línea. Por lo tanto, el sistema de protección se apoycompletamente en las telecomunicaciones y no existe protección si fallan la

comunicaciones. Por esta razón, un sistema relativamente selectivo se agrega a es

protección como un respaldo. En un numeral posterior se amplía ligeramente este sistema d

protección.



492 s CAPtruLo 11

Este sistema de protección requiere telecomu nicación entre los terminales de línea.

El medio de transmisión más común para esta protección es el hilo piloto, lo que

significa que esta protección es utilizada para lineas cortas.Hoy en día , la protección diferencial longitudinal se ha utilizado para líneas largas

usando un sistema de telecomunicaciones por microo ndas o preferiblemente fibra óptica.

Esta protección también requ iere del sistema de telecomu nicaciones para efectuar sufunción básica . Sin com unicación no hay protección y, por lo tanto, un sistema de protecciónrelativamente selectivo se utiliza com o com plemento . En un num eral posterior se amplialigeramente este sistema de protección.

11.8.4 Sistema d e protecció n por comparación direccional

También esta protección es del tipo absolutamente selectiva y requiere para efectuar sufunción básica un sistema de telecomunicación entre los terminales de la línea.

Esta protección compara la dirección de la corriente de falla en ambos extremos de lalínea . Si la medida de la dirección indica que todas las corrientes circulan hacia la zona

protegida significa que se trata de una falla interna . Si una de las medidas indica una

corriente circulando hacia fuera de la zona protegida significa la existencia de una falla

externa.

Este principio es muy similar al de la protección de distancia con esquema de

sobrealcance permisivo y al de la protección de la comparación de corriente residual,

descrita posteriormente.

11.8.5 Sistemas de protección de lineas utilizando telecomunicaciones[CIGRÉ (1987)]

11.8.5 . 1 General

Por razones de estabilidad y selectividad es importante asegurar un disparo rápido y casi

simultáneo en ambos extremos , con el fin de aclarar una falla en cualquier punto de la líneaprotegida . Se requiere igualmente un disparo simultáneo con el fin de reducir dañ os en losequipos de la subestación, evitar daños en los ejes de grandes unidades térmicas y poderutilizar los recierres de alta velocidad.

11.8.5. 2 Sistemas de protección

Los sistemas de protección se pueden clasificar de acuerdo con el tipo de informaciónque se transmitirá . Estos pueden ser analógicos o sistemas de pro tección tipo com ando.

En el sistema de protección analógico la información es transmitida por el sistema detelecomunicaciones en forma analógica o digital . El dato analógico es procesado en cada



S IS T E M A S D E P W T E c a ó e s 493

señales de mando en los sistemas de protección : dar m ando de disparo (permisivo o directoo dar m ando de no disparo ( bloqueo).

En los esquemas perm isivos el m ando es enviado desde un extrem o por la protecciónque detecta la falla . En el extremo receptor, el disparo depend e también de la operación de laprotección en este extremo.

En los esquemas de bloqueo , la señal de mando se envía al otro extremo en el caso duna falla externa con el fin de bloquear el disparo en el extremo rem oto . La determinación dsi es una falla interna o externa se hace mediante protecciones de com paración de fase o dedistancia, la primera de las cuales se utiliza sola o en combinación con una protección

adicional de baja impedancia.

El principio de operación de esta protección se ilustra en la Figura 1 1.29 .

Entrando

A

Entrando

B

No hay transmisió n de comando : no h ay bloqueo : disparo

Entrando

A

Saliendo

B

Hay transmisión d e comando de bloqueo de B hacia A : no hay disparo

Figura 11.29 -Principio básico del esquema de b loqueo



s GPfrULO 11

esquema de bloqueo se tiene mayor fiabilidad comparado con el esquema permisivo, en loque a transmisión de señal se refiere.

La combinación de los esquemas permisivo y de bloqueo, conocida como "esquema dedesbloqueo", en la cual la falla del canal de telecomunicaciones se entiende como un mando

recibido durante un tiempo límite, ha sido también utilizada en sistemas tipo coman do.

En el esquema de disparo transferido , también perteneciente a la fam ilia de los sistemasde protección tipo comando, no se requiere la operación de la protección del extremoreceptor para que ocurra el disparo.

11.8.5 . 3 Sistemas de telecomunicaciones

Los sistemas de telecomunicaciones utilizados pueden ser hilo piloto, portadora por

línea de potencia PLC , microondas o fibra óptica.

La fibra óptica va en aumento por el empleo de OPGW (Optical Ground Wire, fibraóptica concéntrica en el cable de guarda) para muchos usos y servicios, por lo que lautilización para protección tiene un c osto marginal.

Generalmente, la señal de telecomunicación no dispara el interruptor sin el criterio de la

protección del extremo receptor. El esquema de disparo transferido es la excepción.Consecuentemente, las señales falsas que son enviadas durante condiciones normales notendrán ninguna influencia en la seguridad del sistema. Sin embargo, si una señal falsa es

enviada durante una falla en el sistema, la cual ha sido detectada por la protección, se tendráuna operación indeseada del sistema de protección. Como el enlace PLC es susceptible afallas que ocurren en el sistema, es muy importante tomar precauciones contra las señalesfalsas con el fin de evitar disparos indeseados cuando se utiliza este sistema detelecomunicaciones.

Es importante también tener en consideración la fiabilidad de enviar una señal a travésde una falla, cuando se tiene el caso de una falla trifásica cercana a la subestación.

11.8.5 . 4 Sistemas de protección tipo comando (sistemas de protección de distancia

utilizand o telecomun icaciones)

Los sistemas de protección de distancia utilizando telecomunicaciones puedenclasificarse dentro de las siguientes categorías:

- Sistema de protección de distancia de bajo alcance perm isivo

- Sistema de p rotección de distancia de bajo alcance con d isparo transferido

- Sistema de protección de distancia con bajo alcance acelerado

- Sistema de protección de distancia con sobrealcance perm isivo

- Sistema de protección de distancia con bloqueo del sobrealcance- Sistema de protección de distancia con desbloqueo de l sobrealcance



m

11.8.5.4 . 1 Sistema de protección de distancia de bajo alcance perm isivo

En la Figura 1 1.30, para u na falla cerca del extremo A , la protección en A opera y dispara einterruptor local. Simultáneam ente se envía una señal de disparo a l otro extremo.

Zona 2

Zc

Zona 1

Zona 1

Zona 2

EmisiónZ o n a 1

zc

Recepción

Sale permisivoR en el extremo B

Señal recibida d esde A 6Disparo

interruptor en BFigura 11 . 30 - Sistema de protecció n d e distancia de bajo alcance permisivo

En el extremo receptor el disparo se hace dependiente de la protección que detecta la

falla, la cual puede ser de diferentes tipos. Los tipos más comunes son:

- Arrancadores de la protección de distancia ( zona 3)

- Relé de baja impedancia direccional o no direccional

- Relé de baja tensión

- R elé de sobrecorriente.

El tiemp o de disparo es mucho m ás rápido comparado con el tiemp o normal de retardde la zona 2 . Para una falla en el extremo rem oto de la línea, el tiempo de d espeje de la fallserá 15 m s - 40 m s mayor que el tiempo para u na falla localizada cerca de la protección, estodebido al tiempo de la transmisión del comando.

En algu nos casos, si no se recibe el comando dentro de cierto tiem po después de quearranca el relé , se bloquea la teleprotección.

El sistema de telecomunicación más utilizado en este esquema de protección es el PLCPara hacer el sistema altamente fiable, la señal debe ser capaz de pasar el punto de falla.



11

fallada hasta la línea sana debido al acople mutuo entre los dos circuitos . Se debe tenerentonces precau ción contra los disparos no selectivos.

Con enlaces por microondas las interferencias son menos significativas y la seguridad ya

no sería un problema.

11.8 .5.4.2 Sistema de protección de distancia de bajo alcance con disparo transferido

Este esquem a es una va riación del sistema de protección de distancia de bajo alcancepermisivo . El ajuste de la zona 1 es igual al descrito en el ítem anterior . La diferencia básicaradica en que en el extrem o receptor el telecomando recibido del extremo opuesto se utilizapara disparar directamente el interruptor local sin ningún criterio adicional . Este esquematam bién se conoce como sistema de p rotección de distancia de bajo alcance no-perm isivo.

En la Figura 11 .31 se ilustra un esquema típico de este sistema.

2 1

Zona 1

Zona 1

Zona 2

Emisión-Señal recibida d esde A

Zona 1

Zona 2

Z<

~- - i Disparodirecto

Figura 11.31 - Sistema de protección de distancia de bajo alcance contransferencia directa de disparo

Debido a que la señal recibida dispara sin ningún control o criterio permisivo adicional,se hace m uy imp ortante la confiabilidad de la transmisión de la señal con el- fin de evitar losdisparos indeseados , aún en p resencia de ruidos . La probabilidad de operaciones indeseadaspuede aumentar considerablemente.

La fiabilidad es importante cuando se utiliza el PLC debido a que la señal se transmite

durante fallas internas , que es cuando la interferencia es más severa . La seguridad en el

sistema de comunicación debe ser mayor que para el esquema de bajo alcance permisivo.

Para este propósito se puede utilizar cualquier tipo de enlace de comunicación.

Generalmente , se utilizan h ilo piloto para líneas cortas de baja y med ia tensión y PLC paracircuitos más largos . La aplicación de la fibra óptica aumenta en forma significativa.



SISTEK45 DE

11.8.5.4 . 3 Sistema de pro tección de distancia de bajo alcance acelerado

Este esquema es similar al esquema de bajo alcance permisivo descrito en e

Num eral 11 .8.5.4.1. La diferencia radica en que la señal recibida se utiliza para aum entar l

sensitividad de la z ona 1 de la protección de distancia conm utando el alcance de la zo na 1para que cubra m ás del 100 % de la línea protegida , normalmente al 130% . Esta zona sconoce como la zona de aceleración - zona A , de un sistema de protección conmutado.

En la protección de distancia con esquem a com pleto la recepción del telecom ando sutiliza para eliminar el tiempo de retardo de la zona 2 . El hecho de que en el extrem

receptor tanto la dirección com o la distancia sean m edidas independientemente y u tilizadacom o criterio perm isivo , implica que este esquema sea más seguro que el sistema d

protección de distancia de bajo alcance permisivo. En la Figura 11.32 se ilustra el esquemlógico de un sistema de protección acelerado.

En un esquema completola señal recibida anularáel tiempo de retado dela zona 2

Emisión RecepciónZona 1

Zona 2

Zc 21

I

Zona 1 _'- 1 1 T2 µ i M 2

Temporizador Medidade zona 2 de zona 2

Zona 2

zc

Zona 221



498 s C.APt uio 11

El esquema de aceleración en el cual se conmuta el ajuste de la zona básica para

extender el alcance no es má s rápido en operación que los otros esquema s de bajo alcancepermisivo , ya que se requ iere de cierto tiemp o para q ue la unidad de m edida de dirección

haga una nueva m edida y opere luego de que la zona 1 se ha extendido a zona A . Aunqueeste esquema no es m ás rápido que los anteriores es mucho m ás seguro utilizarlo para evitaroperaciones no selectivas y disparos indeseados (aum enta la seguridad).

El sistema de teleprotección debe ser considerado según su habilidad para pa sar la señalde un extrem o a otro a pesar de la atenuación adicional introducida en la transmisión por elpaso de la falla y según la seguridad d e que no transm ita señales espurias durante fallasexternas . En este esquema son menos los requerimientos de seguridad que de fiabilidad.

11.8.5.4.4 Sistem a de protección d e sobrealcanc e pe rmisivo

Este es otro método en el que se envía señal de disparo, durante condiciones de fallas

internas, al extremo remoto con el fin de obtener un disparo rápido con protección dedistancia para todos los puntos posibles de una falla interna . El alcance de la zona A

generalmente se ajusta entre 120% y 150% de la impedan cia de la línea protegida. En esteesquema la zona A no es sólo un criterio para la señal recibida, sino que también tiene una

labor de envío . Por este motivo , la zona A de un esquema conm utado debe ser proporcionadacon una unidad de m edida independiente de la pro tección de distancia ordinaria.

En el caso de un esquema completo, la unidad de medida de la zona 2 puede ser

utilizada para este propósito . En una p rotección num érica la zona es seleccionable entre laszonas de sobrealcance.

La zona A no puede ser permitida para disparar directamente a una alta velocidad. El

disparo en ambos extremos depende de la operación de las dos zonas A y de la recepción de

un mando de disparo (permisivo) del extremo remoto de la línea. En otras palabras, eldisparo en am bos extremos depende de la operación de ambas zonas A.

En la Figura 11.33 se ilustra un método típico de la aplicación del esquema desobrealcance permisivo.

Es muy común utilizar este esquema para proteger líneas cortas , ya que se cubren mejor

las fallas resistivas que con el esquema de bajo alcance permisivo. Lo anterior se puede

observar en la Figura 11.34.

Los riesgos de disparos no selectivos cuando se utiliza PLC están limitados por el ruido

producido por una falla o por la operación del equipo de patio justamente detrás de losextremos de la línea protegida.

Durante condiciones de fallas externas el receptor puede operar debido al ruido excesivo



SISTEFMS DE m o T E ó a s 49

A 2 1 B

Zona A _ Disparo (B)Señal recibida ~de A 8

Esquema conmutado

Disparo (A ) Z o n a A8 Señal recibida d esde B

Esquema conmutadoEn el esquema completo normalmente la zona A será reemplazada por la zona 2

Figura 11 . 33 - Sistema de protección de distancia de sobrealcance permisivo

A 2 1

Rb

x

x Sobrealcance

Bajo alcanceB

B

Emisión Recepción



s CAPÍTULO 11

La elección y la aplicación de la protección de distancia para los esquemas de

sobrealcance perm isivo son ventajosas pero requieren m ucho cuidado . Se deben tener encuenta arreglos especiales para los casos de terminal débil o weak - infeed en el extremo

remoto de la línea ( como el eco ). El cam bio de dirección o inversión de la corriente de falladurante un despeje parcial de una fa lla externa, lineas con un extrem o abierto, etc., y sedeben tener también arreglos especiales para despejar fallas con cualquier condición.

11 .8.5.4.5 Sistema de p rotección de distancia con bloqueo del sobrealcance

La zona A de la protección de distancia se ajusta con sobrealcance para que cubra m ásdel 100% de la línea protegida . La zona A sin señal recibida disparará el interruptor.

En el esquem a de bloqueo existe en cada uno de los extremo s de la línea un elemento

independiente que m ira en reversa y que enviará un telemand o al extremo rem oto parabloquear la señ al de disparo en el caso de una falla externa a la linea protegida.

La zona A debe contar con un pequeño retardo teniendo en cuenta el tiempo de lateleprotección para que el telemando pueda bloquear exitosamente en el caso de una falla

externa . En una protección de distancia con esquema completo la zona 2 reemplaza la

zona A.

Este retardo debe ser mantenido al mínimo, implicando un canal rápido y una alta

velocidad de transmisión . Los requerim ientos generales de la teleprotección son que searápida y confiable.

A 2 1 B

Z o n a .iZ^Jeversa Zona A 1

Zonar e v e r s a

Emis ión R e c e p c i ó n

Reversa

Z o n a A A Emis ión

Señal de bloqueo recibida^



SIS MAS DE pgoacaóe s 501

Con el fin de asegurar un bloqueo correcto por Fallas externas, es necesario que el

elemento de reversa tenga un alcance mayor que el alcance de la zona A. En lasFiguras 11.35 y 11. 36 se ilustran ejemplos típicos de esquemas de bloqueo.

L _ _ _ _ _ _Unidad de arranque en A_

_______ ____

Unid ad de arranque en B

Zona A

U. d e arranque A Zona A

Bloqueo desde B

6 Disparo en Adisparo en B

a) Falla interna

Unidad de arranque en A

----------------------------------------------

2 1

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Unid ad d e arranque en B

Z o n a A La seña l rec ib ida

U. de a r ranque A & Emis ión en B bloquee



CFG}tuLo

En algunos casos , el elemento de reversa puede ser reemplazado por una lógica con la

zona A y con una unidad de arranque . Si el relé no ve la falla en la zona A pero sí la ve con

la unidad de arranque, quiere decir que la falla está hacia atrás y se envía una orden debloqueo. El alcance de la unidad de arranque hacia atrás debe ser mayor que el sobrealcance

de la zona A en el extremo remoto de la línea.

En sistemas de bloqueo no se requiere transmisión de mando durante fallas internas. Por

tanto, las fallas internas que pudieran retardar o interrumpir el telemando no son un

problema . Por tal motivo , no es necesario tener en cuenta durante la definición de los

requerimientos del enlace de PLC la atenuación normal adicional introducida por el paso por

una falla.

La utilización de teleprotección con bloqueo elimina los problemas de disparosindeseados debidos a interferencias , a no ser que estas causen la suspensión de un m andoverdadero . U na interferencia durante una falla interna que pued a causar un retardo deldisparo es aceptable siemp re y cuando esto no exceda 10 m s.

En el caso de fallas en el sistema de teleprotección , debido a la posibilidad de una

operación no-selectiva, se debe incluir la posibilidad de que se cambie el alcance de la zonaA a un ajuste normal del 80% al 90 % de la línea protegida . Para lo anterior es necesario unmonitoreo continuo de señales en ambos sentidos o proveer los canales en una forma deauto-verificación automática . Sin embargo , pueden ocu rrir disparos indeseados para fallas

externas que están dentro de la zona A en el caso de que falle el sistema detelecomunicaciones y no se reciba la señal de bloqueo. Al ser más inseguros, no se prefieren

en sistemas donde una ap ertura pueda representar pérd idas cuantiosas.

11.8.5.4.6 Sistemas de protección con desbloqueo de sobrealcan ce

Este sistema de protección es una combinación de los sistemas de sobrealcancepermisivo y bloqueo del sobrealcance descritos en los numerales anteriores. La zon a A en unesquem a conm utado o la zona 2 en un esquema com pleto, es ajustada con sobrealcance y

mientras no detecte falla transmite señal de guarda.En el caso de una falla interna , la zona A o la zona 2, envía una señal de desbloqueo al

extremo remoto de la línea y la señal de guarda desaparece . La recepción de este telemando

desbloquea la zona de sobrealcance presentándose el disparo.

Si al mismo tiempo la señal de guarda desaparece y no se recibe señal de desbloqueo en

el extremo remoto, durante cierto período de tiempo (100 ms - 200 ms) la zona desobrealcance se desbloquea ( sin recibir señal ) quedando habilitado para dar disparo a

interruptor en caso de que vea una falla. De aquí, que la pérdida del mando "desbloqueo" nonecesariamente resulta en falla del disparo como ocurre en el sistema de sobrealcancepermisivo.



S~45 DE PRoTEWóN s 503

Zona Adel reté A

Señal de desbloqueo(talla en zona A )

IPAIM

__

_ _ _

Señal de gua rd ade

Emisión( s i n t a l a )

Recepción Z o n a Adel relé B

Disparo B

Zona A Zona Adel relé A Recepción del rolé B

-Seña d e desbloqueo

8 Señal de guarda M

Dispara AEmisión

Deabloqueo r-

Notas :

La zona A está normalmente bloqueada: la recepción de una señal de desbloqueo, cuando la señal de guardaha desaparecido, desbloqueara la zona y disparará el intemiplor.

La señal de guarda se envía continuamente durante condiciones normales. Si no se recibe señal dedesbloqueo después de que la señal de guarda ha desaparecido, la zona A se bloqueará durante un periodoT1-T2 (ventana). Ti-T2 normalmente es ajuste entre 100 ms y 200 ms. Un arreglo de ventana similar puedese r ap l ic ado a o t r os esquemas .

Figura 11.37 - Sistema de protección de distancia con desb loqueo del sobrealcance

Al igual que en el caso de los sistemas de protección de sobrealcance permisivo o



CAPtrULO 11

La pérdida del canal, una vez detectada , puede ser utilizada para con vertir el ajuste delrelé a una operación norma l de sobrealcance.

Los requerimientos de la señal de canal son también menos severos que los del sistemade sobrealcance permisivo . Los disparos indeseados pueden ocurrir sólo si el canal falla

dentro de 100 ms - 200 ms, después de una falla externa a la línea protegida pero dentro del

alcance de la zona A.

Se requieren canales independientes y dedicados entre cada termina] de la línea. Se

puede utilizar cualquier tipo de enlace de comunicación siempre y cuando satisfaga los

requerimientos de velocidad y confiabilidad y el de tener que transmitir continuamente una

señal.

11.8.5.4.7 Sistema de protección por com paración direccional

Básicamente este tipo de sistema de protección es muy similar a los sistemas de

protección de distancia de sobrealcance perm isivo o con bloqueo , con la diferencia de que enlugar de protección de distancia , se utilizan relés de p otencia de ma gnitudes superimpuestoso de sobrecorriente direccionales . Si se requiere qu e el relé direccional sea mu y sensible, seadiciona frecuentemente un relé de sobrecorriente o una unidad de impedancia com o criteriopermisivo.

Los relés direccionales que detectan fallas entre fases se polarizan con tensiones de fase

en el punto del relé . Los relés direccionales que detectan fallas a tierra se p ueden polarizarcon la tensión de secuencia cero o con alguna c orriente de referencia , como por ejemplo, lacorriente de la conexión del neutro a tierra de un transformador de p otencia local en el puntodel relé . La transm isión del com ando de bloqueo es iniciada por un relé no direccional y esinterrumpida por el relé direccional.

Los valores de op eración de los relés de sobrecorriente de arranque p ara fallas entrefases deben ser restringidos por la má xima carg a, lo cual puede causar pro blemas en loscasos en los que la mínima corriente de falla es comparable con la máxima corriente de

carga. La alta sensibilidad de la protección por comparación direccional en fallas a tierra,

utilizando relés de sobrecorriente con conexión residual (67N), la hacen muy útil paracomplementar algunos esquemas de protección de distancia , en los cuales es necesario

detectar resistencias de falla a tierra o situaciones asimétricas ( Figura 11.38).

Similarmente , los esquemas de protección de sobrealcance permisivo descritos, en el

Numeral 11.8.5.4.4 se pueden utilizar junto con los relés direccionales. Se puede utilizar

cualquier enlace de comunicación dentro de los límites de su rango de aplicación.

Son n ecesarios altos requerimientos de confiabilidad y de velocidad de transm isión.En el caso de utilizar una protección direccional rápida (2 ms - 8 ms ), tal como la



S1slEws LE PROTECCIÓN 9

1 1 L2 L3

Figura 11 . 38 - Protección direccional de sobrecorrtente sensible para fallas de alta resistencia

11.8.5.4.8 Tran sferencia directa de disparo

Existen varias condiciones en un sistema de potencia en las cuales se requiere que elinterruptor remoto deba ser disparado. Es el caso en que se tengan conectados

transformadores o reactores al sistema sin ningún interruptor. Tanto la línea como el

• Con relés numéricos la conexió n en delta abierta no serequiere ya que se ca lcule internamente com o la sumade las tensiones de tase



11

El valor de la corriente de falla con una falla en el transformador puede ser limitado. Por

ejemplo, en el caso de una falla en un arrollamiento en delta , la corriente resultante en l

línea será de un valor relativamente bajo debido a la impedancia del arrollamiento de

transformador ; lo anterior es válido también para el caso de una falla a tierra, cercana a

neutro de un arrollamiento en estrella. Una señal adicional de bloqueo contra la

energización del transformador debe ser enviada al extremo remoto en el caso de un

falla en el transformador.

- Es necesario distinguir entre una falla en el reactor de línea y una falla en la línea

especialmente cuando se tiene imp lementado un circuito de recierre para la línea. En ecaso de una falla en el reactor no sólo es necesario disparar el interruptor del extremremo to sino que se debe tamb ién bloquear el recierre subsecuente.

Otra condición particular es cuando se tienen dos sistemas de potencia fuertesindependientes , interconectados entre sí por med io de una línea de transmisión , la cual puedno ser efectiva cuando uno de los sistemas es fuertemente perturbado por una falla. Un

ejemp lo sería la interconexión entre los sistemas de dos países con el fin de intercam biaenergía . El hecho de que la protección de la línea de interconexión no detecte una falla enuno de los sistemas podría traer efectos por una posible oscilación de p otencia subsecuente ala falla . Com o la falla podría estar muy d istante a la línea de interconexión se requiere enviaun comando de disparo desde una distancia relativamente grande (300 km - 500 km) yposiblemente a través de v arias subestaciones intermedias.

Cuan do se tienen centrales separadas de la subestación de m aniobra es necesario teneteleprotección para los coman dos de disparo y de protección.

Com únm ente usan transferencia directa de disparo los relés de falla interruptor (5O BFy el diferencia] de barras (87B), aclarando más rápidamente fallas entre los transformadores

de corriente y los interruptores.

En vista de que el telecoma ndo en el extremo recep tor puede iniciar por sí mism o lamaniobra sin ningún criterio permisivo local, se hace necesario aplicar los mismo

requerimientos descritos en el Numeral 11.8.5.4.2. De cualquier modo, en muchos de esto

casos, en que se utiliza PLC, la señal es enviada a través de líneas sanas.

11.8.5 . 5 Asp ectos d e confiabi l idad en esquemas de protecció n t ipo comand o

La co nfiabilidad de los esquemas de teleprotección mencionados se puede resumir así:

- Disparos pemisivos o de aceleración de zona: son seguros , ya que para producirse u

disparo por una señal remota se tiene que tener una confirmación local. La fiabilida

dependerá de la disponibilidad del canal de telecomunicaciones y de la confiabilidamisma de los relés.

- Disparos transferidos directos: son fiables. La seguridad dependerá de la habilidad decanal de telecom unicaciones , de diferenciar señales de disparo y ruidos o señale



S L S r E M r 1 5 DE PROTtmón s 507

11.8.5 . 6 Sistemas d e protecció n analó gicos util izand o teleprotecciones

Los sistemas de protección analógicos utilizando teleprotecciones para la protección delíneas corresponden a las protecciones de línea absolutamen te selectivas y dependientes delcanal de telecomunicación descritos en el Numeral 11.8; es decir, la protección diferenciallongitudinal y la protección de comparación de fase. A continuación se amplían brevemente

estos conceptos.

11.8.5.6.1 Sistema de protección diferencial longitudinal

La protección diferencial longitudinal es normalmente utilizada para cables y líneas, decualquier nivel de tensión y cualquier sistema de puesta a tierra o configuración del neutro.Esta protección es aplicable en particular cuando:

- El ajuste posible de la protección de distancia no es adecuado para cubrir líneas y cablescortos.

- Se requiere introducir un sistema de protección redunda nte.

Sólo se tienen disponibles transformadores de comente y no de tensión en cada extremo

de la línea.

'B='A

a) Falla externa

t -FA t 'FB

• S 2 S2-

1 F A + 1 F B



5099CAPhULn 11

Las unidades de arranque se requieren en caso de que el sistema de telecomunicación nesté continuamente d isponible, lo cual o curre cuando el sistema de telecomunicaciones enormalmente conectado p ara otros p ropósitos de com unicación.

El principio básico de funcionamiento se fundamenta en la comparación de magn itud ángulo de fase de la corriente (y por lo tanto , también llamad a protección por comparacióde corriente ), similar al principio de funcionam iento de un reté diferencial para máquinas. Eesquema básico se ilustra en la Figura 11 . 39. Para implementar este sistema es necesario qulos transformadores de corriente sean similares en am bos extremos de la línea.

El dispositivo de protección (D) (que realmente es conformado por dos relés, uno en

cada extremo, que se comunican entre sí) debe tener ciertos límites de sensitividad par

poder com pensar el efecto de no tener cantidades exactas en ambos extrem os de la línea econdiciones no rmales de operac ión, producido por la corriente capacitiva en el cable o línea.

D e acuerdo con el medio de transm isión este sistema de protección puede ser de variotipos , los cuales se describen a continuación.

11.8.5.6.2 Protección diferencial longitudinal utilizando hilo piloto

Para esta protección , el medio de transmisión para el intercambio de informa ción entr

los dos extremos de la línea es una conexión ga lvánica (c able físico), llamada hilo piloto.La com paración de las cantidades secundarias que se efectúa en los extremos de la línea

puede ser en la form a de señales de corriente o tensión . D e acuerdo con esto, existen dométodo s básicos para crear un circuito diferencial , tal como se ilustra en la Figura 11 .40.

En ambos esquemas se requiere un transformador de corriente de mezcla. Esttransformado r produce una señal m onofásica de salida derivada de la suma geo métrica de lacorrientes de fase; dicha señal varía con el tipo de falla. La comparación se efectúa con esta

señales monofásicas.

Si por el recierre se requiere detectar la falla en forma m onofásica , es necesario tener usistema d e protección independiente por fase.

En esta protección se deben tener en cuenta aspectos tales como:

- Compensación de la capacitancia del cable piloto

- Tensiones inducidas y diferencias de potencial entre las dos subestaciones extremas d

la línea

- Utilización de transformadores de aislamiento



SISTEMAS ce IROTEmÓM s 50

MC T = T ransformador de mezcla detases

TR = T rans fo rmado r para señal de

operación

a) Esquema básico de un sistema de corriente

balanceado utilizando tres hi los p i lo tos(longitud de la línea hasta aprox. 8 km )

Figura 11 . 40 - Protección diferen

WWWMCT

EVS

T

T

R

2 hilos pilotos

E VTR

ST

M C T

ST = Transfo rmado r para señalde estabilización

EV = Circui to de evaluación

b) Esquema bás ico d e un s is tem a de tens iónbalanceado uti li zando do s h i l os p i l o tos

(longitud d e la línea hasta ap rox. 25 km )

clal longitudina l por hilo piloto

11,8.5.6.3 Protección diferencial longitudinal utilizando técnicas de m odulación

Los relés de cada extremo, que conforman la protección diferencial longitudinal, pued

intercambiar la información que requieren a través de diferentes medios:



Con éxito se ha logrado implementar este últim o esquema en líneas de hasta 200 km.Ma yores distancias pueden tener inconvenientes ya que los amplificadores de la señal que serequieren retrasan demasiado la señal para el propósito de protección.

Las técnicas de m odulac ión empleadas pueden ser:

- Sistema de protección dife rencia l longitudinal por frecuencia modulada FM(Figuras 11.41a y 11.41b).

I ,JI

W W

D E L sistema de DELtelecomunicedón rw

aVF V/F á

n FN Fn

í

u

DET

= Foto psaabartda

IN = Transformador de comeme a tensiónV/F = Convertidor de tensión a ¡muenda ( modulador)

FN = Convertidor de frecuencia a tenalón (demodulador)

DEL = Circuito compensador de retandoDET = Detector da Nido

GI = Circuito evaluados

Figura 11 . 41a - Sistema de protección diferencial de comente FM

Señal de ondalo

e.g. 60 Hz I _ ra

Frecuencia del 1 p Tp 2nsistema de potencia

Portadora de la fr

e

cuencia modulada

I I

U¡

Of=1o



SISTEMAS DE P 0.mEWOn s 51

- Sistema de protección diferencial longitudinal por m odelación de pulsos codificadPCM (Figura 11.42)

- Digital- E x i g e n c i a d e l c a n a l

- V e l o c i d a d

- Distancia máxima por canal.

^f

S i s t e m a d eTelecomunicación

T T P /S7;11 r iCT

' Í < 1

A /D

S/P R R S /P GI --- -J

MCT = Transformador de mezcla de fases

A/D = Convertidor análogo / digital

PIS = Convertidor paralelo/ serie

SIP = Convertidor serie / paralelo

T = Transmiso r

R = Receptor

a 1 = Circuito evaluador

Figura 11.42 -Ejemplo de un sistema de protecció n diferencial de corriente PCM no segregad

11.8.5.6.4 Sistema de protección por comparación de fase

El dispositivo de protección por comparación de fase mide en cada terminal de la línel ángulo de fase entre las corrientes en el terminal local y la corriente del terminal remoto.el ángulo es pequeñ o, se trata de una falla externa o solamente de la corriente de carg a. Sángulo es grande , es una falla interna . Para poder comp arar los valores medidos es necesarutilizar un sistema de telecomunicaciones , siendo el más utilizado el PLC. pero m icroondhilo piloto o fibra ó ptica también se usan.

Los relés de protección por com paración de fase fabricados con técnicas convencionalno numéricos (sin procesador) han entrado en desuso porque se ha demostrado que soinseguros (disparan por fallas externas) y han sido desmontados en varios sistemas

transmisión . La nueva generación pretende usar los mismos principios con relés numéricos



11

- Comparación de fase medida dos veces cada ciclo . Comparación de fase de onda

completa.

- Comparación de fase medida una vez en cada ciclo . Comparación de fase de mediaonda.

- Comparación de fase con arran cadores . E l s i s t e m a d e t e l e c o m u n i c a c i o n e s s e r á

m o d u l a d o p o r s e ñ a l d e á n g u l o d e f a s e s o l a m e n t e c u a n d o l o s a r r a n c a d o r e s h a y a n

o p e r a d o .

- Comparación de fase sin arrancadores . La medida es efectuada y teletransmitida

continuamente.

- La comparación de fase puede ser diseñada en un modo de bloqueo o desbloqueo

similar aun sistema de protección de distancia utilizando telecomunicaciones.B

Zona dedisparo

Z o n aW estabilizadora

Ángulo fase entre LA e IB

4 ' = Á ngulo de estabilizació n

It--

a>q)= Disparo_

- It

IA Ig B

78 78

U 1rxp Fa l la externa (carga norma l ) oxw Falla externa (carga normal)

L A

rz1 1

11311 1 II

II I 11

IAataaR^

a>, Falla interna

L AX i 21 3n; 4n! rz 1

2 rz 1 11

rg1 1



Slsirtus ce

Las corrientes en ambos terminales de la línea durante operación normal o durante fallaexternas no tienen exactamente el m ismo áng ulo debido a la capacitancia de la línea, lo cuadebe tenerse en consideración para evitar u n disparo indeseado.

Algunos esquem as típicos de esta protección se ilustran en las Figuras 11.44, 11.45 11.46.

A

Mezcla detases,

Unidad de

a r r a n q u e

H L

Entradal-^ Transmisron

B

Manda defases

Unidad dearranque

L H

Transmisión F_j

Sistema de 1

telecomunra-I n i c i a c i d nRecepción

c l o n e sRecepción

Salida del Comparación Comparaciónreceptor

a rDisparo A Disparo 0

Falla internaFalla externa

(en terminal A') (en terminal A')

Entrada local e?a compuerta Y« (A) 0 0

1Salida del

Fie c e p t o r 0 -

1 tntrada del rece

ceptorrl FJptd de O-

talida de la

compuerte 'Y' (&) 0 I II II0 II II I

t

Salido de d isparo



s GatnLO 11

A B

Lógica Lógicadetectora detectorade lalla de falla

ft f2

Transmisor l Transm iso r

OndaSistema de

telecomunicacio. Ondapositiva 1 l e s positiva

Onda Receptor Receptor Ondane aove ne ativ a

1 2 tt

Onda n ega tiva local Ond a negativa local

Onda posd iva local Onda positiva bocal

Iniciador Iniciador

8183 83 ^ 1

82Disparo A DisoaroB

X12-

Falla interna Falla externa(en terminal A•) (en terminal A-)

L ocar 1

(med io ciclo positivo ) 0 LJ L.J 0 J uU

Salida del receptor nnr t1

(mana) 0 J u-^ I-I l L0

Salida de la nnrcompuerta 'V' (8) 1 0 0 JI-I II--II-IL 0

L o c a l -LF L FL 1 -- t t--t ^

(medio ciclo negativo ) 0p

uuL

Salida d el receptor(espacio ) UUL0 0 J UU

Salida de la 1^

I I I I B I I I Icompuert a (8)2 J 0 ^LILILILI 0

1Salida de la

JULLompuerta ' 0' I I I l g g U 0- uL 0



SISTEMAS DE H +O T Cm á N s 515

SÓBBtaclón AL1

L3

SA SA SA

Temporwdorda relamooral

LDT LDT II LDT

L1

L2L3

Ampli f icadoresde onda

cuadrada

Sistema delelemmuncaciones

On da s cu a dr a da s On da s cua dr a da sl o c a l e s r e mo t a s

a) Tres subsistemas (L1-L2-L3)

Subestauión A

S u b a s t a dó n B

SA SA SA

LDT LDT LDT

Ondas cuadradas

l ocales

Subeslarió n B

Amplificadores0e anda cuadrada

SA Sistema de SAtelecomunicaciones

SA SA

IL1' IL2 L 1 IL 2DT LDT

LDT LDT

Onda s c u adr ada sremotas

Ondas cuadradas Ondas cuadradasI o C B l e g locales

b) Dos subsisiemas (L7-L2-L3)

Detecto, de ~ente (CD)-

Supervision de la comunicació n %

Compaxón DisparoOnda :o t a c u a d ra d a p

F alOnda n Positiva Lcuad l da NegativavZ

(X ) = 3 ms para aubsslemasde lasa

- 4 ms para tierra

N F -Fase

N = Neutra

c) Lógica básica del circuito de comparación (se requiere una por cada subsistema)

Figura 11 . 46 - Sistema de protección de comparación de fases segregada



516 u CAPITULA 11

11.8.5.6.5 Protección de comparación direccional por ondas viajeras o magnitudes

superimpuestas

Funciona detectand o el cambio transitorio en la onda de corriente Al y de la onda de

tensión A V que resulta en el mom ento de la falla. como se muestra en la Figura 11.47.

(i) Con falla:

1^ ^^ r F

c

v r

T e n s i ó n /'j Corriente /1

vr--/

( ñ l S i n f a l l a :4 F

+^ 1

v p r l v p l

Comente

vp r pr

(iii) Superimpuestas: F

is

Ca m bio transi tor io Ca m bio transi tor iode tensión de comente



Sts-rtru6 tE Rt07tmÓN s51

D ependiendo del signo del cambio , positivo o negativo, de las dos ondas se toma

decisión si la falla es hac ia delante o hacia atrá s , lo cual perm ite im plementar esquemasreleprotección perm isivos o de bloqueo entre los dos extremo s de una línea.

V arias protecciones de distancia modernas usan este principio en los primero s instantde la detección de una falla . En caso de n o ser suficiente el cam bio por el tipo de fallas o condiciones del sistem a , entonces bloquean este algoritmo y u san el convencional.

Su gran venta ja es que son bastante rápidos y no se afectan por la comp ensación serie lineas largas.

11.8.6 Esquemas t ípicos de protecció n d e líneas de transmisión

Las líneas de transmisión son las que presentan una mayor variedad de esquemas

protección, ya que entran en juego numerosos aspectos, tales como: nivel de tensión, grade redundancia, requerimientos de fiabilidad y seguridad, tipo de compensación de reactivo

tiempos de interrupción y disponibilidad de canales de comunicación. En este numeral presentan en forma muy general algunos de los esquemas de protección más utilizados.

11.8.6. 1 Esquema 1

El esquema más simple de protección (esquema la), ilustrado en la Figura 11.48a, esque utiliza relés de sobrecorriente (5115)N) como única protección. Se utiliza generalmeen líneas radiales de distribución o subttansrnisión con tensiones iguales o inferiores

52 kV. El esquema se com plemen ta con relés de recierre tripolar.

M = Medida

5 1 = Protección de sob recordente



s CAPÍTULO 11

Si el circuito tiene generación en am bos extremos, los relés de sobrecorriente deben serdel tipo direccional (67/67N). Se debe comp lementar el esquema con relés de verificación desincronismo (2 5), tal como se ilustra en la Figura 1 1.48b.

67167N 87B L - - '

3 7> 3fd> M

79

u tL

L Syn

M = Medida

tensión de bam

Figura 11 . 486 - Protección de lineas de transmisión - esquema lb

Cuando se utiliza esta protección, las unidades de fase se deben ajustar a 1,5 veces la

corriente máxima de operación ( incluyendo contingencias ) y las unidades residuales a

0,4 veces la corriente máxima de operación . El tiempo de operación debe coordinarse

selectivamente con los relés de líneas adyacen tes [CIGRÉ ( 199 9)]. El tiem po mue rto de[ reléde recierre puede ser ajustado entre 400 m s y 600 m s.

11.8.6 . 2 Esquema 2

En líneas de subtransmisión o transmisión radiales con tensiones entre 52 kV y

245 kV se utilizan los relés de distancia (21/21 N). En este rango de tensiones se comienzan a

utilizar tanto el recierre tripolar como el monopolar (79), así como los relés de protección

contra fallas del interruptor (50 BF). Como respaldo se tiene la opción de instalar relés de

sobrecorriente (51/51N). Este esquema se ilustra en la Figura 11.49.

El relé de distancia se ajusta tal como se indica en el Numeral 11.8.1. Los relés de



515nMA5 x c a o l c a a d e s 51

I 21/21N 5OBF B

4--_ zc 31 > 3/d>

79 51151 N

01I 3I>

M = Medida

Señal de

tensión d e barae

Figura 11.49 - Protección de líneas de transmisión - esquema 2

S y n

11.8.6 . 3 Esquema 3

En líneas de interconexión hasta una tensión de 245 kV se utilizan, además, los relés d

respaldo del tipo sobrecorriente direccionales (67167N). El relé de distancia (21/21N) quactúa como protección principal se complementa con un esquema de teleproteccióngeneralmente del tipo permisivo. Se utiliza el recierre tanto monopolar como tripolar (79)relés de protección con tra fallas del interruptor (50 BF ).

t------ ----- 1- 1

21/21N S O B F

» t 31d>_r - - Zc 3 1

7 967187N

0 1

LPT

3

85

L--

1MI

M

^ -i r y L.

1 I ^^

1 S y n



520 s GPfruLO 1 1

Si el relé tiene una dificultad de obtener una selección de fase durante fallas

monofásicas , con el relé de sobreco rriente de tierra (67N ), éste debe ser temporizado para undisparo trifásico de respaldo solamente . Adicionalmente , este tiempo debe ser lo

suficientemente largo para perm itir el recierre monopolar , es decir , debe tener un retardo detiempo mayor que el tiempo muerto del recierre (durante el tiempo muerto del recierre, alestar un polo abierto , circulará corriente hom opolar por el reté, ocurriendo un disparotripolar innecesario). El esquema anterior se ilustra en la Figura 11.50. Los ajustes de losrelés son similares a los indicados para el esquem a anterior.

11.8.6 . 4 Esquema 4

En líneas de interconexión de imp ortancia se acostum bra dup licar la protección, talcomo se presenta en la Figura 11.51. Las protecciones numéricas de distancia incluyen las

funciones de sobrecorriente mencionadas. Las dos protecciones pueden ser idénticas ocom plemen tarias dependiendo de los requerimientos de fiabilidad y seguridad.

I

¿21 21N 2

Z<

79 1 1 1p 1

1 1 ♦ +

I

N11N 5 0 0 1 ` 670

31» 31d>

67/67N (Ver nota)

3r >

11>

I . ^

L_

I

_ ^JTT

^65

60Su 27 59

] AU > c 3U c Syn

U

S e ñ a l d e

tensió n de b arias

POTr = Permiso transferido en sobrealcance ( Zona 2)PUTT = Permiso transferido en bajoalcance ( Zona 1)R X = Recepaón serial teleprotecciónM = Medida

Nota: Se ilustra un s istema dup l ic ado i dén t ic o co n r e l és de d i s tanc ia pe r o con e squema de t e l ep r o le cc ión diferente.

Figura 11 . 51 - Protección delineas de transmisión - esquema 4

Esquem as duplicados idénticos generalmente utilizan relés del tipo distancia (21121N),con lo cual se obtiene un esquema seguro, ideal para sistemas radiales de interconexión. Si



SwEws DE PR~áNs 52

La protección de respaldo por sobrecorriente direccional ( 67N ) puede implem entarcon dos funciones . Una de tiempo definido trabajando en un esquema de sobrealcan

permisivo y la otra de tiempo inverso trabajando independientemente. Esta protección paeste esquema , así como para el esquema 3 , debe ser temporizada y dar disparo trifásisolamente.

Berra 2

Berta 1

r

66

0aaau

EDO

ROO

3/ 2

2-

SAS

Línea

PP1 = P rotección de distancia , diterenael

long Inel o conyaracldndlracrlonal

PP 2 = Prutteclón d e distancia

PP1

fi. 6711

2r

2 . - t

2121N ,urZ<

PPP2 CD

3 5927

3 3U32 SCD 74&> 67N

__

LF- 252 . - .

1/d Ph 19

CD 01

3Us ' 59/27 2µ

O74

-c - R F

Sy n 25a

1/3Ph 79

0--1

2µ

Orden deretiene

PP 1

Equipo dn a de emmuniar Z



11

Cuando se tienen esquemas duplicados en extra alta tensión, se implementan

protecciones com plementarias tales como alta y baja tensión (59 y 27), protección tramo delinea (protección entre los transform adores de corriente y el seccionador de línea, cuandoéste está abierto en configuraciones de interruptor y medio) (50/50N-TM), relés desupervisión de circuito de disparo (74), balance de tensión en secundarios de los

transformadores de tensión (60), protección de desbalance de fases de secuencia negativa detensiones (46) (utilizada en sistemas radiales ); adicionalmente a los relés de recierre (79),

verificación de sincronism o (25) y respaldo local contra fallas del interruptor (50 B F). Estasfunciones están incluidas en la m ayoría de las protecciones m ultifuncionales . Un esquematípico se ilustra en la Figura 11 .52.

Cuando se tiene protección de distancia complementada con un esquema tipo comando

de sobrealcance, es necesario tener en cuenta los problemas de la inversión de corriente porfallas en líneas paralelas . Adicionalmente , cuando se tienen estos esquemas es conveniente

prever los relés de distancia con función " eco' para una operación correcta en condiciones

de terminal débil o weak-infeed (CIGRÉ (1991)].

Se debe tener especial cuidado de que los relés de distancia sean adecuad os ( aprobadosy garantizados por el fabricante ) para pro tección de líneas con compensación serie.

11.9 R E C I E R R E AUTOMÁTICO

11.9.1 General

La mayoría de las veces, las fallas en las líneas de transmisión son causadas por rayosque generan sobretensiones transitorias. Normalmente el aislamiento se rompe a través de un

arco en los aisladores de la torre. Si la corriente en el lugar de la falla se interrumpe por uncorto tiempo, el punto de la falla se desioniza y la línea tendrá su aislamiento completocuando se reenergice. Este tipo de falla se considera del tipo transitorio. La falla permanente

se presenta cuando se daña el aislador o cuando se rompe el conductor y hace contacto con latierra.

El número de fallas transitorias comparado con el número de fallas permanente varía desistema a sistema. Es muy usual que el 80% de las fallas sean transitorias. Debido a estoshechos se han desarrollado controles automáticos que cierran el interruptor en un cortoperíodo después de que el sistema de protección ha disparado. El tiempo necesario para unreciere exitoso depende del nivel de tensión que se tenga. Normalmente, el tiempo muertoen líneas de transmisión no debe ser menor de 0,3 s. En la Figura 11.53 se ilustran lasdefiniciones de los términos utilizados en el campo de los recierres automáticos.

En los sistemas de alta tensión generalmente se utiliza el recierre automático sólocuando el sistema de protección ha operado en zona 1 o con teleprotección. Si la señal de



5 1 5 T E 1 - t A 5 D E MOTEQOÓN

t lt 2-------------------------

t 3 t

--------------------------

0 - 11 = Tiempo de despeje de talle en el extremo A

o - t3 = Tiempo de despeja de falla en el extremo B

t1 - I2 = Tiempo que permanece abierto el interruptor en A

13 - 4 = Mempo que permanece abierto el interruptor en B

t3 - t2 = Intervalo muerto ( tiempo muerto efectivo)

tl - t4 = Tiempo de interrupción de la transmisión de potencia(talla trifásica)

Nota: Normalmente no puede haber transmisión de potencia cuando hay una linea fallada; por lotanto, algunas veces se habla de que el tiempo de interrupción es 0 - t,.

Figura 11.53 - Definiciones en el campo del retiene automático

11.9.2 R ecierre monopolarSegún las estadísticas mencionadas se observa que la mayoría de las fallas son

monopolares . Por esta razón es natural abrir únicamente la fase fallada cuando ocurre unfalla monofásica. En el caso de una falla multifásica no habrá recierre o se activará u

retiene tripular: en este caso el interruptor disparará sus tres fases.

La ventaja del recierre monopolar sobre el retiene iripolar , en el caso de un sistema e

paralelo débil, es que las fases sanas mantienen el sincronismo durante el tiempo muert

(Figura 11.54).

Se ha conocido, por accidentes y por cálculos, que las fallas cercanas a generadoregrandes se convierten en un gran esfuerzo para el eje de los turbo generadores. Esto



GwttuLo 11

capaz de seleccionar la fase fallada, lo cual puede ser dificultoso dependiendo de la

configuración del sistema . Sin embargo , no requieren previa verificación de sincronismo.

Normalmente,

en sistemas de extra alta tensión, el tiempo m uerto debe ser ma yor para elrecierre monofásico que para el recierre trifásico debido al acople capacitivo con las fasessanas.

L 1

L2

L3

L 1

L2

La

Note: Las dos fas es sanas m antienen el sincronismo durante el tiempo de interrupción.La situación de d esbalance crea corrientes de s ecuencias cero y negativa en eldrcuito.

Figura 11 .51- Reeierre monopolar

11.9.3 R ecierre exclusivam ente tripolar

En el recierre solamente tripolar los tres polos del interruptor deben ser abiertos porcualquier tipo de falla . Después de un intervalo de tiempo muerto los tres polos del

interruptor se cierran al mism o tiempo sin verificar tensión de sincronismo . Se supone que lamalla en paralelo es lo suficientemente fuerte como para m antener el sincronismo durante eltiempo muerto ( Figura 11.55).

Es peligroso utilizar recierre trifásico cerca de centrales generadoras cuando no se tieneverificación de sincronism o , por el riesgo de presentarse grandes esfuerz os en los ejes de las



SFSTEw5 DE pROi[móe

Li.

ZN= Impedancia de transferencia.Es lo su f ic ien tem en te pequeña como paramantener el sincronismo d urante el tiempode in te rrupc ión

Figura 11.55 - Reelene bipolar

11.9.4 R ecierre temporizad o

Normalmente los recierres de alta velocidad ( m enores de 1 s) se implementan con unsolo intento . En el caso de un a falla sostenida se abren las tres fases definitivamen te.

Algunos equipos de recierre monopolar tienen un dispositivo adicional de recierre

temporizado . Lo anterior significa que en el caso de un recierre rápido no exitoso , existirá usegundo intento algunos segundos después . Después de algunos segundos la línea ser

energizada en un extremo y sincronizada en el otro.

11.9.5 Restauració n automática

En algunos países se utilizan sistemas muy sofisticados de restauración automática. Est

equipo opera en todos los interruptores de la subestación . En el caso de un apagón total, tan

pronto se tenga tensión en la línea o la barra, automáticamente se cerrarán los interruptores

siguiendo cierto orden, hasta restablecer el servicio en toda la subestación. El contro

automático puede ser iniciado o parado desde el centro de control . La restauración

automática es un equipo local que puede ser considerado como sistema redundante

referenciado al sistema de control remoto.

1 1 .1 0 P R O TE C C IO N E S C O M P L E M E N TA R IA S

11.10 . 1 Relé d e verificación de sincronismo



GPtrULO 11

Por lo tanto , es usual incorporar u n relé de verificación de sincronismo en el sistema derecierre para establecer cierre mediante el cump limiento de tres verificaciones:

1 . D iferencia en el ángulo de fase : ajustada normalm ente a 200

pudiéndose tener ánguloshasta 35° y 45°.

2. D iferencia de tensión : si las tensiones tienen una magnitud menor que cierto valor

normal entre el 80% y el 90 % de la tensión asignada.

3. D iferencia de frecuencia : se puede calcular usando técnicas de procesamiento digitalcon relés numéricos o simplemente un temporizador y el chequeo de ángulo, de tal

form a que durante un tiemp o determ inado el relé dará salida si el ángu lo no excede elajuste en grados definido , es decir, una diferencia de frecuencia determ inada . En este

caso , existe una dependencia incomo da para algu nas aplicaciones, entre los tres ajustes.Su ajuste se establece así:

4f. 3 mH z, utilizado en sistemas m uy estables con exigencias fuertes de sincronismo

of 20 mH z, para recierres en líneas de transmisión cortas

4f. 200 mHz, con esquemas de recierre que requieren tiempos muertos cortos.

Es norm al cerrar un extremo de la línea y luego el otro; norm almente se cierra primeroel más dé bil y el relé debe tener la posibilidad de verificar barra viva línea m uerta m ediante

un chequeo de u mbra l de tensión ; luego en el extremo fuerte se cierra el interruptor converificación de sincronismo.

11.10 . 2 R elé d e disparo y bloqueo

El relé de disparo y bloqueo ( 86) es utilizado para realizar disparos definitivos del

interruptor ; es decir, con disparo sostenido y bloqueo del circuito de cierre , en el caso de

todo tipo de fallas en elementos con aislamientos no regenerativos como equipos de

compensación , transformadores y generadores.

En el caso de perwbaciones en cualquier clase de circuitos conectados a la subestación,

se utiliza para hacer disparos a los interruptores asociados por la acción de la etapa 2 de la

protección por falla de interruptor , relé de sobretensión , protección diferencial de barras y

protecciones mecánicas del interruptor ( baja presión de SF6, discrepancia de polos, falla de

mecanismo de operación ); es decir, por situaciones que requieren efectuar inspección e

intervención de los equipos.

11.10 . 3 R elé de s upervisió n d e circuito de d isparo

La fun ción del relé de supervisión de circuito de disparo ( 74). como su nom bre lo dicees supervisar el circuito de disparo del interruptor ante eventos tales como la pérdida de



5[S~DIAS DE PeD76746s s 527

en la Figura 11.56, durante todas los estados del relé de protección asociado al circuito y del

interruptor del mismo.

Relé SCD

Disparost Aam

dtroe relée

Conexión

de disparo

r_--__

\BD Bd = Bobina de disparo

Si= Elemento supervisor con interruptor cenado

S2= Elemento supervsor con Interruptor adarvo

Scd= Supervisión circuito de disparo (74 )

Figura 11.56 -Relé de supe rvisión de c ircuito de dispam

11.11 SISTEMA DE PROTECCIÓN LOCAL DE RESPALDO CONTRA FALLASD E IN T E R R U P T O R

Tal como se mencionó anteriormente , por razones económicas no se duplican los

interruptores y, por este motivo, es necesario utilizar un esquema de protección local derespaldo contra falla del interruptor.

Este esquem a de protección es esencial para asegurar una buena fiabilidad y segu ridaden las subestaciones , especialm ente en las de configuración de conexión de interruptoresasociados ( anillo, interruptor y med io, etc .), ya que cuand o falla un interruptor la protección

ordena la apertura de algunos interruptores y evita que op eren las protecciones remotasaislando toda la subestación.



s UPt1ULO 11

realiza la interrupción , se determina cuáles interruptores están conectados a la barra porm edio de una réplica de las barras obtenida de los contactos auxiliares de los seccionadores(en el caso de subestaciones con configuración de conexión de barras ). La p rotección de

respaldo asociada al interruptor fallado envía orden de disparo a estos interruptores con locual se elimina la falla . En la Figura 11.57 se muestra un esquema de coordinación de

tiempos par a la protección de respaldo contra fallas del interruptor.

1) 2) 3) 4) 2) 3) 7)40ms 1 60ms 1 30msI 60ms 1 60ms 130ms] 60ms

5)150 ms

6)240 ms ( etapa 2)

6)3 40 m s

1) Tiempo de operación d e la protección

2 ) T iempo d e operación del interruptor

3 ) T iem po de r epos ic i ón4) Margen5) Retardo de tiempo de la protección de fa l la interruptor , etapa 1 ( retdp)6) Retardo de tiempo etapa 2 (disparo Interruptores asociados)7 ) T iem po o pe r ac ión interruptores as ociados

8) T iem po to ta l de d espeje de falla con falla en el interruptor

Figura 11.57 - Sistema de p rotecció n contra falta del interruptor - t iempo d e operación

Como se indica en el esquema , el ajuste de la protección local contra fallas del

interruptor debe ser suficiente para perm itir la norm al elim inación de la falla, así comotam bién la reposición de los relés de sobrecorriente má s un margen . Asimismo, el t iempototal de eliminación de la falla por la protección local de respaldo contra fallas del

interruptor debe ser m enor que el m áximo requ erido para eliminar la falla y conservar laestabilidad del sistema y para coordinar con relés remotos de respaldo.

El suministro de corriente de cortocircuito a través del interruptor fallado, desde líneasadyacentes , puede eliminarse mediante un comando de disparo transferido, dado

simultáneamente por la protección de respaldo del interruptor y transm itido a través delsistema de telecomunicaciones , o puede interrum pirse por la acción de los relés de respaldoremoto, localizados en la subestación del otro extremo . Esto si los requerimientos de

estabilidad no son estrictos.

Para comprender la filosofía de la protección de respaldo contra fallas del interruptor se

explica a continuación la correspondiente a las subestaciones con configuración de



SISTEMAS D E m a r t m d N s 5

Arranqu

S a l i d a A

A s1

Relé detiempo

si

Barra 2

S2

Reté detiempo

I

52



CAPtruLO 11

IE C ANSI DESCRIPCIÓN IEC ANSI DESCRIPCIÓN

JRelé de distancia rj>

L

Rola de sobrecomentediroRional a tarro

Verificación desincronismo

'

Oscilación de potenciali i m d

DlspOSIlvo aaoonadocm

o zem es e opolos (generadores)

por temperaturaDispositiva e opor nivel de aceitece ite

R IA de ba t nsióa e n

C y Rolé de supervisión de

ci rcu lo de disparof NSC ^ ReIA de secuencia

negativaq' >a 1 Com fasesación d> pa e

/,^ ^ Dispositvo deC / sobrelemperatura

`^%

ReIA de sobracornenlede fases instantáneo

e lReIA de retiene

Iy» \l

Ro lé de sobrecornemede fierre instantáneo[Ro lé de recepción d e

disparo transferido

31»R

s ` a Protección fallainterruptor

- pOQUEL Rolé de bloqueo

3I> s +Rolé de sobreconientede laces temporizado

3!d>L

I}

\-_Reté d iferencial

ly> St N Rela de sobrecornontede tiene lempodzado

Registrador tle fal las

ReIA de sobretensiónTMedidaC

anca de tereionescocorriríentes

Retardo

©

BJ Ralo BuchholZ--<y Tiempo definido

P > aiv ReIA de sobre resión

Mempo inverso

p



c e

Tom ando la mism a línea fallada, supóngase que el interruptor No. 2 no abre sus polEn este caso, el relé S2 permanecerá con sus polos cerrados, energizando así el relé tiempo y, después de la temporización, dicho interruptor será disparado eliminandcompletamente la falla de la subestación. Este mismo principio se aplica cuando ocurre un

falla en barras.

Los relés de sobrecorriente, para respaldo del interruptor, deben solicitarse con u n rangentre 0,2 y 2 veces la corriente asignada y un tiempo ajustable entre 0 ms y 300 ms. Ecomún especificarlos con dos etapas. La primera etapa repite el disparo a través del relé disparo y bloqueo (86) que intenta el disparo a través de las dos bobinas del interruptor. Elas configuraciones de interruptor y medio se incluye también una tercera etapa o etapa ce

para cub rir las fallas entre los transformadores de corriente y los interruptores.

Para sistemas en los cuales la corriente de cortocircuito tiene valores por debajo de

máxima corriente de operación. el sistema de protección de respaldo del interruptor puedactivarse por medio de relés de mínima impedancia o con protecciones mecánicas, en cade salidas de transformadores de potencia.

Cabe anotar que para sistemas simples y en los cuales el tiempo de respaldo remoto satisfactorio , no se requiere este sistema de protección.

1 1 .1 2 E Q U IP O D E M A N D O S IN C R O N IZA D O (E M S )

11.12 . 1 Generalidades

La maniobra de interruptores en los sistemas eléctricos de potencia normalmente origen a fenómenos transitorios, bien sea de tensión o de corriente, y cuya magnitudimpacto sobre la red dependen del equipo maniobrado, de otros equipos presentes ensistema en el momento de la maniobra y sus correspondientes parámetros eléctricos, acomo de parámetros aleatorios tales como los valores instantáneos de tensión o corriente

el momento de la maniobra.

El equipo de mando sincronizado (EMS) es un dispositivo basado en tecnología microprocesadores, programado para determinar, según el equipo a ser maniobrado, lcondiciones óptimas de los valores instantáneos de corriente o tensión bajo los cuales debe realizar la maniobra, de modo que permita minimizar el fenómeno transitorio y efecto sobre la red.

Para lograr este objetivo el EM S realiza las siguientes funciones:

- Monitorea la tensión o la corriente del sistema al cual se encuentre asociadointerruptor a ser maniobrado.

- Retrasa la orden de maniobra dada por el operador hasta el instante en el cualpresenten condiciones óptimas de operación para que los transitorios sean mínimos.



s CAphnLo 11

Para que la aplicación de los relés de mando sincronizado sea exitosa , el interruptor debeir con algunas características particulares tales como:

Q ue sea de mando monopolar o que , en su defecto , posea un desplazam iento m ecánico

fijo entre los tres polos que perm ita la acción de cada po lo en el instante requerido. Eneste último caso el interruptor solamente resulta apto para la maniobra del tipo deequipo para el cual se diseñó.

Q ue el tiempo de operación del interruptor permanez ca aproximada mente constante enel tiempo y no varíe considerablemente de una m aniobra a otra.

11.12.2 Aplicación de los relés d e mand o sincronizado

las principales y más comunes aplicaciones de un relé de mando sincronizado se

ilustran en la Tabla 11 . 1 y se describen a continuación:

) Para operaciones de cierre:

- Reducción de las sobretensiones transitorias al energizar una línea o durante unamaniobra de recierre . Esta aplicación es muy restringida puesto que el fenómenoasociado con la energ ización de la línea es más de estado estacionario , debido alefecto Ferranti; y para el caso de los retienes , norm almente los relés de mand osincronizado no sensan la carga atrapada presente en la línea en el instante de

ejecutar el recierre.

- Reducción de la corriente transitoria de energización de un banco de

condensadores.

- Reducción de la corriente transitoria de magnetización al energizar untransformador.

) Para la operación de ap ertura

- Optimizar el tiempo de arco en el interruptor para reducir el riesgo de reencendido y

evitar la posibilidad de la extinción de la corriente antes del cruce por el cero

natural (chopping).

Com o se indicó anteriorm ente , la definición de las condiciones óptimas de oper acióndepende del tipo y características del equipo maniobrado , por lo que en la práctica existe unaran cantidad de casos diferentes en la aplicación del mando sincronizado . A con tinuación selustran los casos más típicos de dich a aplicación.

11.12. 3 Energlzació n d e bancos d e condensadores

En el momento de la energización de un condensador descargado , éste se comporta

omo un cortocircuito , por lo que al aplicarle la tensión del sistema aparece un transitorio decorriente cuya magnitud está dada por la expresión:



s I S U w w

De acuerdo con esto, la energización del condensador deberá realizarse cuando ltensión aplicada a él sea cero. Las dos aplicaciones más com unes para la energización dcondensadores son:

a) Energizac ión de bancos de condensadores en derivación conectados en estrella conneutro puesto a tierra . En este caso , cada una de las fases del banco está sometida la tensión fase - tierra del sistema p or lo que cada uno de los polos del interruptordeberá cerrar cuando las correspondientes tensiones de fase cruzan por cero. En laFigura 1 1.606 se ilustra el fenómen o de energización . Tom ando como referencia latensión de la fase a y cerrando e l polo de esta fase en su cruce p or cero, la secuenciade energización resulta ser a-c-b:

a

b

- 6

- 1 1

Figura 11.60a - Banco de condensadores en derivación conectado enestrella con neutro puesto a tierra

T-------- ---------- -y Comando de time faseA

- Cierre fase A

- Cierre fase C

r

Cima tase a

Ond a de t ens ión i

5 / I 10

r a s

Fase AFase B

Fase C

Figura 11 . 606 - Secuencia de energizació n de banco d e condensad oras en derivació n conectadoen estrella con neutro puesta a tierra

b) Energización banco de condensadores en derivación con conexión en estrella y



11

energiza 90° eléctricos después, es decir, en el cruce por cero. El fenómeno seilustra en la F igura 11.61 b.

b JFigura 11 . 61a - Banco d e condensadores en de rivación con conexión

en estrella y neutro flotante

- Comando de cierre fases A yB

r__--- ---------- Carte fases AyB

O n d a de tensió n r - - Ciar te tase C

9

4

. 1

- 6

- 1 1

^

r u s

Fas

as e

eA

F B0

Fase C

Figura 11.616 -Secuencia de energlzación de b anco de condensadores en derivación conconexión en estrella y neu tro flotante

El método tradicional para controlar la corriente de energización de un condensador hasido la colocación de un reactor en serie; sin embarg o , esta función puede ser ahora realizadade ma nera más efectiva por los relés de m ando sincronizado.

11.12.4 Energizació n de transformadores de potencia

Los transformadores de potencia se energizan generalmente en vacío , lo cual origina lacirculación de una co rriente inicial de m agnetización de gran m agnitud dependiendo de



S I S T E M A S DE rnortmóa s 535

- 2

. 7

- 1 2

No - ___s o Tensión

- Imag(O

Figura 11 . 62 - Onda tensión - contente de mag netización , energizaciónde t anstónnadores de potencia

Debe, adicionalmente, tenerse en cuenta que la corriente de mag netización se encuentraen fase con el flujo que ésta produce en el núcleo del transformador . Si al energizar el

transform ador en vacío la onda de tensión está cruzando por cero, el flujo instantáneo quecorresponde a este valor de tensión es su valor pico. Suponiendo que en el núcleo no hayflujo remanente y considerando que el flujo no puede cambiar de cero al valor pico en formainstantánea , aparecerá una com ponente de flujo exponencial decreciente con un valor inicial

igual pero de sentido contrario al valor pico de la componente sinusoidal del flujo, de modoque el valor inicial total del flujo sea cero.

El flujo total, correspondiente a la suma entre la componente sinusoidal y la compon entetransitoria, tendrá en los primeros ciclos valores picos que pueden saturar el núcleopresentándose valores muy altos de corriente de magnetización, tal como se ilustra en laFigura 11.63.

1 0

e

. 2

- 1 2

- 2 2

Tensión

Flujo total

Flujo o.1.

Figura 11 . 63 - Fenómeno de en ergización de transformadores d e potencia



536 s CAPtruLO 11

Flujo

Osat

Onon

'2 'magnetización

Figura 11 . 64 - Curva de magnetización

Si por el contrario , la energización se hac e cuando la onda de tensión pasa por su va lorpico, el flujo correspon diente es cero y, por lo tanto, no se generará la com ponen te transitoriadel flujo, evitándose la aparición de una g ran corriente transitoria de m agnetización.

En conclusión , la m aniobra con el equipo de ma ndo sincronizado debe ga rantizar elcierre de la primera fase cuando la onda de tensión se encuentre en su valor má ximo paraque la corriente de m agnetizac ión y el flujo sean nulos en el instante del cierre . El cierre delas dos fases restantes dependerá del tipo de transformador según sea tipo núcleo o

acorazado , banco m onofásico o trifásico y el grup o conexión de los devanados.

A continuación se ilustra la secuencia de energización para un transformador trifásico,tipo núcleo, con el devanado primario conectado en estrella aterrizada.

- Comando de cierre tase AT --------------- y Cerre faseA

r Cierre fases B y C

O n d a de tensió n ,-0,66 veces valor pico

9 ____________

q ____ r______T

Fa-A

FB..

0 q 6 F a s e C

__L____ _ _____________1__



m

Se debe considerar, adicionalmente, que el núcleo de los transformadores es fabricadode material magnético. por lo que, cuando se desenergiza el transformador, queda un flujremanente que , dependiendo del mom ento de la próxim a energización del equipo, puede

mejorar o em peorar la corriente transitoria de magnetización:- Si el flujo remanente se suma al flujo transitorio total, la corriente transitoria de

magnetización disminuye.

- Si el flujo rem an en te se resta al flujo transitorio total, se req uiere una c orriente tran sitoride m agnet ización m uy al ta.

Por lo tanto, el relé de mando sincronizado debería tener en cuenta el flujo remanente enlos transformadores; sin embargo, en la fecha de edición del libro no se disponía de equipopara m edición este flujo.

11.12.5 Apertura de transformadores

La desenergización de los transformadores no ocasiona fenómenos transitorios; sinembargo, es conveniente determinar la polaridad de la tensión en el momento de ldesenergización para poder determinar la polaridad del flujo remanente. Esto se obtienemediante un relé de mando sincronizado que garantice que la apertura se realice siemprecuando se tiene una polaridad específica.

11.12 . 6 A pertura d e reactores

Durante la m aniobra de apertura de reactores se presentan los siguientes fenóm enos

a) La corriente en un reactor posee un valor muy pequeño comparado con la corriente de

carga de una línea o de un transformador, por lo que esta corriente generalmente estámuy por debajo de los valores de la corriente nominal de los interruptores. Con losnuevos mecanismos de extinción de corriente en los interruptores es posible que, al abriruna corriente de un reactor, ésta se extinga antes de su cruce natural por cero(chopping).

b) El segundo fenómeno ocurre porque en el momento de la desenergización de un reactor

la corriente que circula por él disminuye súbitamente. La bobina genera un flujo de granmagnitud en el sentido contrario al flujo que posee, generándose una gran sobretensiónde acuerdo con la siguiente expresión.

V -L diN

d m(11.4

dt di

Donde :

V . sobretensión

L : i n d u c t a n c i a d e l r e a c t o r

M. número de espiras



538 s CAPtrULO 11

La m aniobra sincronizada de reactores debe realizarse garantizando qu e se temporice laorden de apertura de m anera que, en el próximo cru ce por cero de la corriente, los contactosse encuentren suficientemente separados pa ra soportar la sobretensión generada entre ellos y

así evitar la reignición . Pero, asimismo , debe ga rantizarse que el inicio de la separación delos contactos no se presente muy lejos del próximo cruce de la corriente por cero, puesto quelos contactos pueden llegar a tener una separación tal que el arco se rom pa an tes de dichocruce por cero y presentarse el fenóm eno del corte de corriente, el cual a su vez da lugar agrandes sobretensiones en el sistema . D os casos muy típicos de desenergización de reactoresson:

a) D esenergización de bancos de reactores trifásicos , tipo núcleo conectados en estrella conneutro puesto a tierra . En este caso, la corriente se interrump e en secuencia inversa defases con la segunda fase 30° eléctricos después de la primera y la tercera 90° eléctricos

después de la segund a, como se ilustra en la Figura 11 .66b.b) Desenergización de bancos de reactores trifásicos, tipo núcleo, conectados en estrella

con neutro flotante . En esta caso , la corriente se interrumpe inicialmente en una fase y90° eléctricos después sim ultáneamente en las otras dos fases , tal com o se ilustra en laFigura 11.67b.

Figura 11 . 66a - Reactor bifásico , tipo núcleo , conexión en estrella con el neutro aterrizado

r - - - Ganando de apertura fase A

- - Extinción arco fase A

^ - - Extinaón arta fase C- Extinción arco fase B

Onda de comente 1

9

i - - - - - - - i

I -FaseA

7 - -_, -.-__ -FaseBB



S I S T E M A S D E PROTEMóa s 53

b

c

Figura 11.67a - Reactor bifásico, tipo núcleo, conexión en estrella con el neutro flotante

Ond a de comente

- 1 1

Fase A

Fase B

Fase C

Figura 11 . 67b - Secuencia desenergizaclón de reactor triM sico, tipo núcleoconectado en estrella con neutro flotante

11.12 . 7 E nergizació n de l íneas

Existen dos situaciones que se presentan en la energización de una línea

a) Energizar la línea después de un período de tiempo considerable en el cual la línea h

estado desenergizada : al aplicar una tensión en la línea desenergizada se presenta un

sobre tensión proporcional al valor instantáneo de la tensión aplicada . En este caso,

maniobra sincronizada debe realizarse cuando la tensión a través del polo del interrupt

es cero . De esta manera se elimina el fenómeno de sobre tensión el cual es más crític

para los equipos que se encuentran en el extremo remoto del interruptor.

b) Energizar una línea durante una operación de recierre : la maniobra sincronizada

-------------------- Comandodeapertura taseA

------------ ExtinciónarcofaseA

r Eatincion arco fases a y C



CAPPULO 1 1

- m

,9E

i

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515n~ s DE pportCOÓN s 541

11.12 . 8 Cons ignas operativas d el man d o sincronizad o para diferentesconfiguraciones

la selección de la operación del reté de mando sincronizado está directamentrelacionada con la función del interruptor aso ciado, la cual depende del equipo m aniobrado yde la configura ción de la subestación . Se presentan a continuación algunos ejemp los que shan desarrollado para algunas empresas:

a) Configuración de conexión de barras : para esta configura ción cada interruptor estasociado a una única salida y su función depende del equipo conectado a ella

transformadores, reactores, condensadores, etc.; por lo tanto, el relé de mandsincronizado asociado se programará para realizar la operación sincronizada de acuerdcon el equipo conectado . El interruptor de transferencia para el caso de la configuració

de barra principal y de transferencia no tendrá relé de mando sincronizado , su operaciósincronizada dep enderá del relé de man do sincronizado de la salida que se encuentre entransferencia.

b) Configuración de interruptor y medio: se recomienda que los interruptores adyacentes las barras sean los que energicen los equipos de las derivaciones ; por lo tanto , los reléde m ando sincronizado deberán estar asociados a estos interruptores . Para el caso deinterruptor del centro, el cual comparte los equipos de las dos derivaciones, se

recomienda que no tenga relé de mando sincronizado.

c) Configuración en anillo : en esta configuración deberá definirse operativamente einterruptor asociado a cada salida y el relé de mando sincronizado asociado a cada

interruptor deberá programarse de acuerdo con el equipo conectado a cada salid

específica . En algunos casos, será necesario entonces, inhabilitar el relé de mandsincronizado cuando el interruptor se encuentre maniobrando la salida adyacente.



Capítuloll2MALLA DE TIERRA

12.1 INTRODUCCIÓN

La malla o red de conexión a tierra suministra la adecuada protección al personal y

equipo que, dentro o fuera de la subestación, pueden quedar expuestos a tensiones peligrosa

cuando se presentan fallas a tierra en la instalación.

Estas tensiones dependen básicamente de dos factores: la corriente de falla a tierra y

resistencia de pue sta a tierra de la malla. El primero de ellos depende del sistema de p otenci

al cual se conecte la subestación y el segundo, de algunos factores controlables y otro

incontrolables, tales como: la resistividad del suelo, el calibre de los conductores de la m allasu separación, su profundidad de enterramiento y la resistividad de la capa de triturado qu

recubre el piso de la subestación.

En este Capítulo se tratarán los aspectos fundamentales sobre el diseño seguro de l

malla de tierra de subestaciones de alta y extra alta tensión, ya sean del tipo convencional

encapsuladas. Básicamente se siguen los conceptos tratados en la norma IEEE Std 80 (2000

aunque también se mencionan aspectos de otras publicaciones técnicas [IEEE (1986), IEE

Std 142 (1991), DIN VDE-0141 (1989)].

12.2 DEFINICIONES

Las definiciones dadas por la norma IEEE Std 80 son las siguientes:

Circuito de retorno de tierra : un circuito en el cual la tierra o un cuerpo conducto

equivalente es utilizado para completar el circuito y permitir circulación de corriente desde

hacia su fuente d e corriente.

Corriente de tierra : una corriente circulando hacia o desde la tierra o su cuere q u i v a l e n t e q u e l e s i r v e d e t i e r r a .



1 2

Electrodo de tierra : un conductor embebido en la tierra y utilizado para recolectar las

corrientes de tierra o disipar corrientes hacia la tierra.

Elevación del potencial de la tierra - GPR: es la máxima tensión que la malla de tierrade una instalación puede alcanzar relativa a un punto de tierra distante que se supone que

está al potencial de tierra remoto.

Esterillas de tierra: una placa metálica sólida o un sistema de conductores con muy

poco espaciamiento, que es conectado y puesto sobre la malla de tierra o en cualquier lugar

sobre la superficie para obtener un margen extra de protección y minimizar así el peligro de

exposición a altas tensiones de paso y toque en áreas críticas o en lugares de uso frecuente

por personas.

Malla de tierra : un sistema de electrodos de tierra horizontales que consiste en un

número de conductores desnudos interconectados y enterrados en la tierra, proporcionando

una tierra común para dispositivos eléctricos o estructuras metálicas, usualmente en un lugar

específico.

Material superficial : un material instalado en la superficie del suelo, el cual por lo

general tiene un valor de resistividad alto. Comúnmente se emplea material granular, asfalto

o materiales artificiales. Esta capa de material afecta perceptiblemente la corriente del

cuerpo para las tensiones de toque y de paso.

Puesto a tierra o aterrizado : sistemas, circuitos o equipos que están provistos con

tierra con el propósito de establecer un circuito de retorno de tierra y mantener su potencial

aproximadamente igual al potencial de la tierra.

Sistema de tierra : comprende todas las facilidades de tierra interconectadós en un área

específica.

Tensión de choque : comprend e las tensiones de toque y paso.

Tensión de lazo o de retícula : la máxima tensión de toque encontrada dentro de un lazo

o retícula de una malla de puesta a tierra (Figura 12.2).

Tensión de paso : la diferencia de tensión en la superficie, experimentada por una

persona con los pies separados una distancia de un metro y sin estar en contacto con ningún

objeto aterrizado (Figura 12.2).

Tensión de toque: )a diferencia de tensión entre el GPR y la tensión en la superficie en

el punto en donde una persona se para, mientras al mismo tiempo tiene sus manos en

contacto con una estructura puesta a tierra (Figura 12.2).



Muta Dt rgwa s

12.3 FUNCIONES DE LA MALLA DE TIERRA

Las funciones de la m alla de tierra de una instalación son:

- Proteger a los individuos, limitando las tensiones de toque y paso a valores aceptab

en las vecindades de la instalación durante con diciones de cortocircuito.

- Proporcionar un medio para disipar la comente eléctrica en la tierra bajo condicionnormales o de cortocircuito, sin exceder ningún límite operacional de los equipos

afectar adversamente la continuidad del servicio.

- Asegurar el buen funcionamiento de los equipos de protección de una red, lo cu

garantizará el adecuado aislamiento de las porciones de dicha red que estén en falla.

- Minimizar la interferencia de los circuitos de transmisión y distribución sobre lo

sistemas de comunicaciones y control.

- Mantener ciertos puntos de una red a un nivel de potencial definido con referencia a

tierra.

- Impedir que los soportes de los equipos alcancen un nivel de potencial diferente al de

tierra.

- Evitar las descargas eléctricas estáticas en atmósferas explosivas.

- Proteger la red contra los efectos de las descargas atmosféricas.

- Permitir la utilización de la tierra como camino de retorno en la transmisión de energ

en corriente continua.

12.4 TENSIONES DE TOQUE Y PASO

Figure 12 . 1 - Malla de berra



546 s Gvhvio 12

Tensión

d e l a z o

Igl

Tensión Tensión

de paso d e t o p u t

Tensióntransterida

del potencial

la superficie

E1rrd z GPR

Tierra rem ata

Figura 12.2 - Tensiones de toque, paso , lazos y t ransferencia en una subestación

- IF

entre subestaciones

Subestacion 1 Subestación 2

GPR Subestación 1

E t rrd'Potencial transferido

Cero potencial ----- ------ Pertil tlel potencial

de superficie



Muro R nrwa s 54

máximas permitidas por el cuerpo humano y el circuito equivalente que forma el cuerpo

cuando está parado o toca un objeto, están dadas por las siguientes fórmulas (el subíndic

indica el peso en kg de la persona):

,0 116

E,-50 = (1000+6C, p)t,

E,-70 = (1000+6Ca p, 0157

E,_50 =(1000+1,5C, pj0,116

t,

E , (1000+1 ,5Cp,

-ro = ,

V t ,

Donde:

t a : duración de la corriente de choque, s

V (12.

V (12.

V (12.3

V (12.4

C ,: factor de reducción que depende del espesor de la capa de cascajo de la superficie d

la subestación h, y del factor de reflexión K; C , se determina de la Figura 12.4.C, = 1, cuando la resistividad de la capa de acabado es igual a la del terreno (p,= p)

K=P - p,

p+p.(12.5

p,: resistividad de la capa de acabado de la superficie de la subestación; por lo general s

emplea cascajo; valores típicos se encuentran en el rango entre 2 000 Um y 5 000 Q

(un valor normalmente utilizado es 3 000 Qm ), Qm.

p: valor de la resistividad del terreno, Qm.

Las tensiones de lazo y transferidas tienen también como límite las tensiones máxima

de toque, dadas por las fórmulas anteriores.

En subestaciones encapsuladas en SF6, GIS, la situación es completamente diferente y

que cada componente energizado está completamente encapsulado en compartimiento

metálicos: sin embargo, se pueden inducir corrientes en las cubiertas (envolventes) debido

la circulación de corrientes por los conductores que hacen que aparezcan diferencias d

tensión entre las cubiertas y la tierra de la subestación. Una persona tocando la cubiert

metálica exterior está expuesta a tensiones resultantes de dos situaciones de falla:



s CAPt ULO 12

Ya que la persona puede estar parada en una superficie metálica y el circuito accidental

que se forma involucra , ya sea una trayectoria m ano-mano o una m ano - pie, es necesario teneren cuenta la tensión de toque máxima perm isible para un contacto metal-metal (Figura 12.5).

0 , 9

0 . 8

0 , 7

0 , 6

ti 0 . 5

0 , 4

0 ,3

0,2

0,1

- 0 .

-08I

0,090-P\

-09--t----.7---------- Cs- P s2h5.0.09

-------------- ----- Eaac& snplamnnegan^anw Oa5% an mnP. & .

mO^aW wIlticO

0.05 0 , 1 0 0,15 0 , 20 0.25 0,30

hsIml

Figura 12.4 - Factor de reducción C, como una función del factor de reflexión K y

el espesor de la capa de casca jo h ,



Mu ne nova s

durante una fa lla. Si se - considera p, = 0 en la for m ulación de las ecuaciones de toque, es

rango de tensión corresponde a tiem pos de falla entre 0 ,8 s y 3,2 s para el criterio de lo50 kg y entre 1,46 s y 5,8 s, cuando se toma un p eso de 70 kg, obtenidos de las ecuacion

reducidas resultantes para un contacto metal - metal:

116Emm-t-50 =- • (12.

6

157E.-t.70 (12.

Después de que son estab lecidos los límites m áxim os para las tensiones de toque y paso

el sistema de tierra puede ser diseñado b asado en la corriente de cortocircuito disponible y e

el tiempo total de de speje de fallas.

12.5 PR INCIPALES C ONSIDERACIONES DEL DISEÑO

12.5.1 Concepto genera l

Un sistem a de tierra debe ser instalado de ma nera que limite el efecto de los gradiente

de potenciales de tierra a niveles de tensión y corriente para que no pongan en p eligro

seguridad de las personas y de los equipos bajo condiciones normales y de falla y paraasegurar la continuidad del servicio.

La norma IEEE Std 80 supone que la práctica más común con respecto al diseño de

sistema de tierra corresponde a una malla horizontal de conductores enterrados

complementada por un número de varillas verticales conectadas a la malla. Algunas de la

razones para usar esta configuración son las siguientes:

- En subestaciones, un sólo electrodo no es adecuado por sí mismo para brindar u

sistema de tierra seguro. Por el contrario, cuando varios electrodos, tales como varilla

están interconectados entre ellos y a todos los neutros de los equipos, estructuras

soportes que se requiera aterrizar, el resultado es esencialmente un arreglo en forma d

malla, independientemente de los objetivos originales. Si sucede que las uniones d

conexión entre electrodos están enterradas en un suelo de buena conductividad, esta re

por sí sola representa un sistema excelente de puesta a tierra.

- Si la magnitud de la corriente a disipar en la tierra es muy alta, es casi imposible instala

una malla con la resistencia tan baja que asegure que la elevación de potencial de l

tierra no vaya a generar diferencias de tensiones que sean inseguras para el contact

humano . Este peligro puede ser sólo eliminado controlando los potenciales locales

través de toda el área de la subestación, lo cual se logra con una combinación de mall

horizontal y varillas verticales. Normalmente, la malla de tierra se entierra a un

profundidad entre 0,3 m y 0,5 m y generalmente las capas superficiales de la tierra so



550 s CAptrtto 12

12.5.2 Aspectos básicos en e l d iseño d e la m al la

El aná lisis conceptual de una m alla de tierra usualm ente em pieza con la inspección de la

planta general de la subestación, mostrando los equipos principales y estructuras. Paraestablecer las ideas básicas y conceptos , los siguientes puntos sirven como guía par

comenzar con el diseño de una m alla de tierra típica.

Un conductor continuo en forma de lazo debe rodear el perímetro de la subestación d

ta l forma que encierre la mayor área posible . Esta medida ayuda a evitar alta

concentraciones de corriente y, por lo tanto, altas diferencias de tensión en el área de la mall

y cerca de los tramos finales de los cables de la malla.

Dentro del lazo , los conductores deben colocarse en líneas p ara lelas y, en lo p osible, a l

largo de estructura s y filas de equipos , de tal form a que se tengan las conexiones má s cortas.

Una m alla típica de una subestación puede estar conform ada p or conductores de cobre

desnudo, enterrado como m ínim o entre 0 ,3 m y 0 ,5 m bajo la capa de cascajo, con un

espaciamiento determinado formando retículas . En cada punto de cruce, los conductore

deben fijarse segura y apropiadamente.

Las varillas de puesta a tierra pueden colocarse en las esquinas de la malla y en la

periferia . Pueden instalarse también adyacentes a los equipos de protección como pararrayos

En suelos de varias capas de resistividad se pueden instalar varillas de varios metros d

longitud para poder llegar a la capa de menor resistividad.

La malla debe extenderse sobre la totalidad del área de la subestación y, en ocasiones,

por fuera del cerco perimetral . Es usual disminuir la separación de los conductores en l

periferia para un mejor control de las tensiones de choque . Varios conductores o uno d

mayor tamaño deben instalarse en áreas de gran concentración de corriente , como po

ejemplo, en los puntos de la puesta a tierra de neutros de transformadores , generadores

bancos de capacitores.

En sitios en los cuales es frecuente la presencia de personal de mantenimiento, como po

ejemplo, adyacentes a mecanismos de operación de seccionadores , se puede instalar un

esterilla de tierra.Las conexiones cruzadas entre los conductores en par alelo que conform an la retícul

tienen un efecto relativamente pequeño en bajar la resistencia de la malla; su principafunción es el control de las tensiones de choque.

Se debe p rever una ca pa de casca jo de alta resistividad sobre la superficie de toda l

subestación . Esta cap a puede tener un espesor entre 0,08 m y 0,15 m .

Pa ra a yudar a reducir la resistencia de la m alla, se deben conectar los cab les de guarda

de las líneas de transm isión a la m alla.

En á reas en donde la resistividad del terreno es alta o en un área limitada o muy costosapuede no ser posible obtener una ba ja resistencia de m alla aunque se increm ente el núm ero



MAnA DE T¢a rn s 55

Crea r m allas satélites en lugares de menor resistividad y conectarlas a la m alla principa

- Utilizar una m anta de contrapeso , la cual consiste en una m alla construida en retícul

de 0,6 m x 0,6 m con conductores de calibre No. 6 AWG (del tipo Allumoweld

similar ), instalada por encim a de la ma lla principal a una p rofundidad entre 0,05 m0,15 m de la superficie . Lo anterior par a igualar los p otenciales cerca de la superficie.

12.6 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR Y DE LAS UNIONES

12.6.1 Consideraciones genera les

Cada elemento del sistema de puesta a tierra, incluyendo conductores , uniones, cabl

de conexión, varillas, etc., debe ser diseñado teniendo en cuenta lo siguiente:

- Tener suficiente conductividad para no crear diferencias de tensiones locales peligrosas

- Resistir la fusión y el deterioro mecánico bajo las condiciones más adversas de corrien

de falla en cuanto a m agnitud y duración.

- Ser mecánicamente confiable y fuerte, especialm ente en áreas expuestas a corrosión

abuso fisico.

El p rimer requerim iento en cuanto a la alta conductividad es usualmente alcanzad

cuando se trata de satisfacer los otros dos requerim ientos.El m aterial m ás utilizado p ara los conductores y electrodos de las mallas de tierra es

cobre debido a su alta conductividad y a su resistencia a la corr osión cuando está enterrado

aunque pueda presentar algunos problem as de corrosión galvá nica en m ateriales con algú

com puesto de plomo, com o las pantallas de los cables de control y fuerza. E n algunos país

europeos se emplea acero galvanizado para los sistemas de puesta a tierra, teniéndose qu

prever una protección catódica para evitar la corrosión.

12.6.2 Tam año de los conductores

La fórmula de Sverak, incluida a continuación , evalúa la capa cidad de corriente cualquier conductor par a el cual se conocen las características del m aterial (Tabla 12.1):

f-A ETCAPxI0 1 InrK0 + Tml(12

t e a, p, Kp +T°J L J I

Donde:

I: corriente eficaz, kA

A,: área del conductor, mm2

T : temperatura máxima permitida , °C (Nu meral 12.6.3)



s CAPÍTULO 12

p,: resistividad de l conductor de tierra a la temperatura de referencia T„ p£2cm

K O : U o t o ó °C

r r : tiem po que fluye la corriente, s

T C A P : factor de capacidad térmica, J/(cm3 °C ).

Tabla 12 . 1 - Constan tes de m ater ia les

Descripción Conduc-t ividad

(% ]

a,a 20 °C

[v°C]

Kra O 'C

[ 6 C ]

Temperaturada fusión, T .

[°c

p,20 °C

G r s l e m l

factor TCAP

[Jl(cm• C ) ]

Cobre recocido 100,0 0 , 00393 23 4 1 08 3 1,72 3,42Cobra esarado en frío 97 , 0 0,00381 242 1 084 1 , 78 3.42

Cero cobnzado 4 0 , 0 0 , 00378 245 1 084 4 , 4 0 3 , 6 5

Ace ro cobrizado 30,0 0 . 00378 245 1 08 4 5 , 86 3,85luminio com ercial EC 6 1 , 0 0,00403 22 8 657 2 , 86 2,56leación de a luminio 5005 53,5 0,00353 263 652 3 , 22 2,60lección d e alum in io 6201 52,5 D , 00347 268 654 3 , 28 2,60

cero aluminizado 20,3 0 , 00360 258 657 8,48 3,58cero alvanizado 8,6 0,00320 293 41 9 20,1 3,93cero inoxidable 2,4 0,00130 749 1 400 72,0 4.03

12.6.3 Selección de las un iones

Los métodos más comunes para efectuar las uniones del sistema de puesta a tierra son la

soldadura exotérmica, las abrazaderas y los conectores a presión. Algunas guías para su

utilización son:

- Si por razones mecánicas , el recocido del conductor es una cuestión de consideración, es

prudente no exceder 250 °C, independientemente del tipo de unión o conexión.

- La temp eratura de 450 °C es un valor razonable para conectores del tipo abrazadera.

- Las uniones del tipo soldadura exotérmica deberán unir íntimamente los conductores de

tierra con un molde que tiene las mismas características de fusión que los mismos

conductores, de tal forma que toda la conexión puede ser tratada como si fuera parte

integral de un conductor homogéneo.

- Los conectores de presión pueden ser generalmente de dos tipos : los peinados y los de

compresión . Es razonable diseñar estos conectores para un rango entre 250 °C y 350 °C.



12.6.4 Otras cons iderac iones

En las p rimeras v ersiones de la norma IEEE Std 80 se recom endaban , como mínim

conductores de cobre I /O AWG (50 mm2 ) y 210 AWG (7 0 mm2 ) para uniones co

abra zaderas y pernadas, respectivamente . En la última versión se m enciona que, según uencuesta internacional , alrededor del 60% de las mallas de tierra están construidas co

conductores 4/0 AWG ( 107 mm 2 ); aproximadamente el 16% prefiere utilizar conductor

may ores hasta 500 kC M.

La norma DIN VDE-0141 ( 1989) establece que las secciones mínimas de lo

conductores de la ma lla de tierra deben ser 78 m m 2 p ara acero galvanizado , 35 mm2 pa

cobre redondo y 60 mm 2 p ara cobre en platina . Par a conductores que conduzcan corrientes

tierra las dim ensiones m ínim as son: 50 m m 2 p ara acero , 16 mm2 para cobre y 35 mm2 pa

aluminio.

Con respecto al tiempo de duración de la corriente de falla se debe tener en cuenta

siguiente:

- Operaciones defectuosas de los relés de protección y errores humanos pueden result

en excesivos tiempos de interrupción. El tiempo de despeje de la protección de respald

es usualmente adecuado para dimensionar los conductores. En subestaciones pequeñ

este tiempo puede llegar a los 3 s; sin embargo, en grandes subestaciones, debido a

utilización de esquemas redundantes de protección contra todo tipo de fallas, éstas so

generalmente despejadas en 1 s o menos.

- El valor último de la corriente utilizada para determinar el tamaño del conductor de

tener en cuenta los posibles crecimientos de la subestación. Es más económic

incrementar el tamaño del conductor en el diseño inicial que tratar de reforzar el núme

de conduc tores en un tiempo posterior.

Todos los conectores que sean empleados en la malla de tierra deben satisfacer la norm

EEE Std 837 (1989).

Tabla 12 . 2 - Caractortstlcas fisicas de cables de cobre desnudo , clase B

Calibre Sección N° d e h ilos Diámetro

IEC[mm']

Amer icana[AWG o kCMI [mm^J [ m m ]

35 - 34,4 7 7,50

1 42, 4 19 8 ,45

50 - 4 8 . 3 19 9 , 0 0

1 /0 53,5 19 9,45

- 2 1 0 6 7 , 4 19 10,65

7 0- 69.0 1 9 1 0 , 7 5

3/0 85 , 0 19 11,95



554 a CAPtTULO 1 2

Calibre Sección N° d e h ilos Diám e tro

IEC[mm9

Amer icana[AWG o kCMI [mml [ m m ]

- 30 0 152,0 37 16 ,03- 35 0 177,8 37 17,30

185 - 181 ,6 37 17,50

- 40 0 20 2 ,7 37 18,48

- 450 228 ,2 37 19,61

2 40 - 2 39 ,6 37 2 0 ,0 9

- 50 0 253,4 37 20 , 6 5

30 0 - 299 ,4 61 22 ,50

12.7 EL SUELO

12.7.1 Resis t iv ida d d e l suelo

La resistividad es una característica de losmateriales que mide su oposición al flujo de

corriente eléctrica . La resistividad se define como

la tensión m edida en los extrem os de un cubo de1 m (V/m ) dividido por la corriente que atrav iesa

una sección cuadrada de un cubo de 1 m (Um 2);

por lo tanto, el resultado es en unidades de Slm

(Figura 12.7).

Cubo 1 m

Figura 12.7 - Definición de resistividad

Se considera que el suelo es un mal conductor si se compara con materiales conductores,

como se aprecia en la Tabla 12 . 3. La resistividad del suelo es determinada por varios

factores , los cuales varían de un lugar a otro e inclusive en un mismo terreno se pueden

presentar diferentes valores de resistividad ; estos factores son: el tipo de suelo, la humedad,

lo s minerales y sales disueltos en el suelo y la temperatura.

Tabla 12. 3 - Resistividades de diferentes conducto res

Tipo de conductor Res is t iv idad [Dm ]

Cobre puro 1 ,6 x 10Aluminio 2,7 x 10.8

Acero inoxidable 72 x 10 8Suelos más comunes 1 a 1 0 0 0 0

12.7.1.1 Tipo de s ue lo



MAUA DE TIERRA s 555

diferente resistividad. También ocurren cambios horizontales pero, en comparación con lo

verticales, son más graduales. Por lo tanto, se hacen medidas para determinar variacione

importantes de la resistividad con la profundidad; en general, mientras mayor sea l

variación, mayor debe ser el número de medidas a tomar.

Tabla 12. 4 - Resistividades típicas de los suelos

Tipo de sue lo Resistividad (ílmPirita, ga lena , m a g netita 0 .0 0 0 0 0 1 - 0 ,0 1Agua de mar 1

Suelo orgánico 1-50

Arcilla 1 - 100

Esquisto (roca foliada , se divide fácilmente en lajas) 10 - 100Arena o grava 50 - 1000

Arcenisca (roca constituida p or granos a glut inados p or un cementante ) 20 - 2 000

Piedra caliza , colcna, dolomita 5-10000C ascajo (7 5% de p iedras de 2 cm de diámetro) 3 0 0 0Cuarzo, granito, neis (rica compuesta de cuarzo, mica en lentejuelas yfeldespato con estructura en lajas), basalto 1 000 - 10 000

12.7.1.2 Humedad

La humedad es un factor que afecta inversamente la resistividad del suelo: a una mayo

humedad menor es la resistividad del suelo; en otras palabras, los suelos secos presentan un

alta resistividad, mientras que los suelos húmedos presentan una menor resistividad. Por l

tanto, sitios como riveras de ríos y costas marinas pueden presentar una baja resistividad de

terreno.

En general, la humedad aumenta con la profundidad. Por otro lado, si el contenido d

sales disueltas en el agua es bajo, no siempre una alta humedad en el suelo significa una baj

resistividad.

12.7.1. 3 Minera les y s a les d isuel tos

La presencia de sales y minerales combinados con el agua permite una mejo

conducción de la electricidad (conducción electrolítica) por el suelo.

Suelos dedicados generalmente a la agricultura, por lo general tienen una baj

resistividad debido a las sales y a los minerales presentes en el suelo.

12.7.1. 4 Temperatura

La resistividad del suelo también es influenciada por la temperatura, la cual afecta d

dos formas distintas:



s CAPITULO 12

12.7.2 Medidas de resistividad

En esta sección se analiza la representación del suelo por medio de modelos

matem áticos, basados en m edidas de resistividad del suelo.

El método más utilizado para medir la resistividad del suelo es el método de las cuatro

picas de Wenner, el cual consiste en clavar cuatro varillas enterradas a lo largo de una línea

recta, espaciadas uniformemente a una distancia a y enterradas a una profundidad b, tal

como se ilustra en la Figura 12.8. Las dos varillas externas inyectan una corriente alterna en

el suelo I y las dos varillas internas captan la caída de tensión V, que ocurre entre ellas

debido a la corriente I. La tensión es dividida por la corriente para dar un valor de resistencia

de los electrodos internos R. La resistividad del suelo se estima con base en la fórmula:

4rtaRp1

2 a a

a2 +4b2 Ja2 +b2

Donde:

p: resist iv idad del suelo, Qm

R : resistencia resultante de la m edida, n

a: distancia entre electrodos adyacentes, m

b : profundidad de enterram iento de los electrodos, m.

Si b es pequeño compara do con a (b < a/20), la a nterior ecuación p uede reducirse a:

p=21taR

Fuente de

c o r r i e n t e

A

Amperímetro

v

Volt imetro

Electrodo Electrodo Electrodo Electrodoauxil iar d e auxiliar de auxiliar d e auxil iar d ec o r r i e n t e Cl t e n s i ó n Pt t e n s i ó n P 2 c o r r i e n t e C2

Suelo,... .. , . , ..

lba a a

Figura 12 . 8 - Método de Wenner

(12.10)



TI E R R A 9

realizando varias medidas con una separación a cada vez mayor en una dirección específic

En la práctica, se realizan mediciones sucesivas a una separación a de 2 m, 4 m, 8 m, 12 m

16 m; mediciones a 24 m y 32 m son realizadas adicionalmente en el caso del diseño d

instalaciones de gran tamaño.

Para determinar la resistividad de un terreno es necesario efectuar varios grupos d

mediciones sucesivas debido a las condiciones heterogéneas del terreno. Las medidas debe

efectuarse en una form a organizada de tal manera que se logre un cubrimiento total del ár

sobre la cual va a ser construida la subestación; si es necesaria la repetición de una medida

el sitio deberá ser localizable siquiera en forma ap roximada.

a

s1 2 3

6

Figura 12. 9 - Puntos de medición de resistividad

en un lote rectangular

12.7.3 Procesam ien to de m ed idas

Uno de los métodos que podrían s

empleados consiste en trazar las líneseparadas en tal forma que se cub

aproximadamente el ancho del patio e

el que se localizan los equipos (

recomiendan 6 líneas, como mínimo

Sobre cada una de las líneas se efectú

mediciones sucesivas a diferen

profundidad. Estas medidas se pued

efectuar en diferentes épocas del añ

(tiempo húmedo y tiempo seco) para a

tener cálculos más precisos. En

Figura 12.9 se muestra una sugerencia

distribución de los puntos de medició

para un terreno rectangular.

Debido a lo heterogéneo del suelo, es común que se encuentre que los valores d

resistividad medidos a una misma profundidad difieren según el sitio de medida, por lo q

se hace necesario utilizar un criterio para definir la resistividad. El que se explica

continuación tHusock (1979)] es un criterio probabilístico cuyo método se basa en que l

logaritmos naturales de los valores de resistividad del suelo en un sitio particular siguen u

función de distribución normal, en forma casi independiente de la magnitud de la

variaciones de resistividad. Los pasos a seguir para su aplicación, son los siguientes:

S e o r d e n a n e n f o r m a a s c e n d e n t e l o s v a l o r e s d e r e s i s t i v i d a d m e d i d o s p a r a u n

d e t e r m i n a d a p r o f u n d i d a d y s e o b t i e n e n l o s l o g a r i t m o s n a t u r a l e s :

X = ln(p)(12.1

Para el grupo de valores logarítmicos así ordenados (n) pueden enseguida calcularse



12

X1 (EXI (12 .12b)n

n-1

La validez de la relación log-normal pa ra los valores de resistividad permite predecir,

con un determinado grado de confianza, la probabilidad de encontrar suelo con una

resistividad igual que un valor dado. Esta probabilidad se calcula mediante la siguientefunción:

1P=F[10- XJ 6 p=F(z) ( 12.13)

Donde:

p: resistividad de l suelo, Qm

X-Xz=

S(12.14)

P=F(z) x 100% ( 12.15)

F(z) = J { _,y=e9jc* (12. 16)

F(z) es una función de distribución normal acumulada ; esta función puede ser

consultada en libros de tablas matem áticas [M urray (1982)].

Para cada valor de resistividad o de ln(p) se puede encontrar un porcentaje de

probabilidad P; esto quiere decir que existe una probabilidad P de encontrar resistividad de

un valor de p (62m) o menos.

Utilizando un valor de probabilidad de, por lo menos, el 70% se define un valor muy

representativo de la resistividad del terreno. A partir de esta probabilidad se puede encontrar

en las tablas de distribución normalizada [Murray (1982)] un valor de z de 0,5245, y con el

valor medio y la respectiva desviación estándar , se encuentra el valor de la resistividad a

partir de la siguiente fórmula:

In (p)= S z+X (12.17)

Una vez determinada la resistividad para cada profundidad se debe seleccionar el

modelo con el cual se representa el suelo, entre el modelo de una capa (uniforme) o elmodelo de dos capas.



Mnun DE Tia" s

considerado como uniforme si la diferencia entre dos valores extremos de resistivida

apar ente es m enor del 30% [IEEE Std 80 (2000)J.

Si se quiere utilizar un modelo de suelo uniforme debido a la simplicidad de l

subestación , sólo se promedian los valores de resistividad obtenidos para cada profundidad.

Para subestaciones pequeñas se acostumb ra tra baja r con el modelo de una capa; en esto

casos, se toma la resistividad ap arente del suelo p, p ara una p rofundidad equivalente a la d

la p rofundidad de los electrodos de la m alla que , para todo fin práctico , puede ser 2 m .

12.7.5 Sue los n o hom ogéneos

La r epresentación m ás precisa de un sistema de tierra debe basarse en la va riación re

de la resistividad del suelo presente en el sitio de la subestación , pero es poco justificabeconómicam ente e im posible técnicam ente modelar todas las variaciones. Sin emb argo, en

mayoría de los casos, la representación de una malla de tierra basada en un mode

equivalente del suelo en dos capa s es suficiente para el diseño de un sistem a seguro.

Con el m odelo de las dos capas el suelo está caracterizado p or el espesor de la pr im er

capa H , la resistividad de la primera cap a p , y la resistividad de la segunda cap a p , , tal com

se muestra en la Figura 1 2 .10. Los cam bios bruscos en resistividad en las fronteras de cad

capa pueden ser descritos por el factor de reflexión K, el cual es definido com o:

K = P2 -P]

P 2 P ](12. 1

Este factor de reflexión varía entre - 1 y +1. Un suelo con cambios extremos en

resistividad representa un factor con un va lor cercano a la unidad , m ientras que un factor d

cero o cercano a cero es dado por un suelo uniform e.

Ex isten diferentes técnicas par a determ inar el m odelo equivalente de las dos cap as d

suelo según la resistividad encontrada de las m edidas [Husock ( 1979)]. A lgunos m étod

son simples y rápidos pero aproximados , otros m ás precisos involucran program as d

computador . A continuación se describen algunas técnicas utilizadas.

p t

THT



560 s UPtTVLO 12

12.7.5.1 Inspección visual

Cuando se presentan cambios en el gráfico de resistividad aparente contra profundidad,

se puede determinar aproximadamente el modelo de las dos capas. Un gráfico de este tipo se

ilustra en la Figura 12.11, de la cual se puede extractar fácilmente que la resistividad de la

segunda capa es alrededor de 150 £2m; por otra parte, la resistividad de la primera capa y su

altura son difíciles de estimar. Una estimación conservativa consiste en extender el gráfico

hasta que cruce co n el eje Y y tom ar dicho valor com o la resistividad de la primera cap a y de

ahí su altura, que para la gráfica son 910 Q rrm y 8,0 m respectivamente.

1 000

9 0 0

8 0 0

70 0

600

50 0

400

300

200

100

0

Profundidad equivalente, a Im l

Floura 12. 11- Método de la Inspección visual para el modelo de l as dos capas

12.7.5 . 2 Métodos gráficos

El modelo de las dos capas puede también aproximarse al método de Sunde [IEEE

(1986)] que parte de las medidas efectuadas con el método de las cuatro picas de Wenner y

de la gráfica de la Figura 12.12.

0 2 4 6 8 10 1 2 14 16



1000

50 0

20 0

1 0 0

5 0

2 0

1 0

5

2

C r ,1

am 0 ,5

0 , 2

0 , 1

0,05

0 , 0 2

0 , 0 1

0,005

0,002

0,001

--- - - - -1--Lr2 11 00oj

^ ^

I I

500--4- --20011

00---F-J---_r - -I-

I I I I I I 1-r--rH-E-EH -I-

LJ - L_ L 10 -I-

15

-F-EH-L --1-

2I

r 1

-7 T-r

LL J

1 1-r--rJ-r

1 1r rJ r

-r--rr-r-

r r --r-

I I 1 I_ I_ _

r-r-- 7-r-I-

T- -1- T-T-

L--fi---1-

^ ^ F-

- -I-rt-f r r

f r I

0,1 0,2 0 . 5 1 2 5 10 20 50 100 200 5001 000 2000 5000

aM

Figura 12. 12 - Métod o gráfico de Sunde

Los valores de pi, P1 y H son obtenidos por un mé todo de ensayo y error com o sigue:

- Paso 1: se grafica la resistividad aparente pa en el eje Y, contra el espaciamiento de l

picas (o profundidad equivalente) a, en el eje X.

- Paso 2: el pa correspondiente al espaciamiento meno r es p1 y al mayor es Pt, con 10 cu

se determina P2/p1 y se selecciona la curva correspondiente en la Figura 12.12.

- Paso 3: suponer un valor inicial de H, por ejemplo H1. Lo anterior se debe basar en

pendiente del gráfico de p contra profundidad. Si la pendiente es fuerte, utilizar una H

pequeña y viceversa.



s CAPfrulo 12

- Paso 7: si no se obtiene un valor constante de p, en el paso 6, incrementar o disminuir el

valor de H sup uesto en el paso 3 y repetir los pasos 3 a 7.

12.7.6 Métodos s is tem at izados

La norm a IEEE Std 81 (1983), en sus anexos, ilustra métodos iterativos para determinar elmodelo de las capas del suelo, los cuales requieren la utilización del computador. Estos m étodosse basan en soluciones de la fórmula deTagg:

1+4 K"1 1

Pa =P1^

(12.19)= 1 [v1+ (2nnIa y 4+(2nH/a /

Donde:

p,: resistividad aparente medida por el método de Wenner, Om

a: separación entre electrodos adyacentes (método Wenner), m

p1: resistividad de la primera capa, Qm

p2: resistividad de la segunda capa, Qm .

H. espesor de la primera ca pa, m

K : f a c t o r d e r e f l e x i ó n , e c . ( 1 2 . 1 8 )

n : n ú m e r o e n t e r o .

En la Figura 12.13 se aprecia el ejemplo de la Figura 12.11 resuelto mediante el método

sistematizado.

7 0 0

6 0 0

50 0

ÉQ 400

á

30 0

20 0

100

Resist iv idad aparente m edida

P=675 S1P 2í=136 l1I H = 2 , 5 m

-- -

RII sistividad avente cal lada

I I

I I - _ _ I



nen

12.7.7 Comparación de los mo de lo s uniforme y de las dos capas

pt

pp2

^

x

a) Modelo de una capa b) Modelo de dos capas

Figura 12. 14 - Resistividad del suelo

El modelo de las dos capas ha demostrado ser mucho más preciso que el modelo

uniform e, siendo las siguientes alguna s de las razones:

- La variación de la resistividad del suelo tiene una notable influencia en e

comp ortam iento de los sistem as de tierra, afectando la resistencia de la m alla, el GPR

las tensiones de choque . En general , para valores negativos de K (p, > P2 ), ta resistivida

es menor que en el mismo sistema con resistividad uniforme pi; lo contrario pas

cuando K es positivo ( P2 > p t). Una relación similar existe para las tensiones de choque.

- La altura de la primera capa H afecta el comportamiento de los electrodos verticales. Sla altura H es mayor que la dimensión de los electrodos , su comportamiento será e

mismo para el caso de un suelo uniforme con resistividad pi. Para los casos en los que K

sea positivo (P2> pi), dependiendo de los valores de K y H, el efecto de los electrodo

verticales no contribuye significativamente al control de la resistencia y las tensiones de

choque.

- Con m odelo de suelo uniform e y m alla uniform e se obtienen las peores tensiones de

choque, especialm ente en los lazos ex teriores.

- Ya que el diseño del sistema de tierra utilizando el modelo de las dos capas implica e

uso de un computador con amplia capacidad de memoria , es necesario analiza

cuidadosamente en dónde es justificable utilizarlo . Para sistemas que involucra

arreglos simples y suelos relativamente uniformes, los métodos aproximados so

suficientes ; mientras que el método de las dos capas puede ser considerado justificable

por el ingeniero de diseño en suelos marcadamente heterogéneos , mallas no uniformes

grandes áreas.

12.8 EVALUACIÓN DE LA RESISTENCIA DE TIERRA

Un sistema de tierra ideal debe tener una resistencia con respecto a la tierra remota cerc



s CAPtrULO 12

La estim ación de la resistencia total a la tierra rem ota es uno de los primer os pasos para

determinar el tam año y la configuración básica del sistema de tierra.

12.8.1 Método simplificado de la nora IEEE Std 80La fórmula básica para determinar la resistencia de tierra de la subestación es

[IEEE Std 80 (2000)]:

R = A + p ( 12.20)4 L

Donde:

R g : resistencia de tierra de la subestación, f2

p : resistividad promedio, S2mA: área ocupada por la m alla de tierra, m'

L : cantidad total de cab le enterrado incluyendo la longitud de las varillas, m.

La anterior ecuación es razonablemente precisa para profundidades de la malla de

aproxima damente 0,25 m . Para profundidades de ma lla entre 0,25 m y 2 ,5 m se debe incluir

una corrección por la pr ofundidad , lo cual resulta en la fórm ula de Sverak:

Rg -p[L+ 200 (1 +1+h 120/ A )](12.21)

Donde:

h : profundidad de enterramiento de la m alla, m.

La r esistencia de un sistem a com binado utilizando electrodos horizontales ( m alla) yverticales (varillas ) se puede representar por la fórm ula de Schw arz:

Rs

= RlR2-8212

R 1 +R2 - 2R12(12.22)

2L LR1 = Iny /+kl - k 2 (12.23)

l J

R 2 2 t c n L ,[ln(L )-1+2k, W-1?1 (12.24)

R12 = P In + -k2+1 (12.2S)n [ (2Lc) k 7 ]

Donde:



MALLA X 71EWM • 565

L,: longitud promedio de las varillas, m

2b': diámetro de las varillas, m

n: número de varillas localizadas en el área A

A: área ocupada por la malla de tierra, m'

k1, k2: constantes relacionadas con la geom etría del sistema (Figura 12.15)

2ac: diámetro del conductor de la m alla, m

ac 2h para un enterramiento h, ma'=

ac para conductores en la superficie (h = 0). m

1.4

1,3 1.2

e

1, 1

U1,0

0,9

0.80

7.0

6.5

m 5 ,5

$ 5,0

U

4 . 0

T - T -

11 2 3 4 5 6 7

Relación largo - ancho

a) Coe ficiente k,

A- - -- -- - - -- - - - -

A:h=O o Ya=-0,04X+1,41

B: h=Ulo-L °Yb =-0.05X+1.2

C:h=1/6.r c Yc =-0.05X + 1,138

A:h=0 - Ya =0,15X+5,5



566 s GPtRRO 12

Schw arz desarrolló la formulación para Rr, R2 y R 12 suponiendo un suelo uniforme. Sin

em bargo, es posible realizar una ap roxima ción considerando un m odelo de dos capas com ose describe en las norm as IEEE Std 80 (2000) y DIN V DE-0141 (1989).

La norma IEEE Std 80 m enciona algunos métodos para tratar el terreno con el objeto debaja r la resistividad ; entre ellos se encuentra el uso de la Bentonita y sales, así como la

utilización del acero de refuerzo en las cimentaciones de concreto.

12.9 DETERM INACIÓN DE LA CORRIENTE MÁXIMA DE LA MALLA

12.9.1 Definiciones

Corriente simétrica inicial de falla a tierra: el valor máximo eficaz de corriente

simé trica de falla después del instante de iniciación de una falla a tierra . C omo tal, representa

el valor eficaz de la componente simétrica en el primer medio ciclo de una onda de corriente

que se desarrolla después del instante de falla en tiemp o cero. G eneralm ente:

'f(O+) = 310" (12.24)

Donde:

/ ftp,t: corriente simét rica inicial de falla a tierra

!0": valor eficaz de corriente simétrica de secuencia cero que se desarrolla

inmediatamente después del instante de iniciación de la falla. esto es, reflejando la

reactancia subtransitoria de m áquinas rotativas que contribuyen a la falla.

Factor de decremento : un factor de ajuste usado en conjunto con la corriente inicial

simétrica de falla a tierra en cálculos de diseño de malla de tierra tendientes a la seguridad.

Permite obtener un valor eficaz equivalente de la onda de corriente asimétrica para una

duración de falla dada tf, teniendo en cuenta el efecto del desplazamiento de la corriente

directa inicial y su atenuación durante la falla, D f .

Corriente asimétrica efectiva de falla: el valor eficaz de la onda de corriente

asimétrica, integrada sobre la totalidad del intervalo de duración de la falla, tal como se

ilustra en la Figura 1 2.16, IF= D f If

Corriente simétrica de malla: porción de la corriente simétrica a tierra que circula

entre la m alla de tierra y la tierra circundante, la = S % I.

Corriente máxima de malla : valor de diseño de la corriente máxima de malla, !G.

Factor de división de la corriente de falla: factor que relaciona el inverso de la

relación de la corriente simétrica de falla y la porción de esta corriente que circula entre la

malla de tierra y la tierra circundante, Sf .

Factor X I R :



Mu DE TIEW s 567

componente sim étrica alterna y una comp onente de corriente continua ( c.c.), cualquiera o am ba

con las magnitudes que dism inuyen (generalmente am bas).

Fa ctor de comp onente c.c.: relación del pico de corriente de falla y el pico de corrientsimétrica.

i c a ( t ) t

w

Com nente decrecientede comen te cont inua

im(t) tff icc(q dt

0

0- ,ficc(I)d

^o

b) Componente C.C.

i(() t I ^ Máxima corr ien te1 as imétr ica ins tantánea

/ Comente rmsIF= Df I

Tf u simétrica

de falla total

a) Componente c.a.



s C A P I T U L O 1 2

12.9.2 Tipo y localización de la fal la

Se deben evaluarel tipo y la

localización de la falla a t ierra que produzcan la circulación

m ayor de corriente entre la m alla de tierra y la tierra circundante y, por lo tanto, el m ás alto

GPR y la m ayor tensión en la superficie.

M uchos tipos diferentes de falla p ueden ocurrir en un sistem a . Desafortunadam ente, es

difícil determinar qué tipo de localización de falla resulta en la m ayor circulación entre la

ma lla y la tierra ( corriente 1. en las Figura 12.17 a 12.20). ya que no existen reglas sencillas.

Para determinar el tipo de fallas aplicables se debe dar importancia y consideración a la

probabilidad de ocurrencia de la falla . Fallas múltiples y simultáneas, aunque puedan resultar

en corrientes a tierra mayores , no deben considerarse si la probabilidad de ocurrencia es

despreciable. Es entonces recomendable, por razones prácticas, que la evaluación se centre

en las fallas fase-tierra y fase-fase a tierra Existen numerosos textos que ilustran la

metodología de cálculo para este tipo de fallas y, por lo tanto, en este libro no se entrará en

detalles [IEEE Std 80 (2000)].

El peor tipo de corriente que puede ocurrir puede ser definido como la resultante en la

más alta circulación de comente de secuencia cero hacia la tierra, 310. En un sitio dado, una

falla fase-tierra será la de más alto tipo si ZJ, > Z,= (Za > Z, S i Z, = Z) en el punto de la falla,

y una falla fase-fase a tierra será la de más alto tipo si ZJ, < Z,2 (Za < Z, si Z, = Z,).

Para determinar el mayor valor de corriente para una determinada subestación, es

necesario estudiar las fallas, tanto en el lado de alta como en el de baja tensión del

transformador , así como dentro y fuera de la subestación . Por ejem plo, en una subestación de

distribución , una falla en el lado de baja tensión dentro de la subestación resulta en una

corriente de falla despreciable , ya que toda retorna al neutro del transformador por los

conductores de la m alla.



Mntu oe nct s

• e • n

IG=Ei=IFFigura 12. 18 - Falla en la subestación; neutro puesto a tierra en subestación remota

I Fi' F2

' F I- Faya - 1F2

I F II I F i

AIG=IF-1F1 IG

Figura 12 . 19 - Falla en la subestaclón, sistema puesto a Vena en la subestación y otros puntos

Fuente SubestaciónSubestacionremota de distribución

de carga

( 1



570 s CAPtn1LO 12

En la gran mayoría de los casos, es suficiente el cálculo de la máxima corriente de malla

despreciando el efecto de la parte resistiva de la impedancia del sistema, la resistencia de

puesta a tierra de la malla y la resistencia de la falla. El error introducido al despreciar estas

resistencias es usualmente pequeño.

Sin emb argo , hay a lgunos casos, cuando la resistencia de puesta a tierra esper ada de la

m alla tiene un valor alto compa rativam ente con la reactancia del sistema , en los que se hace

necesario tomar en cuenta en los cálculos dicha resistencia , siendo esto especialmente cierto

en sistemas de m edia y baja tensión . Lo anterior crea un problema ya que la malla de tierra

no se ha diseñado y su resistencia es desconocida . No obstante , la resistencia p uede ser

estimada con el uso de las fórmulas del Numeral 12.8, lo cual resulta en unos valores decorriente (1g e IG) suficientemente precisos.

12.9.3 Factor de división de corr ien tes

Se debe, por medio de cálculos, determinar el factor de división de corriente S f , el cual

es la relación entre la corriente que debe disipar la malla de tierra y la corriente total a

disipar, tanto por la malla de tierra, como por otras mallas y cables de guarda conectados a

ésta, para cada una de las fallas seleccionadas en el paso anterior y así determinar el valor

correspondiente de corriente simétrica de malla /g.

Ig =SfIf, con If=3l0 (12.27)

Donde:

I g : corriente simétrica de m alla, A

I f . . valor eficaz de la c orriente simétrica de falla a tierra, A

Sj factor de división de co rriente de falla

lo: corriente de secuencia cero, A.

Linea de 110 kV Linea de 220 kV

Figura 12.21- Distribución de la contente de falla



MQADE

El cálculo de la corriente que retorna por los neutros de los transformadores puede s

fácilmente realizado por medio de componentes simétricas. El problema es más comple

cuando se trata de calcular la fracción de la corriente que circula por los cables de guarda

las líneas de transmisión.

La norma IEEE Std 80 ( 2000) menciona varias referencias bibliográficas , resumien

algunas metodologías para calcular el efecto del cable de guarda ; sin embargo , todas el

son de difícil aplicación.

Existen programas de computador para calcular la corriente simétrica de malla, com

por ejemplo el EMTP ( Electromagnetic Transient Program ) y el SMECC del EPR

Adicionalmente, la IEEE [IEEE ( 1986)] menciona otros métodos simplificados y gráfico

dos de estos se describen brevemente a continuación.

12.9.3 . 1 Métod o gráfico

El método gráfico de Garret [Garret, Mayers y Patel ( 1987 )] intenta correlacionar

corriente de secuencia cero de la subestación , obtenida de un estudio tradicional

cortocircuitos , con la corriente sim étrica de m alla, pa ra lo cual utiliza los gráficos de

Figuras 12.22 a 12.33.

Los gráficos se pueden dividir en tres categorías:

- Contribución de corriente : 100% remota - 0% loca] (Figuras 12.22 a 12 . 29). Represen

subestaciones de distribución típicas con transformadores delta-estrella puesta a tierr

con A líneas de transmisión y B alimentadores.

En subestaciones de distribución , generalmente se supone que la corriente de ma

mayor se obtiene por una falla en el lado de alta tensión en delta, ya que en este ca

toda la corriente de falla tiene que retornar a un neutro remoto.

- Contribución de corriente : 50% rem oto - 50% local (Figuras 12.30 y 12 .31).

- Contribución de corriente : 25% rem oto - 7 5% local (Figuras 12 .32 y 12 .33).

Estas dos últimas categorías representan subestaciones de transmisión o de plant

generadoras con A líneas de transmisión y con fuentes locales de secuencia ce

(autotransformadores , transformadores , etc.). Los alim entadores son considerados com

líneas de transm isión.

Para cada categoría existen dos subcategorías de acuerdo con la resistencia de puesta

tierra de las torres.

Cada gráfico contiene una familia de curvas , cada una representando cantidaddiferentes de líneas de transmisión y /o alimentadores . La abscisa es el rango de la resisten



572 s CAPtTUiO 12

100 - I- - 4- I -- - -

- - - - I- 4- I- - -

1- LLLIJ L--- L--

-

_L-

1 1-1

- T11 T - TT

r TT T TI

I__---L_1_L L L L11 LLI

I I I V

----t--tttll t -- rt - t

F 17 T_T

T1 0 0 C o n t r i b u c i ó n r e m o t a

-% Con tribución local T 1Resisten cia de pie de torre

r- 1 - T r -- - - t _Transm isión: 15 f2Distribución: 2511

AIB________ -- _ _

A: No de l íneas d e transm isión 1B: NO de lineas d e distribución

e

5ó

10V

E

m

oU

o,

V22 /2

1 1 42 /4

2/6

21 6

0 , 1

R9- Resistencia de la mana IU]

Figura 12 . 22 - Factor de distribución SI vs. R,

100

--------- --L-L -----1

T T T T

m II_ L L L L i L -- _ L L

m I I I 1 1

-----±-I_frrr===r=-rtt _

1 0 0 % Contribución rem otaT T- 1T T

_TT TTT T 1 - 1

D% CoMribuaón local 17 I ' T ! ' I

tj Resistencia de pie de torre -

,T 1 - 1 T- - r- T-- I- T T LTTransmisión : 100 []rñ Distribución : 200 £2 1 1 _

10

1 / 2

21 2

1/42 /4

21 6

2/8



100

1 TnT---r i TT?Tn

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - -V

L- _ L 1 1 1 LI

p I

I I- - - - - - - - - - - - - -- - - -

- =t 1- 1t t- 11t-

-----+14 ++---- - F- 4/ 0

m_

T T 1 t Tm

100 % Contribución rem otaT T T 1% Contribución local 41 2

Ú Resistencia de pie de lonat It t - - -1

Transmisión : 15 R 4/4rñ Distribución : 25 0 11 1

sd

_ _4 1 6

A: No de l ínsa e transmisión 4/8B: No de líneas d e distribución1 1 1 / 1 0

1 1J

0 . 1 1 1 0

Ry- Resistenc ia de la m al la ]R]

Figura 12.24 -Factor de distribución Sf s is . R.

100 --- - - -

-------- - ----- ---- - -

I I7777I 1-17

4/0

10 _ - - i . - - L _ - - 1L : -- - -1 L 4/2

$ - L1=L1- 11T-- - ---L- -1--_ -/4

F - - 17_- 7 TT_ _ __ -

_ _ __

__ I

a/tiyE

-

- __- - - - -. 1-- _-

_

- '- -- 1- 1-4/8

100 % Contribucion remota +_-- J -- I- - - - +

4/10

c j

0% Contribución localResistencia de pie de lorre 1

Transmisión : 100 Q

Disnribución: 200 C3AM tt- I -t -

-

-1-I-1--I-11

1



574 s CAPÍTULO 12

11 0

e

e

E 10

o

e

eE

c m

E

ú

0

0 , 1

RB- Resistencia de la malla IQ]

Figura 12.26 - Factor de disbibución Sf vs. R.

I

e

eP

co

eeEe

e c

óo

0

__ 1- - - 1_I-I-I J L

- -I-I-I Tr'

I I I I I I II I I I I I I I

_ I I I II

1 I l l

L- - 1- L!-11

IA00 % Contribución rem ota Y - - - t - - Y t_

0% Contribución localResistencia de pie de tope -Y - - - - - - - - J

Transmisión: 15 QDistribución: 25 R

NB TTT- - - T- -1- T1A: No de líneas de transm isiónB: No de líneas de distribución 1

- - - - - - - - --- - - -

-L--

- - -

- L

- - - - - - -

i L _i -1L

--

T- -

-1T T-1 T T- -- ¡ - - - -

7_ 1 L II L J J 1 L

I I I

1 1 -- - ri t - _ - t - -1_ YYYY

T TI T T - T T -1 T T

I-iT I

V

I

10

6 / 0

^vel

64

6/66/66 1 1 0



Mrll1A DE 11ERAA s 575

lo o

a

3 os

1 0

u ,

- - - ---I-I-

-I--

-

L1-1 = - 1-

-

_1- -1 _1_1-

rIY - -. - T-

1 1 1 __ 1_

I I I - I.T

-1- -i -1-1-

1 1I

-I- - -

_ _I I

I

J 1

It

1-I - I- L

1 LIL

4 4 X11 - -- - -4 1- I-t HY- - -

4- 1 -4

I I I I I I

0 . 1

R9- Resistencia de la malla ¡n]

6 /0

8 1 2

a /4

a /6

8 1 1 0

1 0

Figura 12.28 -Factor de distribución S,- vs. R.

100

ám

m

oac m9 to

Emc coóu

a

rI T T -1 T -1 -1 Tr

-

7-00 % C o n tñbución

- - - - i - -I - - -i -i -

11LI _ - -

L I 1

+H+---

motat LY- - - Y- - - Y-I - -I Y0% Contribución local

-esistencia de pie de forre 4+-14- -- - 4-- - 1- - - 1- 1Transmisión : 100 £2

Distribución: 200 E2/ T 1 1 i í 7-1_ 1-1

A No de lineass d a t r a n s m i s ió n

a / 0a /2a/49/6a/8ello



s í .APtT11LO 12

100 _ 1 -

I_ T 1 T I II T 1_ I T- I II -

I

I____ ___ __

s

mE le r ri l

E _----r-1r_- T1T--_ - -I 11

m 50 % Contribución rem ota - - - L_

- - _

E 50% Contribución localResistencia de pie de torre

Transmisión . 15 fl

P J B 1 1-1 - - - _ -A: No de l íneas de trans misión iB: No de Itneas d o distribución I I

0 , 1 1

Rg- Resistencia de la mal la [Q

Figura 12.30 - Factor de distribución Sf vs. R8

100

E

$ 10

E

e

Ú

c o

2 / 0

4 / 0

5 / 0

a /c

10/0

1 2 1 0

14/0

1 6 1 0

10

L -1- L 1- 1-, 1- - - - - - - ¡- - T- -

_---------

- - - - T

-----

- - FF7T

----.II

' \I^^

I

I

'

^

-I J^

T L fC L T TIT r C LIT T T L =1T = 'a^---I--+-1-rrrltl----1--r- ' 1 -

50 % Com ribución rem ota50% Contribución local

Resistencia de pie d e torre _1

_ _Transmisión : 100 R

A/e L1 J L_ _ _ L L I_ L L L11

7/0

a r o

e / o

a / 0

1 0 1 0

1 7 / 0

1 4 / 01 6 1 0



MRLLA W TIEala s

100

7

añ 10

9s

8aEE

1C

3

w

-- T--444144---54-L11^1

71 L L IL L- _- L - L 1 11 LI

-_-_-_-_-_T-_TTTT__ T 77_

ILLUL__-L

E

0 , 1 T

0 , 1

100

a

e

sec

10

a

Emc

Ú

N

T: F-1^ -F-5-5; 54

t l-I t - -

__

- t -

_

- -- 11-

V

71 0

4 1 0

6/ 0

a / o1 0 1 01710141016/0

Rg- Resistencia de le malla [R]

Figura 12.32 - Factor de disbibución S1 vs. Rr

---T- - - -

- T- -

I- TTTTT-- - - - - - - -

1--T-1T-1- - - - - - - -

-11 TI- - -

LI1 1 1J-IJLI

i i

L LJ1JL1-L--_

ttlt --- t

rlr---T

10

71 0

4 1 0

6 / 0

8 / 0

10/171



578 s CnctruLO 12

12.9.3.1. 1 Ejem plos de cálculo de corriente a disipar por el m étodo gráfico

- A una subesLa ción de ma niobra llegan 4 líneas de transm isión . La resistencia de puesta a

tierra de las torres de las líneas es de 25 f2 y se estim a una resistencia de la m alla detierra de 0 , 90; la corriente de falla es de 6 85 4 A .

La Figura 12 . 24 m uestra que, para 4 lineas de transmisión , el factor de distrib ución de

corriente es de 42 %. La corriente m áxim a que disipará la m alla es:

Ig = 6854x0 ,42 = 287 8,7 A

- A una subestación de distribución llegan 2 líneas de transmisión a 115 kV y salen 3

líneas de distribución a 13,2 kV. Las torres de las lineas de transmisión tienen una

resistencia de p uesta a t ierra de 15 f2 y los postes de las línea s de distribución tiene unaresistencia de puesta a tierra de 25 £1 ; se estima que la m alla de tierra de la subestación

tiene una resistencia de tierra de 1,0 f); la corriente de fa lla es 9 148,7 A.

La Figura 12.22 muestra que, para 2 líneas de transmisión y 2 líneas de distribución, e

factor es de 33% y para 2 lineas de transm isión y 4 líneas de distribución, el factor es de

23%, en este caso se realiza una interpolación: S,=(33+23)/2=28. La máxima

corriente en la ma lla es:

Ig = 9148,7 x 0,28 = 256 1,6 A

Una subestación de una central de generación tiene dos líneas de transmisión. La

resistencia de tierra de las torres de las líneas es de 25 f2 y la resistencia de la m alla de

tierra de la subestación es de 0,5 f2; la corriente de falla es de 9 800 A; la contribución

de la generación local a la falla es del 49 % y la contribución externa es del 51 % .

Se pueden aproximar los porcentajes de contribución a la falla a 50% por generación

local y a 50% por contribución remota. En la Figura 12.30 se muestra que para 2 líneas

de transm isión el factor es de 39 %. La m áxima comente a disipar por la ma lla es:

Ig =9800x0,39=3822 A12.9.3 . 2 Método analítico

Este método consiste en encontrar analíticamente la impedancia equivalente de lo

cables de guarda y puestas a tierra de las torres de las líneas de transm isión " vistos" desde l

subestación.

La impedancia de un conjunto de cables de guarda correspondientes a un número n d

lineas de transmisión iguales, está dada por:

D l 1

Zg = RcD + 0,000988f + j0,002938f log( `IJM R ( 12.28I nrg nrt



MAGA DE r1ERRa s

G M R : radio m edio geom étrico del conductor, m

D,: profundidad equivalente de la tierra de retomo, m:

D, = 658,4 f m ( 12.29

p: resistividad promedio del terreno bajo la línea, Qm.

La impedancia del conjunto de cables de guarda y torres, vista desde la subestación está

dada por:

Z = 0,5Zg, + Zg,R 1 (12.30n

Donde:

R: resistencia promedio de puesta a tierra de las torres, 4

n : núm ero de líneas iguales llegando a la subestación.

El factor de división de corrientes está dado por:

1

1 I+ R

(12.31

k=1 Zk k=1 Zkg

Donde:

p: número de conjuntos de lineas de transmisión de diferente tipo llegando a l

subestación

Z k: impedancia equivalente del conjunto de líneas k

Rg: resistencia de la malla de tierra.

12.9 .4 Efecto de a s ime t r ía

La máxima corriente de diseño IG es, tal como se definió anteriormente, la máxim

corriente asimétrica de corriente alterna que circula entre la malla y la tierra circundante

Esta corriente asimétrica incluye la corriente simétrica /g, así como un factor de correcció

por la componente simétrica, llamado factor de decremento D1, el cual es igual a:

D= 1+ [l-e r°] (12.32r

Donde:

ty duración de la falla, s

,



12

X/R: corresponde a la X /R del sistema en el punto de falla para un tipo de falla da do, dond

X y R son las componentes subtransitorias del sistema .

El tiempo i es diferente del tiempo i, utilizado para la selección del conductor

Utilizando un valor de if igual al tiem po norm al de interrupción de la falla ( relés principale

m ás tiempo del interruptor ) y un valor de t, igual al tiempo m áxim o de duración de la falla

(relés de respaldo más tiempo de interruptores de respaldo), resultará un diseño má

conservador, por obtener la mayor corriente de malla y el mayor tamaño de conductor. La

Tabla 12.5 [IEEE (1986 )] ilustra varios valores de D f , en función de t ,,y X /R.

Tabla 12.5 - Factor de decremento D7 para diferentes relaciones X/R

Duración d e la fal la t Facto r de decrem ento D

[ s ] [ciclos (60 Hz)] X/R = 10 X/R = 2 0 X/R = 30 X/R = 40

0,0033 0 . 5 1.576 1 , 6 48 1,675 1 , 6 8 8

0,05 3 1.232 1,378 1,462 1,515

0,10 6 1,125 1 , 2 3 2 1,316 1,378

0,20 12 1 , 064 1,125 1,181 1,2320,30 18 1 , 043 1,085 1.125 1.1630,40 24 1.033 1 , 064 1,095 1,1250,50 30 1,026 1,052 1 ,077 1,1010 ,75 45 1, 018 1.035 1 , 052 1,0681,00 60 1 , 013 1,026 1 , 039 1,052

12.9.5 Efecto de fu turos cam bios en e l s i s tem a

El último paso en la selección de la corriente máxima de falla /G consiste en encontrar e

mayor producto DrIg (o sea la peor condición de falla) y establecer un factor de proyección

C. que da el margen para futuros crecimientos del sistema. De lo anterior, el valor de

diseño de la corriente máxima de malla sería:

/G =CpDf1 9 (12.33

El factor C p se puede calcular efectuando análisis de cortocircuitos para proyecciones d

crecim iento de acuerdo con el planeam iento del sistema.

Cuando ocurre un cambio sustancial en el sistema, proyectado a largo plazo o

imprevisto (cam bio del número de transform adores o unidades de generación , nuevas líneasetc.), se debe determinar el nuevo valor IG y rediseñar para efectuar las adiciones y m ejoras

la malla.

12.10 DISEÑO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA



Mnun

Los pasos a seguir son los siguientes

- Paso 1 : de los diseños preliminares de la subestación se puede determ inar el área d

cubrim iento de la m alla . Las m ediciones de la resistividad darán el valor de p y e

m odelo del suelo a utilizar, acorde con el Numera l 12.7.3.

- Paso 2 : se determ ina el tama ño del conductor de la m alla con la ayuda de la ecuación

(12.8), teniendo en cuenta, en la estim ación de la corriente de falla 31 ,(Num eral 12.9), l

m áxim a corriente que podría llegar a conducir algún conductor del sistema de tierra y e

tiempo m áxim o posible de interrupción t .

- Paso 3 : se determ inan las tensiones m áxim as tolerables de toque y de pa so de acuerd

con las ecuaciones ( 12.2) y ( 12.4).

- Paso 4: incluir en el diseño preliminar un conductor alrededor de la periferia del área,

conductores paralelos para brindar acceso a la conexión de equipos.

- Paso 5 : pa ra el cálculo preliminar de la resistencia de la m alla se pueden utilizar la

ecuaciones ( 12.17 ) ó (12.18 ). Sin em bargo , para el diseño final se deben utiliza

ecuaciones má s precisas , así como incluir un m ejor análisis del computa dor.

- Paso 6 : se calcula la corriente !c de acuerdo con las recomendaciones del Numera l 12 .9.

- Paso 7 : se calcula el GPR = I Rg. Si su valor es m enor que la tensión tolerable de toqu

no se requiere un análisis m ás profundo.

- Paso 8: se calculan las tensiones de retícula o de lazo y de paso de la m alla de acuerdo

con las ecuaciones del Numeral 12.10.2.

- Paso 9 : si la tensión calculada de retícula o lazo es menor que la tensión tolerable de

toque, se continúa al paso 10; si no, se requiere la revisión del diseño de la malla como

se indica en el paso 11.

- Paso 10 : si la tensión de paso está por debajo de la tensión tolerable

correspondiente , se continúa a l paso 12; si no, se revisa el diseño como se indica en

el paso 11.

- Paso 11 : si cualquiera de las t ensiones tolerab les se excede, se requiere la r evisión de la

malla. Esta revisión puede incluir aspectos tales como: menor espaciamiento d

conductores, un ma yor núm ero de varillas, etc. En el Numeral 12.10.4 se profundiz

sobre este aspecto.

- Paso 12: después de que se satisfacen las tensiones tolerables de toque y de paso, ediseño se com pleta adicionando conductores para la puesta a tierra de los equipos



Datos de campoPaso 1

Ap

Tamaño del conductorPaso 2

310, C. D

Criter io del toque y pas oPaso 3

Et-50670 Es50670

Diseño inicialPaso 4

D', n, Lc, L,h

Modificación diseño Resistencia d e la m al laPaso 11 Peso 5

D',n,Lc.L Rg.Lc.Lq

Comente por la malla

paso e10, tf

l0' Rg<Et-50670

Paso 7

Retícula y pas otensiones

Paso 8Em. Es, Km, K5

K K. Kli. Kh

Em< El T Paso9

NOEs < Es50670 Paso 10



Nu,n I rffvrn s 5

Tabla 12.6 - Símbolos del diagrama en bloques de la Figura 12.34

Sím bolo Descripción

p Resistividad d el terreno, f2m

3 1 0 Corriente sim étrica de talla, AA Área ocupada por le mal la de t ierra, m2D Diám etro de l cond uctor de la malla, mD ' E s p a c i o e n t r e c o n d u c t o r e s p a r a l e l o s , m

E. Tensión de ret ícula, VE K O e r o Tensión d e toque permisible, VE. Tensión de pas o, VE.we,a Tensión de paso permisible, VG P R Máxim a tens ión de la ma l la relat iva a la t ierra rem ota, Vh Profundidad de la m al la, mit Máxim a corriente as imétrica entre la m alla y t ierra, AI6, Factor de en terram iento de la mal laK Factor de corrección por geometría d e m allaK, Factor de corrección , varil las en las es quinas d e la malleK m Factor de geome tría para tensiones d e ret ículaK , Factor d e geom etría pa ra ten s iones d e paso

L Longitud total de cable en terrad o, mL w Longitud e fectiva de L + La para tens ión de re tícula, mL„ Longitud total de varil las e nterra das , mLs Longitud e fectiva d e L + L, para tens ión paso, mL Longitud total efectiva de l sistem a incluye nd o la malla y las va rillas , m

n Núm ero de conductores paralelos en una direcciónRr Resistencia de t ierra, 11t. Duración d e la corriente d e falla para de term inar el tam año del conductor, st i Duración de la corriente de falla para de term inar el factor de decrem ento, s

12.10 . 2 Cálculo de las ten s iones m áxima s d e re t ícu la y de pas o

12.10.2.1 Tensión de re t ícula

La tensión de retícula ( lazo o malla ) E. se puede aproxim ar con la siguiente fórm ula:

E =p¡GKmK, ( 12LM

Donde:

K m : factor de geometría

K;: factor de corrección por geom etría en forma de malla

! G : corriente máx ima de ma lla, A

p: resistividad del suelo, S2m



GPtrULO 12

K; =0,644+0,148n ( 12.36)

Donde:

K,; = 1 (12.37)

Para mallas con varillas en el perímetro o en las esquinas:

K;; = 1 2

(2n)-.(12.38)

Para mallas sin varillas en el perímetro o en las esquinas, pudiendo tener algunas en la parte

central:

Ks= I 1+ti0

(12.39)

ho = 1 m (referencia de profundidad de la malla).

El número de conductores efectivos en paralelo en una malla rectangular o irregular es

estimado con las siguientes ecuaciones:

n = nonyn,nd ( 1 2 . 4 0 )

2Lc

nP =LP

(12.41)

Lny = (12.42)

0,7A

{ L ^ L y 1 7`L' (12.43)=

A

D.

nd _ L 2 + L 2y

( 1 2 . 4 4 )

Donde

L,: longitud total de cable de la malla, m

LP: longitud del perímetro de la malla, m

A: área cubierta por la malla, m'

L,: máx ima longitud de la malla en el eje X . m



M13ü oe MESan s 58

LM =L,+LR (12.4

Donde:

L R : longitud total de varillas enterradas, m.Cuando se tienen varillas en las esquinas o en el perímetro, la longitud efectiva de cable

varillas enterradas para la tensión de retícula se convierte en:

LAf =L,+[ 1,55+1,2^ L, I

JL R (12.4L L,z+Lyz J

Donde:

L,: longitud promedio de cada varilla, m.

12.10 . 2.2 Tensión de pas o

Para el enterram iento normal de la m alla, en donde 0,25 m < h < 2 ,5 m , se tiene:

E = PLcK,K,( 12.4

Ls

Donde:

K,: factor de geometría

1 1K' n[2h+D'+h+D' 05

(12.4

Para mallas con o sin varillas, la longitud efectiva de cables y varillas para la tensión paso

define com o:

Ls = 0,75L, +0,85LR ( 12.4

12.10.3 Cálculo de la long itud m ín im a de cable enterrado

La siguiente ecuación sirve para determinar cuál es la longitud mínima de conducto

enterrado necesario para man tener la tensión de toque por de bajo de los límites seguros.

Para E. < E,_50, combinando las ecuaciones (12.3) y (12.34), se obtiene:

KmK,Lc r, P

L > 116+0,174C,p,(12.5

En forma similar, para E. < E,- 7 o , combinando las ecuaciones ( 12.4) y (12.34),

obtiene:



12

12.10.4 Ejemplos de cálculo de la mal la

El siguiente es un ejemplo del procedimiento de cálculo de la malla de tierra empleando

el método simplificado de la norma IEEE Std 80 (2000).

Paso 1 , datos de campo: para la malla de tierra de la subestación se dispone de un lote de

85 m por 75 m ; un diseño inicial considera una ma lla rectangular de 80 m por 70 M .

La resistividad del terreno se estima en 4 00 S2m , de acuerdo con mediciones del terreno.

El área de la m alla es : A = 80 x 70 = 5 600 m2

Paso 2 , la evalua ción del calibre del conductor determ inó el em pleo de un cable de cobr e

desnudo calibre 4/0 AW G ( a = 1,13 cm).

Paso 3 , cálculo de las tensiones máximas permisibles : se considera que el tiempo máximode operación de los relés es de 0,5 s.

E l p a t i o d e c o n e x i o n e s t e n d r á u n a c a b a d o e n c a s c a j o c o n u n a r e s i s t i v i d a d d e 2 5 0 0 S 2 m y

1 0 c m d e e s p e s o r .

Para el cálculo del factor K d e la superficie se em plea la ecuación ( 12.5):

K=PPP, =400-2500=0,72p+p, 400+2500

El va lor del factor de reducción C, es toma do de la F igura 12 . 4; para valores de K = 0,72 yh,= 0,1 m, C,=0,74.

Suponiendo que una p ersona que esté expuesta a la s tensiones de toque y paso dentro de la

subestación pesa al menos unos 70 kg, las fórmulas (12.2) y ( 12 .4) son empleadas para

calcular las tensiones máxima s permisibles de paso y toque respectivamente.

E,_70 = (100 0+ 6 C , p , 0157 =(1000+6x0,74x2500 0'157 =2686,6V0 ,5

E,_7 =(1000+1,5C, p, 015^ _ (1000+1,5x0,74x2500 0i5'-=838,2 V0 ,5

Paso 4, diseño preliminar : un diseño inicial considera una malla rectangular de 80 m por

70 m, con una separación de cables paralelos de 7 m; también se considera el uso de 40

varillas de 2,4 m de longitud en la periferia de la malla.

L, = 1720 m, longitud total de cable

L R = 96 m , longitud total de varillas enterradas

L = L, + LR = 1816 m, longitud efectiva de conductor de la malla de tierra (cable yvarillas enterrados).



HALA DE nENPA s 587

Rg = 2,58 92

Paso 6 , cálculo de la m áxim a corriente por la m alla : el estudio de corto circuito determin

que la máxima corriente de falla es monofásica con un valor de 10 000 A .

La subestación tendrá una línea de transmisión con una puesta a tierra en las torres de 15 4

cuatro líneas de distribución con una puesta a tierra de los postes de 25 U . En la Figura 12.2

se determina un valor aproximado de Sf de 15 '7x . La m áxima corriente que disipa la m alla es

/a = 10000x0,15= 1500A

Paso 7, cálculo del GPR:

GPR = 7a Rg =1500 x 2,58 = 3 870 V

C omo el potencial de la malla de tierra con respeto a la tierra remota GP R (3870 V ) es mayor qu

la máxima tensión de toque permitida E„, (838,2 V), se requiere determinar las tensiones d

retícula y de paso que se presentan en la subestación.

Pa so 8, cálculo de las tensiones de reticula E. y de paso E,:

- C álculo de la tensión de retícula: usando las ecuaciones (12.40) a (12.44) se determina e

núme ro efectivo de cables en paralelo.

n = 2Lc2 x 1720 - 11 , 46 7° L , , 300

L _ 300 =1,0011ny

4A 5600

n, = 1,0 para mallas rectangulares

nd = 1,0 para mallas rectangulares

n = n°nhn,nd = 11.467 x 1.00 11 x I ,Ox 1, 0 = 11,48

El factor K. se calcula usa nd o las ecuaciones (12.35) y (12.39):

K,; = 1, para m allas con varil las e n las e squinas

0 5 =1,225h= 1+ '1,0

(D'+2hy h K„'2

l

8

K. 2a[ (16hD SUD 4D)+Kh n,( > t(2n-1)



CAPITULO 12

La ecuación (1236) se usa para determinar el factor K;:

K1 =0,644+0,148n = 0,644 +0,148 x l 1,48 = 2,343

Finalmente, E. es evaluada empleando las ecuaciones (1234) y (12.46):

E. =

r

PIGK_Ki

lL +11,55+1,2 L r LRL L ,^ +L r2

E. =400 x 1500 x 0,746 x 2,343

=560,4V1720 + 1 ,55+1 ,2

2,4JJx96

[ 802 + 702

- C álculo de la tensión paso: la ecuación ( 12.48 ) permite calcular el factor K,:

K, = 1 1+ 1+ 1 J-0,5-2D'+h D'L 2h

K_ 1 1 + 1 + 1 (, _ 0.51148 21- 0.40627t 2x0,5 7+0,5 7 e

J

La tensión pa so es evaluada con las ecuaciones ( 12.47) y (12.49):

E' =PIGK,K, = 400xl5OOxO,4062x 2,343 = 416,3 V

0,75Le +0,85LR 0,75 x 1720 + 0,85 x 96

Paso 9 : la tensión de retícula estim ada E. (560, 4 V) es m enor que la tensión de toquemáxima permitida E,.70 (838,2 V); por lo tanto , continúa con el paso 10.

Paso 10: la tensión de paso estimada E, (416,3 V) es menor que la tensión de paso

máxima permitida E,_70 (2686 ,6 V); por lo tanto, continúa con el paso 12.

Paso 11 : en este ejemp lo no se requiere hacer co rrecciones al diseño original.

Paso 12 : un diseño seguro ha sido obtenido, el diseño se debe complementar con

detalles de construcción y de conexión a equipos.

Para efectos de comparación, fue evaluado el ejemplo anterior con el programa para



Mu ce nawn

7 8 , 7 2

56,71

3 5 , 0 0

1 2 , 9 8

-0,72

-37,98 -6 . 98 24,34 55.35 86 , 67 117,98

X [ M I

Ruta de evaluación de l perfil

Figura 12.35 -Ejemplo de m alla de t ie r ra y ruta de perfil

836,20

658,00

Eó 474,35ec•

288,09

104,44

0,00

P1 - r-d 4041271

21.19 42 , 59 63,77 85,17 106,57

P2_ (79 . 04:70341u lm l



s Gptruto 12

5 7c

g

0.00 21 , 19 42,59 63,7 7 95,17 106 ,57Pl :(-0,46 : 0 ,27) d

[m]P2: (79 , 94:70,34)

Tensión de pasa, valor máximo d el perfi l : 429,6 M

--------- Tensión de paso para 70 kg: 2686,6 M

Figura 12 .37- Perfil de tensión paso

- - - - Tenelon toque para 70 kg: 939,2 M

Tensión de toque

®< 623.79 V

> 623,79 V <639,20 V

> 838 .20 V

Tensión máxima superficie : 938 ,20 V

Á ngulo ve rtical = 45,0°

Ángulo lwrnron tal = 45,0°

Figura 12.38 - Superficie de t ens ión toque

12.10 . 5 Refinam iento de l d iseño pre l im ina r



Mean ot nraan s 59

M ejorar el gradiente de potencial . Se p uede lograr em pleando un espaciam iento m en

en las retículas, obviam ente con un increm ento en el costo . El problem a en el perímet

puede ser m ás grave , especialmente en subestaciones pequeñas ( G IS); sin emb argo,

posible extender el conductor de la periferia p or fuera del cerco perim etral ( 2 m ) paevitar potenciales de toque peligrosos . Otros métodos de control consisten e

increm entar el nám ero de varillas en la periferia o enterrar dos o m ás cables en parale

con el conductor de la periferia a una profundidad m ayor en form a sucesiva.

Desviando una ma yor pa rte de la corriente de falla por otras rutas ; por ejem plo, con l

conexiones de los cab les de guard a a la m alla, dism inuyendo la resistencia de puesta

tierra de las torres.

- Lim itando la corriente de cortocircuito ; por ejem plo , utilizando reactores de puesta

tierra en neutros de transforma dores.

Poniendo barreras para evitar el acceso a áreas en donde no es práctico eliminar

posibilidad de tener altos potenciales de choque.

12.10 . 6 Anális is de l d iseño d e la ma l la por com putador

Ex isten varias ra zones que justifican la utilización de algoritmos por comp utador pa

diseñar o verificar la m alla de tierra . entre los cuales se encuentran:

- Utilización de una cantidad im portante de pa rám etros para la determ inación de lom odelos a a plicar

- Cuando se requiere la utilización del m odelo de las dos capa s

- Mallas asimétricas

- Espaciamien tos des iguales en conductores y varillas

- Cua ndo se requiere la determ inación m ás precisa de puntos peligrosos.

M uchos m étodos son referenciados en la norma IEEE Std 80 y , en general , el algoritm

se basa en m odelar individualm ente los comp onentes que conform an el sistem a de tier

(conductores de m alla, va rillas , etc.), form ando una serie de ecuaciones que describen

interacción de estos comp onentes , resolviendo las ecuaciones para corrientes de falla qu

circulan desde el comp onente a la tierra y calculado el potencial en cualquier punto desead

de la super ficie , debido a todos los componentes individuales.

La formulación del cálculo de la resistencia y de las tensiones de la malla de tierra est

basada en la teoría electromagnética. Por lo general, la formulación para los program

modela el suelo con dos capas (modelo de las dos capas ) lo cual se considera bastan

preciso; sin embargo, se han desarrollado modelos teóricos que llegan a considerar has

nueve capas de suelo pero , por su complejidad matemática , son difíciles de implementar



592 s CAPÍTULO 12

P 2

p r

p t

P 2

Figura 12.39 - Método de las imágenes (10754291)

El potencial producido por la fuente pu ntual i sobre un electrodo puntual j está dado por:

Vi =pil'

1+1 1 +1 +1 +1

J(12.50

4n roj roj ' ry+ rj'+r^i- r",'_ )

Donde:

ry„ r„l , r., r .:distancias desde las enésimas imágenes del electrodo i al punto j

roj, rg':distancias desde el electrodo real i y su imagen al punto j

pt: resistividad de la primera capa (suelo estratificado en dos capas), am.

D e acuerdo con la teoría electromagn ética, el cambio de resistividad-de un m edio a otro.

actúa como espejo para la carga puntual produciendo reflexiones de dicha carga a distancias

proporcionales a la distancia inicial, ese efecto es el que produce la sum atoria de la expresión

( 12.52 ), como se aprecia en la Figura 12.39.

Para el cálculo de las tensiones existen dos m étodos:

- Método de diferencial: este método divide la malla en pequeños trozos de conductores.

El potencial en un punto es calculado como la suma de los potenciales individuales

producidos por cada trozo en que se divida la malla.



MaüDE n~ E 59

densidad de corriente calculada para cada segmento del conductor. Otros parámetros qu

tienen influencia son el m odelo del suelo utilizado y la aproximación de las ecuaciones dada

en la norma.

12.10 . 7 Apanta llamiento electrom agnético de casetas

Una protección para los equipos

de control y protección ante el

ambiente hostil de inducciones

electromagnéticas que se puede

presentar en una subestación, consiste

en la construcción de una jaula de

Faraday en la caseta, que permitafiltrar y atenuar las ondas y campos

que puedan c ausar interferencias.

La jaula de Faraday consiste en

una malla conformada por alambres o

varillas que envuelve la caseta y cuya

función básica es filtrar y amortiguar

los campos electromagnéticos que

inciden sobre ella. Esta malla seconoce también como malla de alta

frecuencia. Se diseña con una

separación entre dos conductores

consecutivos equivalente a 1/20 de la

longitud de onda que se desea

apantallar.

La longitud de onda se calcula con la siguiente fórmula:

? = ( 1 2 . 5

Donde:

longitud de onda, m

V . velocidad de propagación de la luz (300 000 000 m /s)

f: frecuencia de la onda electroma gnética, H z

Aunque lo ideal es que todas las frecuencias sean atenuad as sustancialm ente, en

Figura 12.40 - Jaula de Faraday



s GPtniro 12

12.11 OTRAS

12.11 . 1 Cajas d e prueba

Para poder realizar una verificación periódica de la resistencia de la malla, es

conveniente construir, por lo menos en dos sitios, cajas de inspección. Estas cajas de

inspección permiten la fácil conexión del equipo de medida y se deben ubicar en tal forma

que, al efectuar la medida de la resistencia, se facilite una ruta libre de obstáculos y que la

med ida no se vea influenciada por la misma malla.

12.11.2 Conexión de los cables de guarda d e la m a l la

Los cables de guarda de las líneas que llegan y salen de la subestación se deben conectara la malla, pues ellos contribuyen a la disipación de las corrientes de cortocircuito, ayudando

a disminuir el tamaño de la red de puesta a tierra. Esta unión debe realizarse de tal manera

que se prevea una forma de desconexión para poder efectuar las medidas de resistencia de la

malla sin que exista influencia de las torres y del cable de guarda:

12.11 . 3 Cables d e guarda

El material de los cables de guarda que se conectarán directamente a la malla de tierra

de la subestación tiene una influencia sobre el diseño de la malla. Según el material, los

cables de guarda pueden derivar hacia otras subestaciones diferentes a aquella en la cual se

produjo la falla, una porción considerable de corriente, contribuyendo en esta forma a

disminuir la cantidad de corriente de la malla de tierra. Los cables más efectivos en este

sentido son los de aluminio-acero. En sistemas con cables de guarda de acero galvanizado, la

corriente que se deriva por ellos desde la subestación donde se presenta la falla alcanza

valores mucho menores, lo cual implica que en estas subestaciones se deben diseñar mallas

con distancias entre conductores mucho más pequeñas y, por consiguiente, más costosas.

12.11.4 Conexión de e lem entos m etá licos a t ie r ra

Además de los cables de guarda, deben conectarse a tierra todos los élementos metálicos

de la subestación tanto del patio como del edificio de control. En el patio deben conectarse a

tierra todas las estructuras metálicas de equipos, las estructuras de soporte de barras, el acero

de refuerzo de obras civiles, los cercos perimetrales en malla eslabonada y los rieles de

movilización de transformadores. En el edificio de control se deben conectar a tierra los

tableros de equipos, los marcos y puertas metálicas, los pasamanos, etc.

12.11. 5 Recubr imien to de t r i turad o



M A U A u r~595

Al efectuar los cálculos de la malla se puede suponer un valor de 3 000 fin para l

resistividad del triturado. Para que esta capa no pierda sus características aisladoras, e

necesario mantenerla limpia de malezas y con servar su espesor.

12 .11 .6 Va r i llas de t ier ra

Los electrodos de tierra deben separarse entre sí una distancia mayor de dos veces l

longitud de la varilla; sólo de esta manera resultan verdaderamente efectivos y no se ven

influenciados unos por otros. D e la misma m anera, hacia el centro de la m alla, las influencia

mutuas entre ésta y las varillas también resultan de una ineficiente localización de estas

últimas; por ello, es recomendable la colocación de las varillas hacia la zona periférica o po

lo menos cerca de ella. De otra parte, los electrodos resultan m ás eficaces cuand

proporcionan una conexión con capas de suelo profundas de baja resistividad, tal como s

encuentra corrientemente en la práctica.

12.11.7 Cerco per imet ra l (m al la de ce rcam iento)

Si las cercas están localizadas muy vecinas a la malla y, por lo tanto, las alcanza e

campo electromagnético en caso de una falla, debe colocarse un conductor igual al de l

malla a una distancia de uno o dos metros fuera de la cerca, conectándose eléctricamente

ésta y a la ma lla de tierra en diferentes puntos.Si la cerca está localizada fuera de la influencia de la malla de tierra, se colocar

entonces un conductor enterrado debajo o a un lado y a lo largo de toda su longitud, unido

ella en varios puntos pero sin conectarlo a la m alla de tierra de la subestación.

La consideración de los cercos perimetrales es importante ya que éstos son accesibles a

público en general y es cerca de la periferia en donde ocurren los potenciales de toque má

altos.

Considerando que estos cables no cumplen la función de disipación de corriente en l

tierra, sino únicamente de control de las tensiones de seguridad, es posible utilizar un cabl

de menor calibre al del calculado para la malla de tierra.

12 .11 .8 Corros ión galvánica

Un punto que debe ser tenido en cuenta en el diseño de la malla de puesta a tierra es l

corrosión galvánica.

Cuando se entierran o se sumergen en un medio electrólito (agua, suelo) dos metale

distintos , unidos eléctricamente entre sí, se forma una pila galvánica en la que uno de elloactúa como ánodo y el otro como cátodo. El que actúa como ánodo ve acelerada su



CAPttuLo 12

Tabla 12.7 - Eleetropotenclal de los meta les

Metal Símbolo Potencial

Litio Li -3 ,02Rubidio Rb -2,93Potasio K -2,92Bada Ba -2,90Calcio Ca - 2 ,87Sodio No -2,71

Ma gn esio Mg -2,40Aluminio A l - 1 , 7 0

Berilio Be -1,69Man ganeso Mn -1,10

Zinc Zn -0 ,76Cromo Cr -0 ,56Hierro Fe -0.44Cadmio Cd - 0 ,40Indio In -0,34Talio Ti - 0 ,33Cobalto Co - 0 ,28Ni uel Ni -0,23Latón Sn -0,14

Plomo Pb -0,12Hid rógeno H 0,00Antimonio sb +0,10Bismuto BI +0,30Arsénico As +0,30Cobre Cu +0 ,34Telurio Te -0 ,56Plata AG -0,80Mercurio A -0,80Pla tino Pt -0,86Oro Au -1,42

Cua ndo se unen dos m etales de la Tabla 1 2 . 7, se presenta una corrosión galvánica, en

donde el elem ento que esté má s arriba en la tabla se comp orta como á nodo y el elem ento qu

está m ás abajo se com porta como cátodo . Este comportamiento depen de de la situación dlos dos m etales en la tabla (a m ayor separación es m ás intensa) y de su estado particular d

protección ( pasivación).

Otro factor fundamental es el tipo de suelo. Los riesgos de corrosión y la velocidad del

proceso son mayores en suelos húmedos o con un nivel freático alto que en suelos de tipo

arenoso o rocoso, y norm alm ente secos.



MAun m 7EW s 597

Es típico el análisis del comportamiento del hierro en relación con otros materiales. El

hierro frente al cobre actúa como ánodo al ser más electronegativo, por lo que ve acelerada

su corrosión. Sin embargo, el mismo hierro frente a otros metales como el zinc o el

magnesio, más electronegativos que él, se comporta catódicamente, quedando protegido acosta de la corrosión de estos metales. Este caso se denomina protecc ión catódica por ánodos

de sacrificio.

Asimismo, el hierro embebido en hormigón presenta, normalmente, un estado de

pasivación que lo protege. Por esta razón, las armaduras de hormigón adoptan un potencia

que se acerca al del cobre, por lo que la pila galvánica entre el cobre y el acero en hormigón

puede llegar a ser mínima . D e acuerdo con la experiencia, las fundaciones de acero rodead as

de concreto están protegidas de la corrosión galvánica.

El material más usado para el conductor enterrado de la malla de tierra es el cobre; por

lo general, éste forma un elemento galvánico con cua lquier otro metal conductor cone ctado a

la malla de tierra . Si ambos metales se conectan en algún punto, fluye una corriente y el

plomo, el hierro, el zinc y los metales ligeros se corroen m ientras el cobre perman ece intacto

Cuando sea necesario unir materiales diferentes al cobre a la malla de puesta a tierra se

deberán a islar tanto com o sea posible del contacto directo con la tierra, tanto dentro del patio

de la subestación como de sus vecindades y usar conectores bimetálicos.

12.11. 9 S is t em as de ba ja t ens ión

Cuando se encuentren instalaciones de baja tensión contenidas íntegramente dentro de

área de la subestación como el neutro de baja tensión de los transformadores, deben ser

puestas a tierra en cada sub-centro de potencia. Cada sub-centro de potencia debe tener barra

de neutro y barra de tierra; ambas barras se deben conectar a tierra junto con el cubículo

metálico del equipo. Las alimentaciones a todos los sitios de los locales de control deben

tener , además de las fases y el neutro, un cable tierra que se conecte a la carcaza metálica de

los equipos, lámparas y herramientas manuales. Las cubiertas de los cables del sistema de

distribución de baja tensión se deben poner a tierra en ambos extremos, con una conexión

que sea capaz de llevar tanta corriente como la cubierta o pantalla para evitar que se

presenten quemaduras y soldaduras.

Como regla general, ningún sistema de baja tensión debe llegar del exterior de la

subestación, ni salir de la subestación hacia el exterior, excepto entre sistemas con mallas

unidas o con a islamiento que soporten las tensiones transferidas.

12 .11 . 10 Sis tem a in te rno d e agua potab le

La tubería metálica de agua debe conectarse a la red de tierra en varios puntos. Si la

tubería no es de cobre puede haber corrosión y entonces es preferible aislar las uniones entrela red y la tubería y entre la tubería misma.



s CAPÍTULO 12

deben llevar a lo largo de la tub ería hasta que se conecten con la troncal de la tubería. L

derivaciones externas y las llaves se conectan al puente m ás cercano de la red de tierra.

Si la red de acueducto no es lo suficientemente am plia, es preferible que las acometida

de acueducto a la subestación se realicen en tubería p lástica.

12.11 . 12 Band ejas por tacab les

Las ba ndejas portacables metálicas en los cárcam os deben conectarse a la m alla de tierr

en varios puntos . Esta unión se debe hacer de tal form a que no se produzca corrosión.

12.11 . 13 Ed ificios

A los edificios comprendidos dentro del área de la subestación se les debe dar u

trata m iento tal que todos sus elem entos metá licos ( ventanas , ma rcos, puertas ) se encuentre

al mismo potencial de tierra; así, todos estos aparatos y tableros se deben conectar a la mall

de puesta a tierra.

Los edificios relacionados con la subestación, hasta donde sea posible, deben se

construidos a una distancia m enor de 500 m , con el fin de extender la red de tierra ha sellos. Si esto no es posible, es necesario construir una malla de tierra propia de esto

edificios y conectar a ella todas sus par tes metá licas.

12.11 . 14 Mallas ady acen tes

Cuando se tienen ma llas adyacentes , hasta donde sea posible , deben ser interconectad

en varios puntos , lo cual trae múltiples beneficios en comparación con tener malla

independientes [IEEE Std 80 (2000)].

12 .11 . 15 Med ida de la im peda ncia de una m al la const ru ida

Ex isten varios métodos para m edir la imp edancia de una m alla de tierra ya construid[IEEE Std 80 (2000), IEEE Sid 81 (1983), AEMC (2003)]. Uno de los m ás utilizados es el d

caída de tensión, el cual se basa en hacer circular una corriente 1 entr e un electrodo auxili

de corriente y la m alla de tierra, y se analiza la caída de tensión V que se p roduce entre u

electrodo auxiliar de tensión y la m alla de tierra . En la Figura 12.41 se aprecia el montaje e

donde el term inal X corresponde a la m alla de tierra y los terminales Y y Z corresponden

los electrodos auxiliares de potencial y de corriente respectivamente . La distancia

corresponde a la separa ción entre la m alla de tierra y el electrodo auxiliar de corriente Z , y

distancia H corresponde a la distancia entre la m alla de tierra X y el electrodo auxiliar d

tensión Y .



Fuente dec o r r i e n t e

Amperímetro

Vottlmetro

Electrodo I Electrodo I Zauxiliar d e T 1 auxiliar de

X

T 1

t e n s i ó n Y c o r r i e n t e

Malla detierra

Suelo

_ D

Figura 12.41 - Método de la caída de potencial

Electrodo de laCorriente

ma lla de t ierraElectrodo Electrodoauxiliar de auxiliar de

x tensión y corriente Z

H (62% de D) Áreas de resistenciaselectivas no estánsuperpuestas

e Resistencia deelec auxiliar



UPtruLO 12

Para obtener esta región plana en la curva se requiere que la distancia D sea lo

suficientemente grande para que el electrodo auxiliar de corriente esté fuera del área de

influencia de la malla de tierra; por lo general, la distancia D equivale a 3 ó 4 veces el

tamaño longitudinal de la malla medida . En caso de que la distancia D no sea suficiente paraaislar las áreas de influencias de la malla del electrodo, no se observarán regiones planas en

la curva, como se muestra en la Figura 12.43. Para corregir esto se debe incrementar la

distancia D.

Am a s d e r e s i s t e n c i a se l e c t i v a s e s t a n

superpuestas

anCe

Ñe

e

Figura 12 . 43 - Método de calda de potenc ia l - curva sin área plana

Malla de Electrodo Electrodotierra auxil iar d e auxiliar de

tensión comenta

Distancia de Y hasta ta me lla de Berta



Capítulo 13SERVICIOS AUXILIARES

13.1 INTRODUCCIÓN

En este Capítulo se incluyen criterios de selección y procedimientos para el diseño de

los servicios auxiliares y se presentan algunas de las configuraciones típicas utilizadas par

ellos en las subestaciones de media, alta y extra alta tensión. Además, se indica cuales so

las tensiones de alimentación y distribución más utilizadas para los sistemas de servicios

auxiliares de corriente alterna y corriente continua en subestaciones, dependiendo de su nive

de t ens ión e importancia en e l s is t ema.

13.2 DEFINICIONES

Batería : acumulador o conjunto de varios acumuladores de electricidad compuesto po

placas positivas y placas negativas que se encuentras sumergidas en un electrolito (ácido

sulfúrico y agua líquida o gel, en el caso de las baterías secas), en el cual, mediante un

proceso electroquímico, se obtiene una diferencia de potencial entre sus electrodos.

Cargador de batería:

convertidor que toma potencia normal de la red de corrientealterna y la convierte en corriente continua, de modo que pueda cargar las baterías y, a s

vez, sea la fuente de las cargas de corriente continua.

Inversor: también denominado ondulador, invierte el proceso de los cargadores, e

decir, convierte la corriente continua en corriente alterna. Los inversores son utilizado

normalmente como respaldo de alimentación para las cargas esenciales de corriente alterna

utilizando las baterías como fuente de alimentación.

Grupo electrógeno : planta de producción de energía eléctrica, la cual sirve como

fuente alternativa de energía en caso de salida de servicio de la fuente principal de corrientalterna. El grupo electrógeno de los tamaños requeridos en las subestaciones usa Diese



CAPÍTULO 13


Para el diseño del sistema de servicios auxiliares se deben considerar algunascondiciones estrechamente relacionadas con la instalación y operación de la subestación,

tales como:

- Confiabilidad, la cual debe ser superior a la confiabilidad evaluada para la propia

subestación.

- Cargas, se requiere definir, antes de dimensionar el sistema de servicios auxiliares, las

cargas y sus consumos, tanto las cargas propias de operación de la subestación como las

cargas complementarias requeridas en la obra .

- Modularidad, la cual busca facilitar el crecimiento de la subestación sin requerir el

cambio del sistema de servicios auxiliares.

- Flexibilidad, la cual busca optimizar las posibilidades topológicas de conexión del

esquema.

- Simplicidad, la cual busca eliminar las complejidades operativas del esquem a.

- Mantenibilidad , la cual pretende garantizar las facilidades de mantenimiento del

esquema sin degradar la confiabilidad y flexibilidad del mismo.

- Optimización de costos.

La confiabilidad del sistema y la continuidad en el suministro de energía se incrementan

cuando se dispone de varias fuentes de alimentación de distinto origen, provistas con medios

de conmutación manual o automática . Debe compararse el costo de una buena confiabilidad

con el costo del tiempo fuera de servicio del sistema de servicios auxiliares y el consecuente

efecto sobre el sistema de potencia y la subestación. El punto en el que se logre el equilibrio

entre confiabilidad, flexibilidad, simplicidad de equipos (facilidad de mantenimiento y

operación) y costo, será el punto óptimo desde el punto de vista técnico - económico.

Normalmente, en las subestaciones se disponen sistemas de servicios auxiliares de

corriente alterna y de corriente continua. El primero, para alimentar las cargas de mayores

consumos, tales como ventilaciones y bombas de equipos de patio y transformación, sistemas

complementarios de la subestación: iluminación, sistemas contraincedio, instalaciones

eléctricas de edificios, sistemas de seguridad, aire acondicionado, bombas, etc., así como

fuente para los sistemas de corriente continua. Estos últimos, utilizando las baterías como

respaldo, son un sistema de mayor confiabilidad, encargado de alimentar los sistemas

secundarios de la subestación: protección, control, medida y comunicaciones.



13.4 NIVELES Y LÍMITES DE TENSIÓN

13.4.1 Niveles de tensión norm alizados

De acuerdo con el numeral 4.8 de la norma IEC 60694 (2002), la tensión asignada de los

elementos de cierre y apertura de los equipos de maniobra y la tensión asignada de los

circuitos auxiliares , deben ser entendidas como la tensión medida en los terminales de los

aparatos durante su operación, incluyendo las resistencias auxiliares o accesorios requeridos

por el fabricante e instalados en serie con él, pero no se incluyen los conductores de conexión

a la fuente.

Los valores de tensión deben ser elegidos entre los que se indican en las Tablas 13.1 y

13.2 [IEC 60694 (2002)].

Tabla 13.1 - Tensión corriente continua

v

24

48

60

1106125220 ó 250

Tabla 13.2 - Tensión corriente alterna

Sistemas trifásicos , 3hilos o 4 hilos

m

Sistemas monofásicos ,

3 hiloslvl

Sistemasmonofásicos,

2 hilos

m

- 120/240 120

120/208 - 120

(220/380) - (220)

230/400 - 23 0

(240/415) - (240)

277/480 - 27 7

347/600 - 347

Notas:nl Los valores mas bajos en la primera y la seg unda columnas son las tensiones a neutro y los valores más

altos son las tensiones entre fases

I'I El valor 230/400 V será en el futuro el único valor normalizado de la IEC y en sistemas nuevos serecomienda su adopción.



604 s CGChoto 13

Tabla 13.3 - Tensión contente aloma

Sistema trifásleo de 3 6 4 hilosm

Sistema monofásico de 2 6 3 h ilosM

- 1 2 0120/208 -

- 120/240

127/220 -

2 2 0 -2771480 -

480 -

13.4.2 Límites de tensión admisible en las cargas

De acuerdo con la norma IEC 60694, los elementos de cierre y apertura de los equipos

de maniobra deben operar correctamente con tensiones entre 85 % y 110 % de la tensión

asignada. Las bob inas de apertura de los interruptores deben op erar entre el 70 % y el 110 % ,

en el caso de corriente continua, y entre el 85 % y e l 110 % en co ment e a l t e rna .

De acuerdo con la norma ANSI C84.1, los valores de t e ns ión e n los terminales de

suministro no deben diferir de la tensión asignada en + 5 % y -10 % . No obstante lo indicado,

es recomendable manten er las variaciones de tensión en las cargas entre limites de ± 5%.Los servicios auxiliares de las subestaciones en operación normal se caracterizan por

tener consumos relativamente pequeños y cuya demanda no tiene grandes fluctuaciones en

función de la carga; sin embargo, desde el punto de vista de la alimentación, sí se pueden

presentar grandes fluctuaciones, en especial cuando la fuente es a través de transformadores

alimentados de una línea de distribucion o en los casos de alimentaciones con circuitos

rurales de grandes longitudes, no exclusivos para la subestación.

La solución para resolver el problema con la variación de tensión es la instalación de

transformadores con cambiadores de tomas bajo carga para la alimentación de los serviciosauxiliares, pero esto puede significar un alto costo en la instalación, por lo que se debe

estudiar en cada ca so particular.

13.5 FUENTES DE ALIMENTACIÓN DE LO S SERVICIOS AUXILIARES

Los servicios auxiliares están relacionados con la red de potencia, ya que la fuente

principal de su alimentación se toma de niveles de media tensión de corriente alterna, los

cuales a su vez, en la mayoría de los casos, dependen también de la red de alta tensión. De

acuerdo con la ubicación de la subestación en el sistema, se pueden presentar los siguientes



sEwa 5 A=~60

- Subestación en punto intermedio de línea de transmisión (puede ser de maniobra

transformación): en estos casos puede que no se disponga de fuentes externas cercana

por lo que se debe recurrir a instalaciones basadas en alimentaciones con grupo

electrógenos.

Las alimentaciones principales provienen básicamente de las fuentes que se relacionan

continuación.

13.5.1 Devanados terciarios de transformadores de p otencia

En a lgunos casos, los equipos de transformación son complementados con devanado

terciarios en media tensión, los cuales pueden utilizarse como la fuente principal d

alimentación p ara los servicios auxiliares.La necesidad de devanados terciarios, así como la elección de sus niveles de tensión

potencia, son determinadas por los estudios del sistema o por las necesidades d

alimentación de cargas de distribución y, sólo excepcionalmente, por la necesidad d

alimentación de los servicios auxiliares, considerando el costo significativo que ell

conlleva.

En algunos casos, no es recomendable utilizar la tensión proveniente del terciario de lo

transformadores para los servicios auxiliares de las subestaciones, debido a que se depend

directamente de las fluctuaciones de tensión del sistema de potencia (en especial cuando demismo terciario se conectan equipos de compensación de reactivos) y normalmente s

requieren camb iadores de toma s bajo carga.

1 3 . 5 . 2 Transformador reductor

Cuando la subestación es del tipo transformación, en donde hay transformadore

reductores para alimentar una subestación de distribución, por ejemplo 13,8 kV, un

alimentador de esta subestación puede ser utilizado como una de las fuentes de servicio

auxiliares.

13.5.3 Líneas aéreas de distribución trifásicas urbanas o rurales

Las subestaciones q ue estén localizadas en cercanías de centros urbano s, pueden utiliza

como fuente para los servicios auxiliares, las lineas aéreas de distribución trifásicas a med

tensión que prov ienen de la electrificación urban a o rural o de otras subestacione s.

13.5.4 Grupo electrógeno



606 s CAPtTULO 13

13.6 CONFIGURACIONES DE SERVICIOS AUXILIARES DE SUBESTACIONES

Para la selección de las configuraciones de los servicios auxiliares de los sistemas demedia y baja tensión en corriente alterna y corriente continua, se deben tener en cuenta la

importancia y la incidencia que tienen dichos sistemas en el funcionamiento de la

subestación, ya sea de media, alta a extra alta tensión. Se deben aplicar criterios de

confiabilidad, flexibilidad, simplicidad, costos, importancia de la subestación en el sistema,

configuración y nivel de tensión.

Para el análisis de confiabilidad, no descrito en este Capítulo, se puede acudir a la

técnica de simulación Monte Carlo, que utiliza índices de tiempo entre fallas, duración de la

reparación, tasas de mantenimiento y duración del mismo, que se determinan con base en

datos estadísticos de la empresa propietaria, extractados de publicaciones internacionales o

establecidos con base en la ex periencia del diseñador.

El sistema de servicios auxiliares de una subestación depende del tipo de control de la

misma, el cu al puede ser de dos tipos: centralizado o distribuido.

El sistema centralizado consiste en ubicar todos los equipos del sistema de control en un

solo edificio de control; por lo tanto, todos los equipos del s i stem a de servicios auxil iares

tanto de corriente alterna como de corriente continua, se localizan en dicho edificio. Las

cargas se enc uentran distribuidas en el edificio de control y en el patio de la subestación.

El sistema de control distribuido localiza parte de los equipos en el edificio de control y

el resto de equipos del sistema se localiza en casetas, las cuales se encuentran distribuidas en

el patio de la subestación. Teniendo en cuenta lo anterior, parte de los equipos de servicios

auxiliares como grupos electrógenos, bancos de baterías, cargadores de baterías

transformadores de medialbaja tensión y gabinetes de distribución, tanto en corriente alterna

como en corriente continua, estarán ubicados en el edificio. De los gabinetes de distribución

de corriente alterna se llevan acometidas que alimentan gabinetes de distribución en e

mismo nivel de tensión, localizados en casetas de control, de forma que cada caseta contenga

los equipos para servicios auxiliares del control, protección, registro de fallas, etc., para doso más salidas de circuito. También en la caseta se localizan un banco de baterías de una

capacidad pequeña y un gabinete con cargador de baterías y distribución.

Los esquem as que se describen a continuación aplican para cualquier tipo de subestación

y en la descripción de cada uno de ellos se dan las pautas para su aplicación.

13.6.1 Configuraciones de med ia tensión

Dependiendo de la importancia de la subestación en el sistema de potencia, todos los

sistemas de servicios auxiliares de las subestaciones de alta y extra alta tensión deben tener

en lo posible , la infraestructura necesaria para recibir en media tensión hasta dos



SERVICIOS AVgL1ARES

A continua ción se describen alguna s configuraciones t ípicas en m edia tensión.

13.6.1. 1 Esquema radial simple y un solo alimentador

En subes t ac io nes de m eno r impo r t an c ia puede u t il izarse un e squem a ra d ia l simple , cua l no cons idera n ingún respa ldo ante la fa l la de cua lquier e l emento ubicado entre la fuent

de al imen tación y la carga , y cualquier ma nte nimien to deja por fuera los servic ios auxi liare

de la subestación.

Cuando no se tiene la disponibilidad de dos circuitos de media tensión, se implementa

circuito disponible de media tensión y se aumenta la confiabilidad del sistema con grup

electrógenos en baja tensión . En la Figura 13.1 se ilustra este esquema.

Alimentador

media tensiónLI! Pararrayos Z nO

Cona circuitosde expulsión(ubicado en poste)

u Pararrayos ZnO

UMM

Seccionador

balo cargacon fusible

-TI -GE1Transformador Grupo electrógenomediaibaja tensión 408 Vca

208 yca

Cargas a 208 Vca



CAChILO 13

cuales, por razones de seguridad ( incendios o fallas ) tanto internas como externas, es

recomendable segregar f ís icamen te , instalándolos en recintos separados; también se puedeconsiderar la a l t ernat iva de t ener un o de ellos del t ipo seco insta la do en la sa la de servic ios

auxil iares del edificio de control y el otro, del tipo aislado en aceite, instalado en la zonaexterior del edificio de c o n t r o l, co n l o c u a l s e p u e d e t e n e r u n a b u e n a confiabilidad. Cada

transformador debe tene r la capacidad suficiente para alimentar todas las cargas de los

servicios auxil iares de la sube stación . Cada transformador dispondrá de su propio circuito de

medida en media tensión y puede alimentarse desde fuentes internas o externas a la

subestación , tal como se i lustra en la Figura 13.2.

Alimentador 1media tensión

Paarayos ZnO

HH.

ora circuitosde ex pulsión

1 (ubicado en poste)


Pararrayos ZnO

Corta circuitos Exdusivo líneasde expulsión aéreas(ubicado en poste)

- - - - - - - - - - - -

de w ntrol }- -1^ Pararrayos ZnO

Seccionadorbajo cargacon fusible

Transformadormediarbajo tensión

E!

Pararrayos ZnO

UMM

Seccionadorbajo carga

1 con tusible

Transformadormedialbaja tensión



SERVICIOS AUImLNRES s 60

13.6.1 . 3 Esquema con alimentador de reserva

En sube stac iones que requieren s is t emas m uy conf iables se puede contar hasta con t re

transformadores de media /baja tensión.

En la Figura 13.3 se ilustra dicha disposición . Como se observa en la figura,

transformador +Tl de la subestación puede compartir el mismo alimentador de medi

t ens ión de l t ransformador +T3 y el transformador +T2 se alimenta desde una fuen

indepen diente gara ntizando de esta forma un a a l ta disponibi lidad del sistem a.


Pararrayos O

E!

ircuitosde expulsión(ubicado en poste)

Pararrayos ZnO


+T1

Transformadormedialbaja tensión


, Pararrayos ZnO

Cortade exp(ubica

Secciobajocon tus

+T

Tr a

me

(m

am

circuitos Corta circuitosulsión de expulsión

tlo en poste ) ( ubicado en poste)

Pararrayos ZnO Pararrayo ,

u

UMM

nador Seccionadorcarga bajo carga

ibis con fusible

2

nslormador +T3

ia/baja tensión Transformador

mpanido pormediflaja ten

bos^sistemas)

1


- , . Pararrayos ZnO

sión

s ZnO



610 s CAPhuLO 13

13.6.2 Configuraciones de corriente alterna en b aja tensión

Las cargas esenciales, como su nombre lo indica, son aquellas que son indispensables

para el funcionamiento y operación segura de la subestación, aún cuando ésta esté encontingencia. Por ejemplo, dichas cargas pueden ser, en cualquier nivel de tensión, los

motores de los interruptores y seccionadores, el alumbrado de emergencia en el edificio de

control, los equ ipos de control, protecciones, comun icaciones, etc.

Las cargas no esenciales son aquellas que no son indispensables para el funcionamiento

y operación de la subestación y que pueden perder el suministro de energía temporalmente.

Dichas cargas pueden ser, por ejemplo, alumbrado general, calefacción de gabinetes, aires

acondicionad os de oficinas, etc.

Algunas configuraciones, como se verá más adelante, no hacen diferencia entre cargasesenciales y no esenciales debido a la filosofia adoptada por el esquem a.

13.6.2 . 1 Barraje sencillo con un alimentador de m edia tensión

En baja tensión (se indicará como 208 Vca en este Capítulo), un primer esquema se

compone de un barraje sencillo, en donde la barra es alimentada por un transformador de

medialbaja tensión como fuente principal y un grupo electrógeno conectado directamente a

nivel de baja tensión como fuente de respaldo. De este barraje se alimentan todas las cargas

de la subestación, cuya distribución se realiza según sea el tipo de sistema de control de la

subestación (centralizado o distribuido).

La selección de la fuente de alimentación al barraje se podría hacer por el sistema de

automatización de la subestación (SAS), por un equipo PLC exclusivo para el control de

sistema de servicios auxiliares, o por un a transferencia automática simple. Para este esque ma

todas las cargas se toma n com o esenciales.

Esta disposición es de baja confiabilidad pero su costo es reducido. En la Figura 13.1 se

ilustra dicho esquema.

13.6.2 . 2 Barras acopladas con un solo alimentador de media tensiónCuando se tiene un sistema de cargas grande y se requiere un sistema confiable, se

plantea un segundo esquema en baja tensión, el cual se compone de dos barrajes unidos po

medio de un interruptor de acople. A uno de los barrajes llega la alimentación principa

proveniente de media tensión y la alimentación de respaldo dada por un grupo electrógeno

en baja tensión, mientras que el otro barraje sólo alimenta algunas de las cargas de los

servicios auxiliares.

Este esquema divide las cargas en esenciales y no esenciales. El barraje al cual llegan

los dos alimentadores (principal y de respaldo) es para las cargas esenciales y el otro barrajees el encargado de alimentar las cargas no esenciales de los servicios auxiliares de la



SENVIOOS AUx1t1ARES

En caso de una fa lla en la a l imentac ión que proviene de l transformador , e l interruptor d

acople se abre y e l grupo e lectrógeno entra a operar , a l imen tando só lo las cargas que es tán en

l a bar r a de car gas e s e nc ia le s . Las car gas no e s e nc ia l e s que dan s in a l ime ntac ión has ta qu

r e tor ne a su nor m al idad e l a l ime ntador de m e d ia t e ns ión . La maniobra del in terruptor dacople de bar r as , e l arranque del grupo electrógeno y la selección de la fuente d

alimentación , se hacen m ediante e l s i st ema de autom at izac ión de la subestac ión (SAS) o po

una transferencia automática o PLC exclusivo para el s is tema de servicios auxiliares.

De estos barrajes se a l imen tan todas las cargas de la subestación haciendo diferencia

entre cargas esencia les y no esenciales; adem ás, la distribución de carga s se realiza según se

el tipo de sistema de control de la subestación (centralizado o distribuido). En la Figura 13.4

se ilustra dicho esquem a.

Alimentadormedia tensión

Panrrayos Z nO

I11Corta circuitos Exclusivo líneasde expulsión aéreas

1 (ubicado en poste)

Pararrayos Z nO


.Ti-GE1

Transformador Grupomeduwba e ^- ¡ electrógeno

O tensión ai206 V. 208 Vca

208 Vos



13

13.6.2.3 Barras acopladas con do s alimentad ores de media tensión

Este esquema considera que cada barra es alimentada por un transformador de

media /baja ten sión , t en iendo am bos t ransforma dores capacidad suf ic iente para a l imentar los

dos barrajes ( interruptor de acople cerrado ) y siend o uno respa ldo del otro.

Este esquem a opera con so lo un tran sformador a la ve z y , en ca so de fa l la de és te (o de

su circuito de alimentación ), e l sistema de control realiza la transferencia al otro

transformador, verificando que el primer transformador se encuentre ya desconectado del

barraje . En caso de f a l la de am bos t rans forma dores o de sus c ircu i tos de a l imenta c ión , e l

interruptor de acople se abre y entra a operar el grupo electrógeno sólo para las cargas

esencia les .

De es tos barraj e s s e a l imenta n toda s l as cargas de l a subes tac ión ha c iendo d i fe ren c ia

entre cargas esenc iales y no esenciales; ademá s, la distribución de ca rgas se realiza según seael tipo de sistema de control de la subestación (centralizado o distribuido). En la Figura 13.5

se muestra dicho esquem a.

Alimentador 1 Alimentador 2media tensión inedia tensión

Pararayos ZnO Pararrayos ZnO

Cona c ircuitos Corta orWitosExclusivo lineasde expulsión de 9IQIYISidn(ubicado en poste )

aéreas( ubicado en poste)

r Pararrayos ZnO i• Pararrayos ZnO

UMMI

Seccionador Secc ionadorbajo carga bajo cargacon fusible 1 con fusible1

TiTransformadormedia tensióna 208 Vca

•GE1),T2

Grupo Transformadorelectrógeno media tensión208 Vca /i a 208 Vca

-------^Y



SERV[aos A utll1P ES s61

En aque l los casos en los cuales so lo se dispone de una fuente de a l imenta c ión y se dese

t e ne r una ma yor f le x ib il idad y r e dunda nc ia e n l o s e qu ipos , s e p l an t e a u na modi f icac ión

este esquem a, la cual es ilustrada en la Figura 13.6, donde ambo s transformadores com part

e l mismo al imen tador de media tensión , dando re spaldo sólo a la tran sformación.


Pararrayos ZnO

Corta circuitos Exclusivo líneasde expulsión aéreas(ubicado en poste)

Pararrayos ZnO

Seccionador 1 Seccionadorbajo carga bajo carga1 con fusible con fusible

+T 1Grupo Tatos/ormatlorransformador

media tensión electrógeno media tensióna 200 Vca 208 Vca a 208 Vca

208 Vca

Cargas esenciales Cargas no esenciales

Figura 13. 6 - Sistema de baja tensión c.a. modificado , barras acopladas conun alimentador de media tensión



614 s CAPhutn 13

Este esquema opera con so lo un t ran sforma dor a la vez ( interruptor de acople cerrado y

l as p lanta s desconectadas ) y, en caso de falla de éste o de su circuito de alimentación, el

s is tema de con tro l rea l iza la t ransferen cia a l otro tran sform ador ver i f ican do que e l pr ime r

tran sformador se encuen tre ya desconectado del barraje .

En caso de falla de ambos transformadores o de sus circuitos de alimentación, el

in t e r r uptor de a cop le s e abr e y e n t r an a ope r ar am bos gr upos e l e ct r óge nos ( uno para cada

barra).

De estos bar rajes se a l ime nta n todas las cargas de la subestac ión , cuya distr ibución se

realiza según sea el tipo de sistema de control de la subestación ( centralizado o

distribuido). Para es te esquema no hay discr iminación en tre cargas esen c ia les y no esenc ia les

(Figura 13.7).

Alimentador 1 Alimentador 2media tensión medie tensión

Paranayos Zn0 Parayos Zno

c ircuitosde expu lsión aéreas de expulsión(ubicado en poste ) ( ubicado en poste)

Pararrayos Z nC Paranayos ZnG

UMM UMM

° Seccionador Seccionadorb a j o c a r g a b a j o c a r g a

con f uibleTT

con fusible

•T1 1 -GE1 1 - GE 1 .T2Transformador Grupo Grupo Transformadormedia tensión electrógeno electrógeno media tensióna 208 Vea 208 Vw 208 Vw a 2oe Vea

1 208 Vea



SERVICIOS

Cuando solo se dispone de una fuente de alimentación , s e p u e d e e f e c t u a r

s i m p l i f i c a ci ó n i l u s t r a d a e n l a f i g u r a 1 3 .8 .


Pararrayos ZnO

1 Corta arcuitos Exclusivo líneasde expu lsión aéreas(ubicado en poste)

Pararrayos ZnO

M

Seccionadorbajoca.con fu siile

Secc ionadorbajo cargacon fusible

+T 1 - G E l -GP1 +T 2Transformador Grupo Grupo Transformadomedia tensión electrógeno 1 electrógeno 2 media tensióna 208 Vca 208 Vca 208 Vm

T

a 208 Vca

208 V

1 1 1 . 1Cargas servicios auxiliares

1 1 .Cargas servicios aux iliares

Figura 13. 8 - Sistema de baja tens ión c.a. modicado, barraje seccionado con alimentador d

media tensión y dos grupos elecbógenos

13.6.2 . 5 Otras consideraciones

El em pleo de dos transform adore s faci l ita la opera ción del s i stem a en caso de daño

uno de los transforma dores con costos poco representa tivos . Al ten er dos ba rrajes y distrib

las cargas en cada uno de ellos, se obtiene una significativa flexibilidad del sistema

servicios auxil iare s de corriente a lterna .

El sistema de control de los servicios auxil iares debe prever e l e nce nde r s e mana lme

los grupos electrógenos de la subestación con el fin de mantenerlos siempre en

condiciones óptimas de funcionamiento, de forma tal que cuando tomen la carga,presenten n ingún tipo de problema y den el respaldo que el sistema de servicios auxiliare



616 s UatruLO 13

Si e l s is tem a de servicios auxil iares es del tipo distribuido, en el edificio de control se

localizan los gabinetes de distribución principales, que son aquellos que reciben

directamente la alimentación de un transformador y/o de un grupo electrógeno. De estos

gabinetes se llevan acometidas a otros gabinetes de distribución localizados en las casetasde control, de los cuales se alimentan las diferentes cargas que hay en el patio de la

subestación.

13.6.3 Config uraciones de corriente continua

Para los sistemas de corriente continua (en forma ilustrativa para este Capítulo se

seleccionaron 125 Vcc y 48 Vcc) se indican varias configuraciones, las cuales pueden ser un

único sistema para toda la subestación (sistema centralizado) o un sistema distribuido

(ubicado en las casetas de control de la subestación). Cuando es un sistema distribuido, en el

edificio de control puede localizarse el sistema de corriente continua para los sistemas de

comunicaciones asociados a la subestación (que puede ser 48 Vcc) y en cada caseta de

control se ubica un sistema de corriente continua para los sistemas de control, protección y

medida (que puede ser 125 Vcc.), que incluso puede utilizarse para alimentar los equipos de

comunicación asociados a la teleproteccion en circuitos de línea, si estos se instalan en las

casetas de control. En todos los casos se sugiere la utilización de un único banco de baterías

en cada sitio como respaldo al sistema.

13.6.3 . 1 Sistema de 125 Vcc

El sistema de 125 Vcc (que igualmente podría ser 110 Vcc) se utiliza para alimentar

aquellas cargas que implican maniobras en los equipos de patio como, por ejemplo, las

bobinas de apertura y cierre de interruptores, motores de accionamiento de seccionadores y

en algunos casos de interruptores; también se utiliza para alimentar relés de protección,

equipos de registro de fallas, tensiones de control, etc.

Para las subestaciones de conexión a barras, donde es importante la maniobra de los

seccionadores, los motores de dichos equipos son de corriente continua y, en subestaciones

de conexión de interruptores, donde ellos son los importantes en la maniobra, sus motores

son de corriente continua.

En caso de tener un sistema centralizado, el sistema también alimenta cargas como

inversores y, en algunos casos, alumbrado s de eme rgencia.

Algunos esquemas posibles de utilizar en este sistema se describen a continuación.

13.6.3.1.1 Un solo cargador y ban co de baterías con una b arra de distr ibución

Este esquema es el más simple de todos, donde sólo se tienen un cargador de baterías, un

banco de baterías como respaldo y una barra de distribución para alimentar los diferentes



Sanaos armuss

Alimentación

208 Vca

Cargador de ti

baladas 125 Vcc

Banco de batedas125 Vcc

125 V=

Cargas sistema 125 Vcc

Figura 13 . 9 - Sistema de c.c., un cargador y banco de baladas con una basa de distribución

13.6.3.1 .2 Bar raje de distr ibución secciona do con dos cargadores

Una a l terna t iva que brinda una buen a confiabilidad al s istema con siste en a diciona r otcargador y seccionar la barra de distribución de corriente continua. Este esquema ofrec

mínimos cos tos de impleme ntac ión y hace qu e s ea bas tan te a t ra c t ivo por su s impl i c ida

flexibilidad e independencia entre casetas de control cuando el sistema es del tip

distribuido.

Este esquema facilita distribuir las cargas en ambas barras buscando la duplicidad en

fuente (por ejemplo, alimentar la protección principal en una barra y la protección

respaldo en la otra barra, bobinas de disparo en barrajes diferentes, etc.); es decir, permi

distribuir cargas redundantes en barrajes diferentes, proporcionando gran seguridadsistema.



13

De alimentación 1 De alimentación 2208 Vca 208 Vea

Banco baterías125 Vcc

1-

I

1 1 \I 11 1 2 2 5 V c c

1 1 1 1 ^ 1 ^ 1

Figura 13. 10 - Sistema de c.c., baraje seccionado y dos cargadores de baterías

13.6.3 . 2 Sistema de 48 Vcc

El s i st em a de 48 Vcc se ut i li za bás icam ente pa ra a l imen tar aque l las cargas como

inversores , equipos de comun icac iones , equipos de control , etc . En ocasiones este s i s tema se

implementa con el polo positivo a tierra, debido a que los fabricantes de equipos, como es el

caso de los de comunicacione s , los suministran para operar con una ten sión de - 48 Vcc (esta

operación reduce las interferencias e lec tromagnét icas en e l equipo de te lecomunicac iones) .

Las configuraciones para el sistema a 48 Vcc son la s mismas indicadas para el sistema a125 Vcc.

13.6.4 Configuraciones de corriente alterna regu lada

Este s istem a se ut i l za para alimentar las cargas de corriente alterna más críticas de la

subestación , tales como: i lumina ción de em ergen cia en edificio de control, equipos de cómputo.algunos equipos de comun icac iones y de control, las cuales son indispensables para que la

subestación , en un a situación de contingen cia , no quede a islada del resto del sistema

Los esquemas mencionados a continuación, van en orden ascendente en cuanto acriterios de confiabilidad y flexibilidad y teniendo e n cue nta la importancia de la subesta ción



S E U V t a o s 61

conmuta dor es tá t ico para la se lecc ión de la fuente de a l imentac ión , pues en caso de fa l la d

s is tema de corr ien te cont inua que e s e l que a l imen ta e l inver sor , o del mismo inversor,

conmutador estático habilita el circuito de alterna de forma que la carga no pierde

al imentación.

Esta configuración contempla un interruptor de paso directo o by-pass del conmutad

es tát ico para a l imentar la carga desde la fuente a l terna en condic iones de ma nten imiento d

conjunto inversor y conmuta dor estát ico . En la F igura 13.11 se muestra dicho esquem a.

A barra 1 A barra 248Vccó125Vcc 120 Vca

Conmutadorestático

Interruptor de 6y-pass

Cargas críticas

Figura 13 . 11 - Sistema c.a. regulado, inversor simple

13.6.4 . 2 Doble inversor

Esta conf igurac ión cons idera una barra seccionada con pos ib i lidad de acople a tra vés



620 s CaptluLo 13

no pierde su a l ime ntación . El e sque m a también cuenta con un interruptor de by-pass, que

rea liza las mismas funciones de scritas en la configura ción anterior.

El s is tema se puede concebir de forma que al estar e l inter ruptor de acople cerrado, un

s o lo i n v e r sor o u n s o lo a l im e n t a d or d e a l t e r n a a s u m a toda la carga, quedando l os demás

como respa ldo , en cuyo caso cada uno de es tos esquem as debe ser capaz de soportar toda la

carga (Figura 13.12).

A banal A barra 2 A barro 2 A barra r48 Voc 6 125 Vcc 120 Vca 48 Voc ó 125 Vcc 120 Vea

Inverso

Conmutadorestático

I n v e r s o r

Conmutadorestático

120 Vca

\\\ \\

\ R ulado

1 1 1 1 1 1

Cargas criticas Cargas criticas

Figura 13 . 12 - Sistema c.a. regulado , doble inversor

13.6.5 Conf iguración general para sistemas centralizados y distribuidos



SERVIMOS AUM4RES s

Alimentador 1 Alimentador 2media tensión media tensión

Pararrayos ZnO }^-r Pararrayos ZnO

I j Corta circuitos I Corta circuitos Exclusivo línede expulsión de expulsión aéreas(ubicado en poste ) ( ubicado en poste)

Pararrayos ZnO Pararrayos ZnO

UM M UMM Edificio decontrol

------------------Seccionador Seccionadorbajoca a = bajo g g a acon fu2e rJ, con tus

cai6le

+T7 -GE1 .GE2 +T 2SAS

t

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 208 Vc a

1111 1 - - l>>Otras cargas _ Otras cargas

125 VCC ó45 VCc

Otras cargas Otras cargas

120 Vca

X11Cargas criticas

Nota : Todos los equipos se ubicanen el edificio de control



s CAPtruw 13

Mirneraador 1media tensión

Nota : Equiposubicados en

edificio de control/\ (

_\

n. Pararrayos Z nO

Corta circuitos

de ex pulsión(ubicado en poeta)

a Pararrayos Zn0

Secconador

Mimamador2

media tensión

}-ra. Pararrayos ZnO

Corta circuitosde expulsión(ubindo en poste)

Pararrayos ZnO

bajo

con fusible

-GE7 SAS ;-.,}-GF2

O t r a s c a r g a s

48 Vo

1

Seccionadorbajo carga

con fusible

^.T2

1 20 Vca

I11111

208 Vca 208 vea

1 1 1 I I 1 1 1ollas 1 1 Otras

Cargas _ II Cargas C a r g a s

ti ti ti

- 25VCC 25 VaI



13.7 EQUIPOS DEL SISTEMA D E SERVICIOS AUXILIARES

A continuación se presentan los criterios y metodologías utilizados para el cálculo

dimensionamiento de los equipos de servicios auxiliares, a ser implementados en lasubestaciones de energía. Se indican aspectos relacionados con la capacidad, tipo

características de los equipos que componen el sistem a de servicios auxil iares.

13.7.1 Características generales

A manera de ejemplo se ha seleccionado un sistema de servicios auxiliares con la

s i g u i e n t e s c a r a ct e r í s t i c a s g e n e r a l e s :

a) Sistem a de 2 08 Vca (3 fases - cuatr o hilos , sólidamente puesto a t ierra )

- Ma rgen de tens ión 85% - 110%

- F r e c u e n c i a a s i g n a d a 60 Hz

b) Sistema de 120 V ca regulado- M a r g e n de ten sión 99% - 101%

- Frecuen cia as ignada 60 Hz

c) Sistema de 125 Vcc

- Tensión asignada 125 V

- Ma rgen de tens ión 85% - 1 10%d) Sistema de 48 Vcc ( con polo posit ivo a t ierr a)

- Tensión as ignada 48 V

- Ma rgen de tens ión 85% - 110%.

13.7.2 Análisis de cargas

La est imación de las cargas s irve para dime nsionar la potenc ia necesar ia para cada u n

de los equipos de a l imenta ción de los servicios auxil iares.

Ten iendo la conf igurac ión de l s is t ema de servic ios auxi l iare s se lecc ionada , se procede

calcular los consum os para cada uno de los niveles y barrajes del s istem a.

La s cargas de l s i stem a de servic ios auxi l iare s para los n ive les de ten s ión de 208 Vc

125 Vcc, 48 Vcc y 120 Vca regu lado se deben e s tab l ecer con base en d i seños de s is t ema

específicos ( ta les como i lumina ción , aires acondiciona dos , circuitos de control , protección

comunicac iones , etc. ) y consideran do consumos t ípicos de equipos de diferen tes fabricante s

13.7.3 Aná lisis de cortocircuito

El an ál is is de cortoc ircui to se pue de rea l izar pa ra los s is tem as de corr iente a l tern a



624 s CA P ITULO 1 3

S 3 0 100%Ikr.a

3UZr(13.1)

Donde:

Ik a : corriente trifásica de cortocircuito del barraje, A

S^ : potencia asigna da del transformador, VA

Z,: impedancia de cortocircuito del transformador, %

U ; tensión asignada fase - fase del barraje , V.

Este cálculo es conservador ya que desprecia la impedancia de los cables y la

impedancia de cortoc ircuito en e l lado de la fuente ( se supone bar ra inf ini ta ). Se se lecc iona e l

valor asignado de corriente de cortocircuito norma lizado próximo superior.

13.7.3. 2 Corto circuito corriente continua

En el barraje de servicios auxiliares de c.c.. la corriente de cortocircuito se calcula con

base en las corrientes de cortocircuito aportadas por los cargadores de baterías y las propias

baterías.

13.7.3.2.1 Aporte de los cargadores

Ikrr =1,282Ikr.a (13.2)

Ikra= U` ( rectificador monofásico ) ( 13.3)

Xromí

Ik a = U° (rectificador trifásico) ( 13.4)F3 Xmml

Donde:

U, = U ce monofásico) (13.5)

Ur = U" (rectificador trifásico ) ( 13.6)1,17

Xroral =Xt+Xf (13.7)

2

SUX,=Zr° ,n (13.8)

Xf =2nfLf.n (13.9)



Saivicos anm.tnsts s 62

U , tensión de salida del rectificador (48 Vcc ó 125 Vcc j

X_: reactancia total del rec tificador, f2

X r reactancia d el filtro de l rectificador, 1 2

X ,: reactanc ia del transform ador del rectificador. fl

Z,,,: impedancia de cortocircuito del transformador del rectificador en % por unidad, 3

típico

S , : potencia aparente del transformador del rectificador, VA

L r inductanc ia del filtro del rectificado r, H: 40 µ H típico.

En caso de tener dos cargadores en paralelo de iguales características, la corriente

duplica.

13.7.3.2. 2 Aporte de las ba terías a l cortocircuito

La corriente que una bater ía aporta al cortocircuito está dada por:

U JbtarionJk - (13.1

Ri

Donde:

Ulloracion: tensión de flotación por celda, V

R ,: resistencia intenta de la celda, U.

Según la recomendación NEMA PE-5-1997 (P2003 ), la tensión de flotación para l

baterías ácidas tiene un valor entre 2,15 V y 2,25 V. Para este caso , se toma el valor típi

que es 2,23 V/celda . De los catálogos de fabricantes se puede obtener la resistencia intern

de la batería a 20°C a plena carga y, en algunos cabos, la corriente de corto circuito d

banco.

La corrien te de cortocircuito en c .c. se obtiene sum an do los aportes del cargador y de la

baterías, seleccionándose la comente de cortoc i r cu i to as ignad a n orma l izada pr óx im

superior.

13.7.4 Corriente asignada en barrajes

La corriente asignada en los barrajes de servicios auxiliares está determinada por l

ecuación siguiente:

S 3 0 ( 1 3 .I, =k

,13 U,

Donde:corriente asignada de diseño del barraje, A



626 s CAPh1L0 13

13.7.5 Inversores

La car ga que a l ime nta e l si st e ma inve r sor , desde el cual se conectan los equipos de

con tro l y comun icac iones , se calcula sumando las cargas individuales con su factor depotencia , para obtener e l consumo en la barra de corr iente a l t erna 120 Vca regulada . Una v ez

obtenida es ta car ga se determ ina la potenc ia que exig irá e l inver sor a l si st em a de corr iente

cont inua.

13.7.5. 1 Cá lculo de la po tencia de salida del inversor

Para el cálculo de la po tencia de salida del inversor se siguen los siguientes pasos:

- D eterminar el total de kVA de las cargas a alimen tar S

-Obtener el factor de potenc ia total, cos Q, con ba se en la potencia activa P

- Calcular la c orriente nom inal de sa l ida.

T e n i e n d o e n c u e n t a l a s c a r g a s q u e s e c o n e c t a r á n a l a b a r r a d e 1 2 0 V c a r e g u l a d a , s e

r e a l i z a e l c á l cu l o d e l a p o te n c i a d e l i n v e r s o r .

cosP = kW (13.12)e=-

S kVA

La co rriente de salida de l inversor está dada por:

S

¡ 1 O r ^ O = U, coso (13.13)

Se selecciona la corriente a s ignada norm alizada próxima super ior.

13.7.5 . 2 Cálculo de la potencia de entrada del inversor

El cálculo de la potencia de entrada del inversor se realiza mediante la siguiente

ecuación:

Pe=P' (13.14)

1 1

Donde:

P,: potencia consumida por el inversor en c.c., kW

P; kW de salida del inversor en c.a., kW

t): eficiencia ( típicamente se considera como 0,8 para ser conservadores).

13.7.6 Banco de baterías

A continuación se presentan las cons iderac iones a ten er en cuenta para la de terminac ión



SERvlaos

C a r g a s p e r m a n e n t e s o r i ja s : son las cargas conectadas al sistema de corriente continu

en forma permanente durante todo el ciclo de trabajo y que están alimentadas normalmen

por el cargador de baterías, el cual es respaldado por el banco de baterías. Las carg

perman entes más típicas en los sistemas de corriente continua son:- I luminación

- Motores de ope ración pe rmanente

- Inversores

- Luces indicadoras

- Con tactores y relés auxiliares de corriente continua

- Cargas asociadas a los anunciadores

- Sistemas de protección- Sistemas de comunicaciones.

Cargas no permanentes o de emergencia : son las cargas conectadas al sistema

corriente continua que solo demandan energía durante una parte del ciclo de trabajo y q

pueden operar durante un tiempo determinado, continuar hasta el final del ciclo o s

desconectadas por el operador. Dentro de las cargas más típicas no permanentes se destaca

las siguientes:

- Motores para bombas de em ergencia

- Sistema s de m otores de ventilación de emergencia- Sistem as de protección co ntra incendio.

Cargas momentáneas o transitorias : son las cargas cuya conexión al sistema

corriente continua puede ocurrir en forma repentina durante el ciclo de trabajo, pero sien

su demanda de energía de cona duración, no excediendo un (1) minuto. Se destacan dent

de este tipo las siguientes:

- Corrientes de arranque de motores

- Operación d e d ispositivos de control

- Operación de sistemas de protección

- Operación de bobinas de disparo.

Amperios - hora : los amperios hora definen la capacidad nominal de un banco

baterías y dan la idea de qué cantidad de corriente puede entregar el banco en un período

tiempo determinado.

Diagrama de ciclo de trabajo : el diagrama de ciclo de trabajo indica el consumo

corriente por parte de los diferentes tipos de cargas para un determinado período de tiemp

Las cargas mostradas en el diagrama de ciclo de trabajo pueden ser de tipo momentánea

permanentes y no permanentes.

En la Figura 13.15 se presenta el ciclo de trabajo para un caso hipotético conforma



s C*ptrulw 13

320 -4-

280 -

240 -

200 -

St

1 2 0 -

1 30 60 90 12 0

1 1 1 Minios

1 2 3 4

Sección i Periodos

Sección 2^

Sección 3 --iSeccidl4

Sección 5

Sección 6-

Carpa

tmomentánea

j7

150 179 160 1

Min

-56 i

q i

L,: carga Permanente de 40 A por 3 horas

L 2 : carga momentánea de 280 A por 1 minuto, a los 5 segundos entra en operación L3.

Ls: carga no permanente de 60 A por 119 m inutos

L,: carga no permanente de 1 00 A por 90 m inutos

Ls: carga no permanente de 80 A por 30 minutos

L e : carga momentánea de BOA por 1 minuto. 40 A en los primeros 5 s. BOA en los próximos 10 s y 30A en os siguientes 20 s



SERVDOS AMI~

valores de la corriente de cortocircuito 1, (A) y de la resistencia interna R. (L2) deben se

indicados por el fabricante.

13.7.6 . 2 Conceptos fundamentales

A cont inuación se es tablecen los cr i t er ios que deben t en erse en cue nta pa ra la correcta

se lección del banco de ba terías .

La ins ta lac ión de s is temas de corr iente cont inua ha l l egado a ser una prác t ica norm al de

ingeniería para asegura r un suministro de ene rgía adecuado e ininter rumpido para e l contro

y l a operac ión de un a subes tac ión o c en tra l de gen erac ión . En la práct ica , la batería y e

cargador se conectan en paralelo a la barra de corriente continua , siendo la batería un

respaldo del cargador , alimenta ndo la carga duran te la pérdida del a l imen tador principal de

s is tema.

El principal papel de las bater ías es e l de servir como fuente de en ergía confiable en caso

de fal la de los servicios auxi l iares o de una fal la en la subestación.

En subes taciones se cons ideran bater ías es tac ionar ias , las cuales t iene n la capa cidad d

soportar la carga dura nte pe ríodos de t iempo largos (horas ). En estas instalaciones se uti l izan

ban cos de bater ías de plomo - ácido . cuyas características principales son:

- Tensión de carga de los e lemen tos ( celdas ) : 2,3 V a 2,4 V

- Tensión de man tenimiento de los e lemen tos : 2,15 V a 2,25 V

- Tensión mínima de los e lemen tos : 1,75 V.

Se aclara que la tensión de mantenimiento también se conoce como tensión de flotación

y que la tensión de carga se conoce como tensión de igualación.

Las bater ías p lomo - á c ido requieren de un f recuen t e m ant en imien t o y cuando so n de

t ipo abierto exigen cuartos con instalaciones eléctricas a prueb a de explosión y extractores d

gases . Adic ionalmente , son afectadas por rizados de corriente a l tern a de cierto valor.

Por otra parte , desde e l punto de vis ta de construcción de l e l ectrodo , existen dist intot ipos de ce lda par a las ba terías de plomo, como son:

- Placa plante: son placas fundidas de plomo puro en forma de a le tas , lo cual aum enta l

superficie . Se u t i l izan e n ap l icac ione s de a l t a s cor r ie n t e s pe r o t ie ne n l a de sve nta ja de

tener un a l to volumen de p lomo y e levado peso.

- Placa tubular : son placas tubulares conformadas por un tubo de tela de fibra de vidrio de

gran porosidad , alrededor de una varilla de plomo . Dan alta densidad de energía per

son de aplicación limitada con descargas de alta intensidad.

- Placa posit iva de var i l la : son var i l las de plomo vert ica les en vuel tas en m ater ia l ac t ivoBrindan s imultáneam ente bu ena de nsidad de corriente y a l tas corrientes .



630 s GPtrULO 1 3

capacidad de un m inuto de la ba ter ía ; si la capacidad es menor de 200 A para ocho horas, la

protección debe rá ser de 1,5 veces la capacidad de un minuto de la batería.

13.7.6. 3 Mé todo de cálculo de la capacidad de una b atería de plomo - á cidoEl método perm ite calcular la capacidad de un a bate ría en función de la distr ibución de

car gas y de l a s cur vas de de scar ga sum in ist r adas por e l fabr icant e , t e n ie ndo 25°C como

temperatura am biente de referencia.

13.7.6.3.1 Aspectos para dimen sionar la batería

Para e l d imen s io namien t o de la capacidad de las ba t er ías se deben considerar, entre

otros, los s iguient es aspectos:

- Las características físicas de la celda como son: tamaño , peso, material del contenedor

de la ce lda , tapas de ventilación, conectores entre celdas y sus terminales .

- Vida úti l de la insta lación (subestación o planta de generación) y vida esperada de las

celdas.

- Frecuencia y profundidad de descarga d e las celdas.

- Te m pe r a tur a am bie nt e , ya que la t e mpe r a tur a alta reduce la vida útil de la celda

[ANSVIEEE 494 (2002)].

- Requer imientos de ma nten imiento de las ce ldas .- Requerimientos sísmicos del diseño de las celdas.

13.7.6.3. 2 Núme ro de ce ldas

Para determinar el tamaño (capacidad) de la batería, es necesario calcular para cada

sección del ciclo de trabajo (Figura 13.15) la capacidad máxima requerida por la

combinación de las cargas deman dadas ( corriente contra t iempo).

Tres factores básicos gobierna n e l dime nsionam iento ( núm ero de ce ldas y su capacidad)

de las baterías : las tens iones máxima y m ínima de l s is tema y e l c ic lo de trabajo de l ban co debaterías.

La m á xima t ens ió n perm isib le en e l s is t ema de t ermina e l núme ro de c e ldas en e l banco

de bate r ías garan t izan do la t ens ión perm isible de flo tac ión e igualac ión . En la práct ica se

usan 12, 24, 60 6 120 celdas para tensiones de 24 V, 48 V, 125 V ó 220 V .

Para el cálculo del número de celdas se recurre a las siguientes expresiones:

No. celdas=U-

(13.15)U,



SERVICIOS au>auaa[s s 631

mínima del sistema, se emplean las variables U, que corresponde a la mínima tensión

perm isible del s istema ( U,,„ = 85% de U ,) , y U, la tens ión f ina l de descarga de una ce lda .

Pueden utilizarse monobloques de celdas, los cuales normalmente constan de seis celdas

pero pueden conseguirse hasta de 12, aunque con pesos mucho mayores . En el diseño de los

monobloques es importante considerar que requieren espacios menores para su instalación y

que la falla de una celda ocasiona el cambio total del monobloque.

13.7.6 . 3.3 Capa cidad de la batería

La primera sección a analizar es el primer periodo del ciclo de trabajo. Utilizando el

factor de dimensionamiento de capacidad C„ el cual se define más adelante , para un tipo

determinado de celda, la capacidad se calcula de tal manera que suministre la corriente

requerida para la duración del primer período.

Para la segunda sección , la capacidad secalcula suponiendo que la corriente A, requerida para el primer período continúa a través del

segundo; esta capacidad es, por lo tanto, ajustada para el cambio en la corriente (A, - A,)

durante el segundo período.

De la m isma forma se ca l cu la l a capac idad para cada secc ión de l c ic lo de t raba jo . E l

proceso i terat ivo se cont inú a hasta qu e se hayan considera do todas las seccione s del c ic lo de

trabajo . El cálculo de la capacidad Fs, requerida para cada sección s, donde s puede ser

cualquier en tero de 1 a n , puede expresarse matem áticamente como s igue:

F s = £ A ( p )- A u p - , I

(13. 17

p =ICr

Fs expresa el número de placas positivas o de amperios hora del banco de baterías,

depen diendo de cual factor C , sea e l uti l izado.

La capacidad máxima calculada del ciclo de trabajo, máx Fs , determina el número de

placas positivas o de amperios hora así:

r_ n

No. celdas = max Fs (13.18S = 1

Donde:

s : sección de l c ic lo de traba jo an a l izado. La sección s cont iene los pr ime ros s per íodos

del ciclo de trabajo (por ejemplo , la sección s , contiene los períodos 1 a 5). La

Figura 13 . 16 es una r epresenta ción gráfica de una "sección"

n : número de períodos en el ciclo de trabajo

p: período que se está analizando



632 s UPIruLO 13

o

o

An A(n-1) An

A(n-1) I

I I

Mempo-Figura 13 . 16 - Secciones típicas de ciclo de trabajo

13.7.6.3.4 Factor de dimensionamiento

Existen dos términos para expresar e l fac tor de dimensionan úento de la capacidad de undeterminado t ipo de bater ía C „ en los cá lcu los de l d imen s iona mien to . Un térm ino , R,, es el

núm ero de am perios que cada placa posit iva puede suministrar por t minutos , a 25 °C, a una

tensión f inal de descarga determ inada ; por lo tanto , C, = R ,.

s=n s=n p=r A - ANo. celdas = maxEFs=max I (13.19)

yP

(P=I s=1 P=1 RT

El otro término, K„ es la relación entre la capacidad nominal en amperios - hora dada

por el fabricante (a 25°C, a una tasa de tiempo y una tensión final de descarga normalizada)

de una celda , y los amperios que pueden ser suministrados por esa celda durante t minutos a

25°C y a una tensión final de descarga dada, datos calculados de acuerdo con el ciclo de

t raba jo; por l o tan to :

Cr KT

Entonces se tiene que:

( 1 3 . 2 0 )

s=n s=n

No. celdas =maxXFs=max1

s

(Ap-A(P_I) }Kr . Ah(13.21)



SERVI40S AUXIWWES s

1 000J

J-1-1-I-IJ1yJr-1r++H

+-!--!++t---Y--T-1_r TTT

___.T--T--TTT-n----H-y-+-1--++T---T--T-I T TTP

500 ---y--r--t++-H----

11_IJ Curvalipira L1LL11(Fabricante X. Y. Z)

-_H1- +H- -----+TTIT---TTT11-1T7---71 1 ! 1 1 1 1 1 1 1! 1 1

200 --- 1--111 --+I-LHJ±L---1-

- T

1 VPC= Voltios por celda 1 1 1 1V

100--Ytr1

L_I_L11 L1

+TYh----TTT1---IT___ -L--t++

50 7 T1-1--1+r--

___!__

--_.J1--1L-1- +LH___ +-1-!

111

---L-1----

! 120 T TI ---- -T-T _1_1_. -7--

111 1 1 1

! 1 110 J

L -1-+

--yr 1_t I 1---_1---I-1-1-1- Ir-rrr

--- 1-----H1-+-1-1L -- 1- []_T

----J L-1-Í; ---Hy-+1-I-I--;--LJ_L1L1

5!1T L

--1-_1 1 1 1 1 I i

11 _--I__J_1-1-11_111- 1 1 1 1 11

---T-T11-T1r1 I I I I I I __ T__T

11I I I2 --- _- -- -+t !i u T-1-7U r +-

pi aa11i p o a

! ^ ›i > I 1'. >I 6j1 1 I e

20 30 40 50 6070 100 200 . 3 .4.5 .8 . 7.8.9 1 . 0 2 3 4 5 6 78910

8090

Amperios x placa positiva Factor K basado en A x 6 horasRT NT

Figura 13. 17 - Curva hipotética de capacidad

Cuando se incluyen en el ciclo de trabajo de las baterías los consumos de equipos qu

operan esporádicamente , es necesario calcular el dimensionamiento de la batería sin la

cargas esporádicas y después sumar a éste el consumo adicional requerido por las carga

esporádicas únicamente.

Cua ndo se u t i l iza e l factor Rr (ampe rios por placa posit iva ), la ecuación gen eral expres



s CAP1ruLo 13

1 3 . 7 . 6 . 3 . 5 E f e ct o s a d i c i o n a l e s

Para la determinación final del dimensionantiento de la batería deberán tenerse en cuenta

l o s s i g u i e n t e s f a c t o r e s :

- Efe c to de la t e mpe r a tur a : la capacidad disponible de una celda es afectada por la

temper atura de operación . La tem pera tura n ormal cons iderada e n e l d i seño de las ce ldas

es 20°C ó 25°C, teniendo 25°C como temperatura máxima de operación. Para

temperaturas mayores a 25°C se debe corregir la capacidad por efecto de temperatura,

de acuerdo con la norm a IEC 60896-11 (2002):

CT ( 13.23a)Ah

a20°C - 1+1(T-20)

C _ CTAh

(13.23b)

° 25°C - 1 + k(T - 25)

Donde:

C,: capacidad de referencia de la celda, Ah

l: coeficiente dado por e l fabricante ; puede tomarse 0,006 para descargas menores que

3 h y 0,01 para descargas mayores

T .temper atura inicial media, °C.

- Ma rgen de diseño : se recomienda incremen tar la capacidad de la ce lda en un 1 0% 6 15 %

co n e l o bje t o de t en er en cuen t a ad ic ió n de cargas a l s i s tem a de serv ic io s aux i li ares de

corriente continua y condiciones de operación no óptimas de la batería debidas a

manten imiento inadecuado , tempera turas ambiente men ores que la esperada, etc.

- Corrección por envejecimiento: la norma ANSUIEEE Std 450 (2002 ) recomienda que

una batería debe ser reemplazada cuando su capacidad cae a un 80% de su capacidad

asignada ; por lo tanto, la capacidad asignada de la batería deberá ser un 125% de la

capacidad e s p e r a d a al final de ¡a vida útil de la misma.

13.7.7 Cargadores de baterías

Para determinar la corriente asignada de los cargadores de baterías se considera que,

después de una falla en la alimentación , cada cargador de baterías debe ser capaz de

alimentar la totalidad de los consumidores y de entregar una corriente tal al banco de

bater ías , que sea suficiente para recargarlo en un lapso no superior al tiempo deseado para la

recarga.

El s iguiente pr ocedimiento es e l más uti l izado para calcular la capacidad del carga dor y

es el que más se ajusta a las condiciones de operación de los servicios auxiliares de las



SERV1o05 Au ]ufrpa s

Donde:

A: capacidad del cargador, A

A,: am perios -hora del banco de baterías se leccionadon : co nst an t e par a co mpen sar l as pérd idas duran t e l a carga (1,25 para baterías plomo

ácido)

A°: corriente de consumo continuo demandada por las cargas, A

t : t iempo de recarga de la batería , h (recome ndado por el fabricante) .

Luego de obtener la corriente del cargador se aplican los factores de corrección po

temperatura y por altura sobre el nivel del mar. La corrección por temperatura ambiente s

debe considerar si ésta supera los 40°C (temperatura máxima indicada por los fabricantesdurante períodos superiores a un a hora.

La corrección por altura se considera par a cargadore s instalados a un a altura superior a

1 000 m sobre e l n ive l de l ma r . En la Tabla 13 .4 se resum en los factores de corrección po

temperatura y a l tura ; los valores entre paréntesis son los que se aplican para estimar l

capacidad nominal del cargador.

Tabla 13.4 - Factores de corrección por temperatura y po r altura sobre el nivel del mar

Corrección por temperatura Corrección por altura sobre el niveldel mar

Temperatura[°C]

Factor Altura [m e.n.m.1 Factor

45 0 , 9 3 ( 1 , 0 7 ) 1 500 0 . 9 5 ( 1 . 0 5 )

50 0,86 ( 1,16) 2000 0 , 91 ( 1,09)55 0,74 ( 1,35) 2 500 0 , 86 (1,16)

3000 0 . 83 (1,20)3500 0 , 81 (1,23)

4 000 0,80 (1,25

La poten cia de sa l ida del cargador en corriente continua es:

Pr.,. = A U, ( 13.2

La potencia activa en corriente alterna es:

P I. ° =[.

( 13. 2

Donde:



e CiAPfrULO 13

13.7.8 Equ ipos de alimen tación de media tensión

A continuación se mencionan los equipos que se utilizan para llevar la alimentación de

media ten sión hasta e l tran sforma dor de distr ibución de m edia /baja tens ión que a l imenta losservicios aux iliar es.

13.7.8.1 Cortacircuitos con fusible

El cortac ircui tos con fus ible es u n disposit ivo de ma niobra de operac ión ma nua l , e l cual

se ub ica en e l pos te de don de s e va a tom ar l a der ivac ión de l c ircu i to de e l ec t r if icac ión a

media te nsión que al imen ta los servicios auxil iares .

El cortacircuitos posee un fusible , sien do la ma yoría de las veces del t ipo limitador, cuya

princ ipal función es proteger los t ran sform adore s de medida que se ubican "aguas abajo— ,p u e s , e n g e n e r a l , estos transformadores no tienen la capacidad de soportar el nivel de

cor toc ircu i to que pre sen ta e l s i st ema en e se punto . El cor tacircuitos con fus ib le debe ser

espec i ficado cum pliendo los diferentes pa rámetros de l s i st ema ta les como ten sión , corriente

de cortocircuito , L IW L , e tc .

13.7.8.2 Seccionador bajo carga con fusible

El secc io nado r e s un d i spo si tivo de m an io bra de o perac ió n m anua l , aunque en a lgunas

subestaciones se instala motorizado para facil itar su operación (ev it ando e l uso de pa lancas

para su man iobra).

Am bos disposit ivos , s e ccionador y fus ib l e , se ins ta l an e n una ce lda o gab ine t e , e l cua l

tiene en su parte frontal los diferentes dispositivos de control y maniobra del conjunto

seccionador - fusible.

El tipo de seccionador que generalmente se utiliza es bajo carga, es decir, el equipo se

puede maniobrar con corriente circulante , sin ocasionar daño a éste , cumpliendo funciones

de seccionamiento. El seccionador debe ser especificado cumpliendo los diferentes

parámetros del sistema como tensión , corriente de cortocircuito , L J W L , etc.

Con e l seccionad or se ins ta la en ser ie un fus ib le , cuya función es de pr otección, tanto

para sobrecargas como para cortocircuito, de forma que cuando el fusible actúe, por

cualquiera de las razones an ter iores , se accione un dispositivo que abre el seccionador,

gara nt izando que la a l ime nta c ión de l c ircui to se in ter rum pa . El fus ib le debe ser ca lcu lado

según la capacidad del transformador que se alimenta del conjunto seccionador - fusible y su

curva de operación debe coordinarse con la curva del fusible del cortacircuitos de expulsión.

13.7.9 Transformador de distribución

La selección del transformador debe comenzar con varias consideraciones básicas: los



SERZGOS AubruRes s 63

potencias alimentadas por cada circuito, multiplicadas cada una de ellas por un factor d

demanda . A este subtotal se le agrega un diez por ciento de su valor , el cual se toma com

un factor para cubrir los eventuales aumentos de cargas que no pudieron ser tenidos e

cuenta en el diseño inicial o la variación de las potencias de los equipos realmentsuministrados. Finalmente, se aplica un factor de coincidencia, puesto que todos lo

circuitos no van a consumir energía simultáneamente , evitando el sobredimensionamien

del transformador.

Los tran sforma dores pueden soportar s ignificativas sobrecargas duran te lapsos de vari

horas . Por este m ot ivo , no es ne cesar io considerar desde e l pun to de v is ta de l ca lentam ien

de los tran sforma dores las deman das de corta duración , ta l es como e l arra nque de motores .

13.7.10 Grupo electrógenoLos grupos electrógenos de emergencia se utilizan como fuente auxiliar de suminist

de potencia para garantizar la correcta operación del sistema de servicios auxiliares. Para

cálculo del grupo electrógeno se deben tener en cuenta las siguientes consideraciones:

a) De los consumos de cargas se obtienen los kilovatios totales que debe suministrar

generador, kWT, sumando la totalidad de las cargas, multiplicadas cada una de ellas p

su factor de demanda y el total de la suma por el factor de coincidencia. Se debe obten

también el factor de potencia de la carga. En caso de que el factor de potencia s

infer ior a 0 ,8 , e s necesar io compensar lo me dian te e l u so de conden sadores .

b) Se deben determinar los kVA de arranque de los motores de los diferentes equip

t en iendo en cuenta que:

- El factor de potencia es aproximadam ente 0,3 en atraso.

- En los motores de los ventiladores los kVA de arranque son del orden de diez vec

los kVA asignados.

- Los motores de los demás sistemas de la subestación, son motores de inducción

jaula de ardilla, por lo que los kVA de arranque no superan 6,5 veces el valasignado.

c) Los kVA demandados se determinan mediante la siguiente expresión:

S=S- + S., (13.2

Donde:

SkVAqueebe suministrar el grupo electrógeno a los consumidores , incluyen

el arranque de los motores

5,,,,: kVA que debe suministrar el grupo electrógeno a las cargas que está

funcionando norm almente , es dec ir consumiendo su potenc ia as ignada



s CAPITULO 13

Algunos fabricantes de estos grupos poseen software que ayuda a obtener la capacidad

del grupo electrógeno , según las necesidades del sistema a respaldar.

Par a de t e r minar l a s capac idade s de lo s t anque s de a lmace n am ie nto de combus t ib l e s e

consideran los s iguientes factores:

- Consumo del motor diesel, llh

- M áximo t iempo de indisponibi l idad de las fuen tes de corr iente a l terna de los servic ios

auxi l iare s de la sube s tación , t iempo en tre ma nten imien tos y , en e l caso más ex tremo,

posibles raciona mien tos

- Ubicación y faci l idade s de abastecimien to de comb ust ible .

13 .7.11 Interruptores de baja tensión

Las características principales que se deben considerar en la selección de los diferentes

tipos de interruptores de baja tensión de los servicios auxiliares son:

- Condiciones especiales de mando : por ejemplo si el interruptor es utilizado en la

operac ión de las secuen cias de contro l au tomát ico de los a l ime ntadore s , permitiendo su

cierre o apertura automática

- Condiciones de servicio

- Protección propia ante cortocircuitos

- Protección ante sobrecargas

- Protección de sobrecorrientes uti l izando re lés inde pen dientes .

En el dimensionantiento de interruptores se deben tener en cuenta los siguientes

pará metro s :

- Tensión de servicio, es muy impo r t an t e t ener en cuen t a que ex is ten in t errupto res para

corr iente a l t erna y pa ra corr iente cont inua , y e s to e s tá exp l íc itam ente ind icado en los

equ ipos y en los catálogos

- Corriente máxima de servicio

- Corriente de corto circuito en el punto de instalación

- Capacidad de ruptura límite ICU

- Capacidad de ruptura nom inal de servicio ICS

- Capacidad de cierre as ignada.



SERVIQOS AuxtuAUES s

13.7.12 Cables

13.7.12 . 1 Cálculo de regu lación

Para la selección de los conductores de los diferentes circuitos, se calcula la regulació

para el caso más crítico posible y luego se procede a verificar la capacidad de corrient

asignada y de cortocircuito. Se tiene en cuenta un factor de seguridad de 25% en e

dimensionamiento de los cables.

La regulación permitida para los circuitos de fuerza es menor del 3%, y en aquellos con

arranque de motores debe ser menor al 10%o.

Para circuitos trifásicos de corriente alterna, la caída de tensión línea a línea en form

porcentual está dada por las siguientes expresiones:

%R eg =f(Rcos0+XsenO)SL

(13.2l OU,

f(Rcos0+XsenO)PG%Reg= (13.3

lOU,Z

coso

Donde:

R: resistencia de l conductor, S2/km

X : reactancia d el conduc tor. alkm

L: longitud del circuito, km

cos 0: factor de potencia de la carga

U,: tensión de línea, kV

S: potencia trifásica aparente, kVA

P: potencia trifásica activa, kW.

Para circuitos monofásicos la caída de tensión en forma porcentual está dada por

s iguiente expresión:

2(R cos 0 + X sen O)P L%Reg=

IOU,2

cos ¢(13.3

Para circuitos de comente directa la caída de tensión en forma porcentual está dada p

la siguiente expresión:

% R e2 P L R

g 2 ( 13.3IOU



640 s CAPITULO 13

Tabla 13. 5 - Características de cables de cobre aislados 600 Y, 75•C

Sección

]mm9

Resistencia

]1Nkm]

Reactancia

InJkm]

Tipos de

Circuitos

1,5 10,2853 0.2509 Control2,5 6,4697 0 , 2329 Control y fuerza

4 4,0681 0,2254 Control y fuerza6 2.5557 0 . 2093 Control y fuerza10 1,6338 0 , 1962 Fuerza16 1.0433 0 , 1808 Fuerza

25 0,6660 0 , 1683 Fuerza35 0.5347 0, 1641 Fuerza

50 0,4298 0 , 1624 Fuerza70 0,3478 0, 1607 Fuerza85 0,2821 0 , 1594 Fuerza107 0,2296 0 ,1581 Fuerza

13.7.12. 2 Soportabilidad a corrientes de cortocircuito en conductores aislados

El aumento de temperatura de un conductor es causado normalmente por un

cortocircuito. En el cálculo presentado en el Capitulo 9 se supone que el calor es retenido en

el interior del conductor durante el tiempo que dura el cortocircuito. Como quiera que se da

alguna transferencia de calor hacia al medio o los materiales adyacentes al conductor, se

presenta entonces un proceso no adiabático, en el que el calentamiento del conductor viene

determinado por el valor eficaz y el tiempo de duración del cortocircuito.

El cálculo de la corriente de cortocircuito efectiva para los requerimientos térmicos está

de acuerdo con la norma IEC 60949 (1988). La determinación de la corriente de

cortocircuito soportada por el conductor, se basa en el siguiente procedimiento:

13.7.12.2. 1 Corriente de cortocircuito p ermisible

La corriente de cortocircuito permisible está dada por:

,k =FIAD -A (13.33)

Donde:

/, : corriente de cortocircuito permisible, A

h1: corriente de cortocircuito calculada para condiciones adiabáticas. A

E : factor que tiene en cuenta las pérdidas de calor en los componentes adyacentes; para



SERVICIOS AUXILIARES s

Para conductoras en alum inio:

I,D=148

A x 1I n 1 228+96 1 A

(13.3

2 1 ^ 1 1 ,

Donde:

A,: sección de l conductor, mm '

t,,: tiempo de duración de l cortocircuito, s

0,: temperatura final (200°C)

0,: temperatura inicial (85°C).

En las Figuras 13.18 y 13.19 se ilustra la soportabilidad de la corriente de cortocircui

en función de la sección para conductores de cobre y de aluminio, respectivamente.

1 0 0 0-------------- ----+ ----- ------J----I- --

I

___--_I___J-_-I___I_1 051___JJ

^

I1Os

^^^ $ ps

100 - 4

I

I ' . ' .

10

100 1 00 0 10 0

Ac [mm2lSección transversal del conductor



13

1000

o

10 0

Q D

o

CWc

o

u lo

r-_____F__ +__

_____ 0.2S --L- J- -L -1- -L

__________4-__L-L-L

I 0, I1:05

______I____^ i_I L 2.05-_L

305_-_-L

-L-L-L L L

I

I I I I

I I I

17

14- __1111_1-14-______1

1 1 1 1 I

I I I 1

100 1 000

Ac [mm21Seccion transversal del conductor

10 000

Figura 13 . 19 - Corriente soportada por conductores de aluminio aislados en cortocircuito

En ocasiones, es importante verificar la capacidad de soporte de las pantallas metálicas

en cobre, aluminio, plomo y aleación de plomo que se instalan en los conductores aislados.

Esta verificación puede realizarse de la siguiente forma:

'AD

=K kl

an(Ko+9b

)•A (13.36)

Donde:

K : constante que depende del material As'/mmz; para cobre 226, aluminio 148 y plomo

o aleación de plomo 41



SERVIDOS AUAup a s

1 000

Aumnio--- r I r---r---rrr--res

------ -I---- ----I---Il o m o - .-.-.- _______

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

1 0 0 -

^ E 1 0 ji

1 i I I I I100 1 000

Ac [mm'lSección transversal del conductor

Figura 13 . 20 - Corr i en te sopor tada por pa n ta l la s de p lomo , cobre y a luminio en cort ocircui to

13.7.12.2.2 Factor c para conductores

De manera general, el factor no adiabático e está dado por la siguiente relación pa

conductores sólidos o entorchados.

E= I+X FA, +Y t"AI(13.3

A,

Donde los factores X y Y están dados en la Tabla 13.6.

Tabla 13. 6 -Factores X y Y

Material Cobro Aluminio

x

[mm'15°°]Y

[mm'Is]X

mm 'Is°S]Y

[MM'/5]

Papel 0 ,29 0,06 0, 40 0,08Papel impregnado en cables

refrig erados en aceite 0 ,4 5 0,140,62 0.20

XLPE 0,41 0.12 0 ,57 0.16



s CAPtTULO 13

13.7.12.2 .3 Factor e par a pan tal las , arm adura s y cubiertas en conductores a islados

El factor e para pantallas , armaduras y cubiertas de conductores aislados está

determinado por la siguiente ecuación:

e=1+0,61M tk^ -0,069(M tk^y+0,0043(M li, 7(13.38)

Donde e l fac tor de contacto térmico M es dado por:

al + a3

Pz P3 ( 13.39)M=

2at eb 10-3

Donde:

a , , a ,: ca lor especí fico volumétr ico de l ma ter ia l a cua lquier lado de la pan ta l la , la armadura

o la chaqueta , J /K-m

p„ p,: resistividad térmica del material a cualquier lado de la pantalla, la armadura o la

chaqueta, K•m/W

a ,: calor específ ico volumétrico de la panta l la , la arm adura ola chaque ta, J /K m'

e & : espesor de la pantal la , la arma dura o la chaqueta , mm

F: fac tor que inc luye las imp erfecc iones de l contacto térm ico entr e e l conductor y los

alrededores , valor recomendado F = 0 .7 .

13.7.13 Medición de energía

Para la definición del sistema de medición de energía se deben considerar varios

aspectos a saber :

- Reglam enta ción de las em presas distr ibuidoras de en ergía

- Costos de inversión inic ial en equipos

- Costos por consumo de energía.

Se debe considerar adicionalmente que, de acuerdo con regulaciones de algunas

empresas, la medición de energía para los consumidores con transformadores de capacidad

g r a n d e (en algunos casos superior a 225 kVA), se exige en el lado de media tensión

(pr imario ), mientras que si la capacidad del transformador es menor , la medida se debe

realizar en baja tensión ( secundario).



C a pítulo 14OBRAS CIVILES

14.1 INTRODUCCIÓN

Este Capítulo no pretende ser una ayuda de diseño sino, más bien, presentar una gu

general para el diseño de las obras civiles asociadas al proyecto de una subestación. L

necesidades de obras civiles se derivan del diseño eléctrico, fundamentalmente: tipo d

subestación, configuración, etapas de desarrollo, disposición física, equiposcompensación y transformación a utilizar, llegadas y salidas de líneas, niveles

aislam iento, etc.

14.2 DEFINICIONES

Área Hidráulica : área correspondiente a la del agua en un corte trasversal d e

conducción.

BM o Mojón : materialización de un punto topográfico con coordenadas x, y

conocidas. Generalmente en concreto, con placa de bronce.

Carrilera: rieles de acero sobre los cuales se desplazan los transformadores y

reactores de elevado peso para facilitar su maniobra y montaje.

Cargas de trabajo : cargas de servicio (no afectadas por factores de sobrecarga).

Caudal: cantidad de agua que pasa por una sección en la unidad de tiempo.

Colector: tubería de desagüe.

Curvas IDF: curvas Intensidad - Duración - Frecuencia que expresan

comportamiento estadístico de la lluvia en un sitio determinado.

Ensayos cross-hole, up-hole, down-hole: ensayos especializados para la determinaci

de propiedades dinámicas de los suelos.

Explanación : mo v imi e n t o d e t i e r r a g e n e r a l me n t e r e a l i za d o c o n e qu i p o me c á n i

pesado.



s CAPÍTULO 14

cual la profundidad de la lámina de agua para un caudal constante no cambia con la longitud

si las condiciones geométricas y de rugosidad son constantes.

Gres: arcilla cocida u horneada.

Inten sidad de lluvia : cantidad de agua lluvia que cae sobre una superficie en la unidad

de tiempo.

Ondas P y S: ondas de presión y cortante generadas por un sismo, que se propagan bajo

la superficie induciendo movimiento en el suelo que soporta las estructuras (y en éstas); en

las P. la vibración ocurre en el sentido de propagación y en las S. en el sentido transversal.

Las que generan más daño son las tipo S.

Pavimento flexible: aquel cuya capa superior está constituida por material granular con

ligante a sfáltico.

Pavimento rígido : aquel cuya capa superior está constituida por concreto hidráulico.

Pendiente: inclinación de una línea o superficie: generalmente se expresa en porcentaje

y es la relación entre la caída o desnivel y la distancia.

P erím etro m o ja do : perímetro correspondiente al contacto del agua en un corte

trasversal de la conduc ción.

Periodo de retorno : en relación con la intensidad de la lluvia, se refiere al periodo de

tiempo medio en el cual se espera que se repita una intensidad determinada de lluvia. A

mayor intensidad, mayores tiempos de retomo.

PMA: plan de manejo ambiental, documento que establece los requerimientos mínimos

que deben seguirse en la construcción, montaje y operación del proyecto en orden a

minimizar el impacto sobre el medio ambiente.

Tiempo de concentración : tiempo máximo que demora una partícula de agua en llegar,

dentro de un área de drenaje particular, desde el sitio más alejado hasta el sitio donde se

recoge el agua y se estima el caudal.

Trinchera drenante : filtro en zanja, constituido por material granular, generalmente

envuelto en un geotextil y con un colector de aguas en su interior, cerca del fondo de la

zanja.

Urbanismo : se refiere a las facilidades de acceso de la subestación y la disposición de

estructuras, equipos, edificaciones, cerramientos.

Vías de servicio : aquellas que, en el interior del patio, sirven para facilitar el

mantenimiento del interruptor y equipos asociados.


Con base en las características del diseño eléctrico pueden surgir varias alternativas de



- Localización, determinación de topografías y características geotécnicas

- Adecuación del terreno

- Planta general de la subestación

- Drenajes de patios y áreas generales

- M alla de tierra- Vías de acceso e internas y su señalización

- Cimentaciones para pórticos y equipos

- Carrileras, fosos colectores y tanq ue de ace ite

- Cárcamos, cajas de tiro y ductos

- Edificio de control y casetas en patios- Iluminación exterior

- Portería y cerram ientos.

Malla de tierra e iluminación exterior son diseños eléctricos que se incluye

generalmente dentro de los contratos de o bras civiles.

Los aspectos fundamentales del diseño aplican a todos los niveles de tensión, variand

lógicamente el tamaño de las obras en alguna proporción con el nivel de tensión de l

subestación.

Todas las actividades de construcción deben cumplir los requerimientos ambientales d

plan de manejo ambiental que se establezcan para el proyecto y, en consecuencia, est

deben ser tenidos en cuenta desde el diseño, por cuanto a veces lo restringen o limita

Fundamentalmente, el PMA incide en la definición del urbanismo (limitaciones en el trazad

de líneas y sus llegadas a la subestación, que sugieren la localización y orientacion de la

áreas de la subestación), en el diseño de la adecuación del terreno ( alteración del paisaje

manejo de materiales) y de las áreas con equipos, tales como transformadores y reactore

donde se exige cumplir con unos mínimos requerimientos establecidos por la autorid

ambiental para el control de eventuales derrames de aceite.

El diseño debe tener en cuenta la normatividad que rige en el país donde se construye

subestación. Tales normas muchas veces son concebidas para el diseño de edificaciones

presentan requerimientos que deben ser considerados con especia] juicio en el caso de ciert

obras asociadas al diseño de la subestación. En Colombia se emplean principalmente la

siguientes normas: Normas Colombianas de Diseño y Construcción Sismo Resisten

[Asociación (1998)], Normas Técnicas Colombianas NTC promulgadas por el ICONTE

Especificaciones generales de construcción de carreteras y Normas de ensayo de material

para carreteras del Instituto Nacional de Vías [INVIAS (1998a y 1998b)].

Tanto en Colombia como en muchos otros países es usual referirse a normanorteamericanas, entre las cuales las principales son las establecidas por las siguient



s CAPITULO 14

- ASTM - American Societyfr Testing and Materials- AWS - American Welding Society

- NFPA - Narional Fire Protection Asso ciation

En los siguientes numerales se precisan aspectos fundamentales asociados al diseño

civil.

14.4 PREDIO PARA LA SUBESTACIÓN

14.4.1 Selección

El predio que se determine para la construcción de la subestación es fundam ental en lam isma definición de la implantación y, consecuentem ente , de los costos que se pueden

derivar para la construcción de las ob ras civiles de la subestación y las líneas de transm isiónasociadas al proyecto.

La ubicación g eográfica es definida por los requerimientos del sistem a eléctrico, pero lalocalización final dependerá fundam entalmen te de la disponibilidad de terrenos aptos, de lasfacilidades de acceso , de las posibles rutas de las líneas de tran sm isión y de las lim itacionesambientales.

La aptitud del terreno depende fundamentalmente de la disponibilidad del espaciorequerido . Son ideales terrenos de baja pendiente con facilidad de acceso y estabilidad

geotécnica. Deben evitarse predios con amenazas de inundación, pendientes fuertes y

condiciones geotécnicas desfavorables o amenazantes , ya que las medidas remediales para

estos aspectos serían, en gene ral , muy onerosas para el proyecto.

Los aspectos favorables para un predio son:

- Topog rafía m uy suave . Es preferible un terreno con pendiente ligera ( 2% a 5%) que unoplano con eventuales problemas de drenaje e inundación . En términos generales,pendientes mayores del 10% a 15% com ienzan a generar costosas adecuaciones

- Disponibilidad am plia para las áreas requeridas

- Retiros adec uados de ríos, vías principales y zonas urbana s

- Suelos firme s

- Servicios de acueducto , com unicaciones y ene rgía para servicios auxiliares y duranteconstrucción

- Facilidad de acceso pa ra las líneas de transmisión que se conectarán a la subestación.

Aspectos desfavorables son:

- Topografías con pendientes fuertes



Oaa*s MIES s 64

- Suelos muy blandos o m uy duros (roca o bolas de roca)

- Suelos expansivos

- Contaminación industrial- Aeropuertos cercanos.

Se recomienda que en la selección del predio intervengan geólogos o ingenieros civile

especialistas en geotecnia, quienes en el reconocimiento del terreno puedan apreci

amenazas o inconvenientes que usualmente pasan desapercibidos para ingenieros

especialistas.

E s c o n v e n i e n t e r e a l i z a r a l g u n a e x p l o r a c i ó n o i n v e s t i g a c i ó n a n t e s d e c o n s i d e r a r

t e r r e n o c o m o a p t o .

14.4.2 Caracter izac ión

Una vez seleccionado el sitio de la subestación, se procede a realizar una visita

reconocimiento en compañía del personal encargado de los estudios geotécnicos y d

topografía, que permita establecer:

- Descripción general del predio (marco geográfico, político, etc.)

- Facilidades de acceso, adecuación y posibles zonas de botaderos

- Retiros a drenajes y vías (área útil)

- Coberturas vegetales en el predio y en las inmediaciones (restricciones para acceso d

líneas)

- Altura sobre el nivel del mar- Registro fotográfico del sitio seleccionado

- Drenajes de aguas lluvias- Disponibilidad para servicios de energía de construcción y alimentación de servici

auxiliares

- Dispon ibil idad de serv ic io te lefónico

- Emp resas de servicios públicos y de control ambiental con jurisdicción sobre el sitio

- Reglamentos legales, requisitos de planeación municipal o departamental.

14.4.3 Urban ismo

Durante la visita de reconocimiento se efectúa la ubicación de la subestación dentro d

predio seleccionado y se establece su orientación, para lo cual se tienen en consideració

aspectos tales como:



CAPfTULO 14

- El área a oc upar por la subestación, de acuerdo con el número y tipo de c ampos inicialesy futuros, teniendo en cuenta la localización del acceso del edificio de control y de los

patios de maniobra.

Una ve z ubicada la subestación y establecida su orientación se procede a:

a) Definir el limite de medida para la topografía del predio. En la topografía se deben

incluir todos los detalles dentro del área de medida incluyendo construcciones, ejes de

patios existentes , líneas de transmisión y distribución, servidumbres, árboles, fuentes de

agua, etc,

b) Definir los sitios para los sondeos del estudio geotécnico, teniendo en cuenta la

localización de las cimentaciones para pórticos, el edificio de control y la vía de acceso

de acu erdo con la disposición física tentativa que se tenga.

c) Definir los parámetros ambientales y meteorológicos para los diseños: precipitaciones,

temperatura , radiación solar, riesgo sísmico y eólico.

d) Establecer las condiciones de contaminación ambiental presentes en el área . En caso de

dificultad para realizar esta clasificación, se debe contratar un estudio de contaminación

ambiental con u na firma e specializada en e sta actividad.

14.4.4 Recom enda ciones respecto a las invest igaciones básicas

14.4.4 . 1 Topograf íaLa topografía debe estar amarrada al s istem a de coordenadas nacional con el fin de

poder relaciona rlo con otros trabajos e integrarlo a sistema s de información geográfica.

Se deben identificar todos los detalles especiales como son: construcciones o vías

existentes , árboles con altura superior a 3,0 m, linderos existentes , cañadas, cauces,

localización de líneas de energía y teléfonos, acueductos, alcantarillados y demás detalles

que sean de importancia para el proyecto. El levantamiento deberá extenderse más allá del

perímetro del predio con el fin de poder visualizar como continúa la topografía para definir

los drenajes.

Se deben materializar mojones o BMs que permitan el posterior replanteo y

localización. En caso de ampliaciones es importante definir los ejes y BMs existentes

relacionados con las obras ya construidas y mostradas en los planos "tal como construido".

Es posible que sea necesario localizar o verificar la localización de edificaciones y

estructuras existentes, con el fin de proyectar las ampliaciones requeridas con base en datos

reales del estado de las obras.

Para las vías de acceso es necesario definir los requerimientos de levantamientos

topográficos y los requerimientos del diseño.

14.4.4. 2 Estud ios geotécnicos



O a n w s r n n u E S s 65

Es importante anotar que el número y el tipo de exploraciones requeridas dependen d

área a utilizar y de los distintos tipos de obras que se requieran , así como también de

calidad , características y variabilidad del suelo del sitio, de tal modo que sea posible obten

perfiles estratigráficos suficientemente confiables y profundos , de acuerdo con l

excavaciones y llenos previstos en el proyecto , la geología de cada sector y la profundid

de incidencia de las cargas.

Es imp ortante destacar que tanto los ensayos geofísicos com o los de refracción sísm iy técnicas cross-hole , up-hole o dow n - hole, pueden ser de vital importancia en ciertas zonsísmicas para la determina ción de las velocidades de propagación de las ondas S y P para realización de los estudios que determ inarán la am plificación de las fuerzas sísmicas.

14.4.4. 3 Resist ividad del terreno

Para realizar un adecuado diseño de la malla de tierra de la subestación es necesar

determinar la resistividad del terreno, la cual se realiza de acuerdo con lo indicado en

Capítulo 12 (Numeral 12.7).

14.5 ADECUACIÓN

La adecuación del predio com prende los m ovimientos de tierra requeridos para disponlas áreas necesarias para el proyecto , buscando en lo posible obtener un volumen

m ovimiento de tierras económ icamen te aceptable, diseñar las obras de protección de ltaludes y diseñar , si se requiere , los sistemas de recolección de aguas freáticas y

escorrentía sobre los taludes, buscando minimizar los costos y obtener una adecuad

disposición física.

Para las ampliaciones de subestaciones existentes se deben considerar los niveles de l

patios existentes y los ajustes que sean necesarios en las zonas previstas para ampliación.

Los diseños para la adecuación del predio se realizan con base en la siguien

información:

- Topografía del predio ( estado actual del predio)

- Estudios geotécnicos

- Urbanización del predio acorde con la implantación eléctrica

- Área s y accesos disponibles.

14.5.1 Actividades prel iminares

Previamente al inicio de los diseños se revisa la información referente a disposici

física de la subestación, requerimientos de circulación vehicular en el patio , ubicación de



s CAPITULO 14

la adecuación definitiva del predio se teng an en cuenta las pen dientes y los sentidos de flujodel agua y, de esta forma, obtener resultados que sean e conóm ica y técnicamente viables.

14.5.2 Predlseño

En terrenos de muy poca inclinación se puede tener una subestación plana con

moderados movimientos de tierra. En terrenos con inclinaciones del terreno significativas, enel diseño de la adecuación es conveniente considerar diferentes elevaciones o pendientes de

acabado p ara los distintos patios, buscando en lo posible acom odarse al terreno natural. Ensubestaciones grandes y con cuenc as de drenaje pequeñas puede ser im portante no causardesbalances importantes en los drenajes de las aguas de escorrentía.

En lo posible, se debe buscar balancear técnica y económicamente los volúmenes de

excavación con los volúm enes de lleno, excluido el material de descapote . En este balance sedeben tener en cuenta las variaciones de volumen entre el material en banco o posición

natural y el mismo m aterial compactado por me dios mecánicos.

Por tratarse de movimientos en general de poco espesor y grandes áreas, el espesor de

descapote puede ser determinante en el diseño , entre otras razone s, porque se trata de unm aterial que deberá ser dispuesto adecuadam ente fuera del área del patio.

Otro criterio que se debe tener en cuenta en el urbanismo y adecuación del terreno, es la

posición que debe tener el edificio de control con respecto a los patios de conexiones. Es

deseable que no quede por debajo de la superficie plana de adecuación de los patios y que,preferiblemente, su posición permita una visual hacia éstos.

Se debe tene r en cuenta ade más, en el proceso de diseño para la adecuación del predio, que sise consideran pendientes altas en los patios o taludes internos en los m ismos , ello puede implicarla necesidad de rediseñar las estructuras para evitar acercamientos e ntre líneas y barrajes.

La pendiente mínima de adecuación deberá ser del 0,5% para permitir el adecuado

drenaje hacia las trincheras drenantes. Puede ser general o local, dependiendo de la

conveniencia del diseño . La pendiente máxima, generalmente no debe ser superior al 2% en

patios con niveles de tensión hasta 230 kV y al 5% en patios para subestaciones con niveles

superiores de tensión.

Los taludes de corte y lleno son definidos a partir de las recomendaciones del estudio

geotécnico. Se busca obtener una adecuada estabilidad y proporcionar facilidades para la

conformación del material y su mantenimiento.

Cuando se presenten aguas freáticas o subterráneas que amenacen la estabilidad, se

definirán drenes horizontales, elementos de protección y procesos constructivos y operativos

que permitan controlar la estabilidad del talud.

14.5.3 Optimización de la adecuación y determinación definitiva de la cota deproyecto



QVOES s

- Descapote

- Explanación en corte para desechar

-

Explan ación en corte para utilizar en los terraplenes- Explanación en lleno con ma terial procedente de excavaciones previas

- Explanación en lleno con m aterial de préstam o

- M uros de contención y tratamientos de taludes

- Disposición de ma terial sobrante

- Sistema de drenaje.

14.5.4 Diseños d efini tivos d e la ad ecuación d el predio

Teniendo en cuenta la disposición física definitiva de la subestación , las consideraciones dorden arquitectónico y func ional y las secciones de vías interiores establecidas y definida ladecuación técnica y económica m ás favorable , se procede a ejecutar los planos para adecuacióndel predio, en los cuales se m uestran las secciones de corte y lleno , los taludes y las obras dprotección necesarias , tanto en plan ta com o en perfil. con todos los detalles que son requeridos.

Los diseños definitivos se complem entan con las recom endaciones y especif icacionetécnicas adicionales reque ridas para garantizar la estabilidad de los trabajos que se ejecuten .En las Figuras 14.1 y 14. 2 se ilustra un diseño de adecuación de un predio para una

subestación con patios de 500 kV y 230 kV.

á

1 reTd'alud¡

Pabó a2W kV

lEYe Pa0oa 500 xV

I I T •Y B . 1 0

W- R

P" 0%



654 s UPtruLo 14

1140

1135

1130

1125

1120

1115

1110

Mum decootent lbn -- -t

2d10-_ 1P rtilo rel

2540 _-5 P1,43%lemeno

_ - ` , Perll del terreno

'9 0y, P^Sy, adxueda

1471 ___- t ^471

S% 18 332 7 ` 1 ' e P

P-0% P-A•.

Nota : Escala wn"i angerada para deavw cambios en las pendientes

Flgun 14.2 - Adecuación del predio - sección

14.6 DRENAJES

El diseño del s istem a de dren aje depen de de la disposición física, la urbanización y laadecuac ión del predio de la subestación . D ebe real izarse teniendo e n cuen ta la s iguiente

información:- Estudios geotécnicos

- Topografía del pred io

- Urbanización d el predio

- Cara cterísticas d el sitio

- Información hidrológica de la zona del proyecto

- Adecuación del predio

- I n v e s t i g a c i ó n d e r e d e s e x i s t e n t e s y p r o y e c t a d a s .

14.6.1 Actividades preliminares

Los drenajes de una subestación están íntimamente relacionados con los sitios

disponibles para la descarga, con la adecuación del predio y con la disponibilidad de espacio

entre cimentaciones . El sistema de drenaje debe garantizar la recolección del aporte de aguas

lluvias de toda el área de la subestación y de las áreas aferentes a ella. Por criterio general, se

utilizan trincheras drenantes o filtros al interior de los patios, cunetas para drenar aguas de



Con base en la disposición física de la subestación y en las nece sidades que se originenpartir de las características técnicas , se traza la red de filtros , colectores y cunetas, tenienden cuenta que en el proceso constructivo no se presenten interferencias con otras obras tal

como : cárcamos , drenaje de aceite, malla de tierra, cimentaciones, etc.Una vez definido el trazado de la red , se determ inan las áreas tributarias para cad

tramo. Se recomienda que ningún punto del patio esté a más de 15 m de una zanja d

drenaje.

Las áreas aferentes adyacentes a carrileras y fosos deben recolectarse con filtros qu

drenen h acia el tanque colector y separador de aceite con el f in de minim izar el riesgo dcontaminación de las aguas por derrames de aceite en los patios . El tanque reten dría acualquier derrame que pudiera presentarse.

14.6.2 C a u d a l d e d is eño

Para el diseño de los colectores de aguas l luvias se requiere determ inar el caudal ddiseño, para lo cual se uti liza el m étodo racional , el cual perm ite calcularlo a partir de cantidad de aguas lluvias mediante la expresión:

QD =CI A

Donde:

Q D : caudal de diseño, m 3/s

C: coeficiente de escorrentía

intensida d de la precipitación , m3/s/ha

área tributaria, ha .

(14.

El coeficiente de escorrentía es la relación que existe entre el agua que escurre y l

cantidad de agua lluvia que cae en determinada área y depende fundamentalmente de

permeabilidad del suelo y de la pendiente. Usualmente fluctúa entre 0,5 y 1,0.

La inte nsidad de la precipitación o lluvia depen de de la localización del proyec to, d

período de retorno considerado y del tiempo de concentración. Esta intensidad se obtiene dlas curvas de intensidad, duración , frecuencia ( IDF) calculadas para la zona . La inten sidad presenta usualmente en m m /h; para co nvertirla a l/s/ha se m ultiplica por la relación ( 100/36

Para seleccionar la intensidad es necesario definir el período de retomo y el tiempo d

concentración. Para el diseño del drenaje de las subestaciones se recomienda utilizar en

determinación del diámetro de las tuberías perforadas de las trincheras drenantes o filtro

una intensidad de lluvia para un período de retomo de 5 años y , para las demás estructur

como son : colectores, cunetas y canales, una intensidad para un período de retorno d

20 años. De esta manera se garantiza que los colectores no se presurizarán, minimizando

riesgo de posibles inundaciones en cárcamos y edificaciones. Este criterio diferencial tienen cuenta que en los análisis no se considera la capacidad de almacenamiento de la



CAPtruLO 14

subestación, el tiempo de concentración de diseño para filtros , colectores y cunetas puede

estar entre 10 y 20 minutos, dependiendo de las pendientes, distancias y punto de la red en

análisis . Por esta razón , se recomienda trabajar con una intensidad de lluvia para una

duración de 10 minutos para filtros y colectores . Sin embargo, en caso de áreas aferentes

externas, debe reconsiderarse el tiempo de concentración y, por tanto, la intensidad a aplicar.

Es impo rtante recalcar que pretender establecer una metodología m uy exacta del tiem pode concentración no resulta práctico cuando hay una influencia mucho mayor en los

diversos parámetros de diseño , como son : perme abilidad y l im pieza del acabado de patio,intensidad de la lluvia ( usualmente no existen las curvas IDF para el sit io de la subestación yhay que trabajar con las m ás cercanas que se consideren aceptables o incluso trabajar convalores estimados ), consideracione s de flujo uniform e en las tuberías o cunetas , y otras más.

14.6.3 C apa c id ad d e los co lectores y cunetasLa capacidad de los colectores y cunetas dependerá de la velocidad del flujo en la

estructura hidráulica y su sección útil para transporte del agua. Es usual calcular la velocidad

a partir de la ecuación de Manning para flujo uniforme ( estable):

V=1 A I (14.2)P/I

Donde:

V : velocidad, m/s

n : coeficiente de rugosidad de Manning

A: área hidráulica, m2

p: perím etro mojado, m

S: pendiente longitudinal, ni/m.

Para tuberías en concreto se a ceptan velocidades m áximas de h asta 4,0 ro/s, pudiéndoseaum entar el lím ite hasta un valor de 6,0 m /s si se hacen atraques especiales . Para cunetas se

aceptan velocidades hasta de 4,5 m/s siem pre que se eviten curvas pronunciadas y descargassin disipación de en ergía.

Con la velocidad y el área útil de la estructura se obtiene el caudal m áximo que descargael tubo:

Qd = V A, m 3 / s (14.3)

Qd 2Qo, m 3 1 s(14.4)

En el diseño de los colectores se debe tener en cuenta que, cuando la velocidad obtenida

para un caudal igual a la mitad del caudal de diseño sea menor que 0,75 m/s, se debe

verificar que la fuerza tractiva sea mayor que 3,5 N/m'. De esta manera se garantiza que,



0~ aval s 65

la velocidad para un valor de n = 0,016. En las cunetas pueden verificarse también l

valores de la fuerza tractiva , aunque en éstas el efecto de colmatación no e s tan crítico ya quson estructuras abiertas a las cuales se debe hacer un m anten imien to rutinario.

14.6.3 . 1 Tuber ías par a f il tros y colectores

Para las tuberías en filtros y colec tores, los cálculos se hacen para que la tubería trabaa flujo libre, máximo al 75% de su capacidad a tubo lleno.

Un a m anera práctica de definir los diámetros de las tuberías en cada punto de la red

drenaje de una subestación es generar una tabla que contenga los caudales de descarga qpueden evacuar tuberías de diferente diámetro a su plena capacidad con diferent

pendientes de diseño. Si se considera un único valor de la intensidad de la lluvia y d

coeficiente de escorrentía , se puede fácilmente seleccionar el diámetro de tubería y spendiente de diseño.

14.6.3 . 2 Cunetas

No debe considerarse que la capacidad de la cuneta aumenta al incrementarse el valor dla pendiente, ya que a] aumentar la velocidad se requiere de un mayor borde libre. S

recomiendan valores de pendiente entre el 1 % y el 5 %.

La p endiente m ínima será aquella que garantice el arrastre de los sedimentos que llega

a la cuneta, considerando precipitaciones más moderadas. Debe garantizarse que en estructura se desarrollen velocidades adecuadas co n tales precipitaciones , considerandodificultad que existe para que se desarrolle un flujo uniform e en tales condicion es.

Para acom odarse a pendientes mayores del terreno , cuando se requiera . se puedconstruir escalones verticales de aproxima dam ente 0,50 m, cada que sea necesario. L

pendiente m áxima debe estar acorde con los valores m áximos de adecuación del patio.

En general , en el diseño de las cunetas debe tenerse en cuenta que e l valor de C u tilizaen el cálculo del caudal que afluye puede ser un poco diferente al valor de C utilizado en l

patios, ya que influyen varios factores como son : diferente permeab ilidad , terreno ndescapotado , ma yor pendiente, etc.

14.6.4 Estructuras d e inspección y red es

Ten iendo en cuen ta la disposición de equipos y la adecuación del terreno , se procecon el diseño del drenaje en planta . Se deben colocar pozos o cámaras de inspección en cadintersección o cam bio de dirección de tube rías y evitando tramos rectos mayores de 80 m. Suti lizan pozos de inspección de m enor sección en sit ios de inicio en patios o interseccion

de poca profundidad e importancia y pozos de caída cuando se requiera para salvar lodesniveles del terreno , y cuando la diferencia de cota s entre la sal ida y la l legada de un



CAPITULO 14

14.7 VÍAS

14.7.1 General idades

Como parte de los trabajos de adecuación de una subestación se requiere definir los

alineamientos y las ca racterísticas de las vías internas y de la vía de a cceso a la m isma.

Las vías internas son aquellas que permiten el acceso a las diferentes áreas de la

subestación desde la puerta de entrada principal, tales como zon as de patio y edificacione s;su función es perm itir el paso de los vehículos requeridos para llevar los transform adores ylos equipos más pesado s y para tener acceso a los mism os cuando se realicen las actividadesde m antenimiento en la etapa de operación de la subestación . Las vías internas pueden servías de servicio, vías perimetrales o vías de acceso a zona de autotransformadores y

reactores, dependiendo de los requerimientos y del equipamiento de la subestación.

La vía de acceso se construye cuando no existe una vía de llegada al sitio de la

subestación.

14.7.2 Estructura de las v ías

La estructura del pavimento de las vías internas de la subestación puede seleccionarse

entre pavimento flexible o pavimento rígido , prevaleciendo la opción del pavimento flexible;el pavimento rígido se considera como una alternativa en caso de que no sea factible la

consecución de los materiales asfálticos requeridos para la construcción de los pavimentos

flexibles . En algunos casos es posible considerar que el acabado de las vías sea en afirmado,

dependiendo de las consideraciones técnicas del proyecto. Se diseña pavimento rígido para

los sectores adyacentes a las carrileras.

La estructura del pavimento será seleccionada con base en los ensayos de laboratorio

que deben efectuarse sobre el material de la subrasante y en los vehículos que van a utilizar

las vías.

14.7.3 Diseño de vías

El diseño de las vías para una subestación comprende básicamente los siguientes

aspectos:

14.7.3. 1 Diseño geom étr ico d e la vía d e acceso

Consiste en determinar el alineamiento horizontal y vertical de la vía. En algunos casos,

se tratará de la ampliación, rectificación y adecuación de vías existentes, de acuerdo con los

nuevos requerimientos de la subestación , teniendo en cuenta aspectos tales como radio de

y y



anrs s

14.7.3.3 Diseño de la est ructura del pavimento

Consiste en determinar el t ipo de pavimen to , el espesor y los materiales para las capade sub-base , base y carpeta de rodadura , y en adoptar los dispositivos de drenaje

protección que garanticen el correcto funcionamiento del m ismo.Para el diseño de pavimentos asfálticos puede utilizarse alguno de los método

establecidos por el Instituto del Asfalto de los Estados Unidos [Asphalt ( 1989)]. como poejemplo el denom inado " todo asfalto ' o 'full depth", con base e n el tránsito diario esperado

Para el diseño del sistema de drena je debe tenerse en cuenta que el buen desempeño dun pavimento depende de un adecuado sistema de drenaje . El drenaje superficial es

constituido por cunetas o sum ideros que descargan en el s istema g eneral de drenaje de subestación . Es posible considerar la construcción de obras de subdrenaje como filtr

transversales y long itudinales , geodrenes y geotextiles cuando se requiera controlar agufreáticas.

14.7.3.4 Señal ización d e la v ía d e acceso

De acuerdo con las características de la vía de acceso a la subestación se deben defin

las señales de tránsito y la ubicación de las mismas, teniendo en cuenta los requisitos que s

establezcan en las norm as de tránsito y carreteras del país.

14.7.3. 5 Señalización interior d e la subes tación

La señalización interior está conformada por señales informativas y preventivas en l

que se definen alturas máximas , ubicación de equipos, medidas de seguridad a toma

restricciones de acceso, etc. Deben definirse de acuerdo con las características de

subestación.

1 4 . 7 . 3 . 6 Diseño de vías adyacentes a carrileras para transformadores y reactoresIntegradas a los elementos viales

En estos sectores se tiene en cuenta que las franjas de vía que quedan a lo largo de l

carrileras se diseñan como pavimento rígido.

14.8 CIMENTACIONES

14.8.1 Generalidades

Las cimentaciones de las estructuras de soporte de cables y equipos representa

generalmente la principal obra civil de una subestación. Aunque se trata de estructur

livianas y equipos no muy pesados, las acciones de las cargas debidas al tiro de conductor

y al sismo o viento, determinan que son estructuras que se diferencian de las cimentacion

de edificaciones por tener una fuerte excentricidad de la carga. Pueden generarse inclu



660 s Ca rtnno 14

para el estima tivo del esfuerzo en el suelo, considerar una cim entación efectiva m enor enfunción de la excentricidad de las cargas [ Bowles ( 1988)]. El esfuerzo m edio equivalentedebe ser inferior a la capacidad portante del suelo definida en el estudio geotécnico. El factor

de seguridad al volcamiento en cualquier dirección debe ser mínimo tres para cargasperman entes y dos para cuando se presentan las cargas dinámicas m áximas.

FS =

M

(14.5)2 r

FSy =PL

2M(14.6)

r

Me,=r< ,m (14.7)

P 4

ey=p<-m (14.8)

L'=L-2e1. m (14.9)

B'=B 2ey,m

(14.10)

C i= • daN/m 2 (14.11)L'B'

Donde:

FS : factor de seguridad al volcamiento en la dirección x

FSy: factor de seguridad al volcamien to en la dirección y

P: carga vertical (incluye peso de cimiento), daNL: dimensión del cimiento en dirección x, m

B : dimensión del cimiento en dirección y, m

M M : momento volcador en dirección x, daN•m

M ,: momento volcador en dirección y, daN•m

e.: excentricidad de la carga en dirección x, m

e y : excentricidad de la carga en dirección y, m

L' : dimensión efectiva del cimiento en dirección x, m



OBPAS C IVILES.

2exex

Y +

x-B O---_

- - - - - - - - - - - - -ej

L'x B'

B ' X

Figura 14.3 - Método para cálculo de esfuerzos medios equivalentes en cim ientosexcéntr icamente cargados

14.8.2 C im entaciones pa ra s oportes de pórt icos y equipos

La información básica para el diseño de las cimentaciones de pórticos y equipos está

constituida por la altura y cargas en los conductores, geometría y peso de las estructuras

equipos, el espectro sísmico de diseño y las cargas de viento. En las cargas de los

conductores deben considerarse los efectos dinámicos de corto circuito. En el Capítulo 15 se

describe la metodología para la evaluación de estas cargas.

Los equipos usualmente se soportan en una estructura anclada a un único pedestal. La

columnas de los pórticos usualmente tienen un pedestal por montante, salvo que estos tenganpoca sep aración. En la Figura 14.4 se ilustra un equipo so portado en estruc tura en celosía. Se



eE4ipoe Pórt icos

capelo 1 concreto

ndansecundanAcabado bado

tia patio a t i o

y^etlY d e•

p

nos dea),z1 0 , 1 0m

i

e s t r u c t u r a l Vr a lctu

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Salado en concreto r e t o

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B patio

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V a n c l a j ePreóaW p.•

I P^Pe Solado enSolado en

canasto

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J a n c l a j e

ProfundoP i l o t eITRoe

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enmrcreto WnCretopobre pobre

Terreno na tural s. Relleno estruc tural ®

C o n c ret o a a m n da n oen m aterlal seleccionad o

t t concreo Solado en concreto pobre

Figura 14 . 5 - Cimientos tipicos para estructuras de soporte de equipos y

pórt icos - sección transversal



664ECAPtriLo 14

Las cargas para dimensionamiento de la cimentación deben ser cargas de trabajo, sin

factores de sobrecarga. En algunos países como Colombia debe tenerse en cuenta que los

espectros sísmicos obtenidos de la norma son espectros últimos de diseño y, por tanto, la

carga de trabajo debe obtenerse multiplicando por un factor de 0,7. En las cargas sísmicasdebe tenerse en cuenta la co mpone nte vertical que puede llegar a ser hasta de 3/4 partes de lacomponente horizontal, y que, considerada hacia arriba, desmejora las condiciones de

estabilidad de la cimentación.

En el caso d el interruptor hay cargas dinámicas debidas a la ape rtura y cierre del equipo,cuya acción es en el sentido vertical y que representan un porcentaje considerable del peso

del equipo, pudiendo incluso dar como resultado una comp onente vertical hacia arriba.

La estructura debe ser fijada a la cimentación adecuadamente. Usualmente se dejan

pernos embebidos en los pedestales de modo que la estructura se pueda fijar y nivelar

adecuadamente. En la Figura 14.5 se destacan los pernos de anclaje y el concreto de

nivelación.

Para las cimentaciones superficiales, en términos generales, el dimensionamiento de las

losas de cimentación lo detemúnan fundamentalmente los requerimientos de estabilidad y,

solamente en caso de suelos muy blandos, es resultado del control de las presiones

transmitidas al suelo.

La combinación de carga que gobierna el diseño es un evento de poca probabilidad de

ocurrencia y que, de ocurrir, dura poco tiempo. Incluye los efectos superpuestos de cono

circuito con viento o sismo y orientados en la dirección más desfavorable. Es usual en el

diseño aceptar, para tal combinación de cargas, que la resultante de fuerzas quede ubicada

fuera del tercio medio de la cimentación. En otras palabras, se acepta que parcialmente la

cimentación trate de levantarse del suelo (máximo un 25 % del área total), verificando no

transmitirle al suelo una presión de contacto mayor que su capacidad de soporte en las

condiciones de diseño.

Por otra parte, para las cargas permanentes en suelos compresibles con cimentaciones

superficiales debe verificarse que los asentam ientos se encuentren en un rango aceptable.Se considera estable la cimentación con un factor de seguridad al volcamiento mínimo

de 2,0, con lo cual se garantiza que el 75 % de la cimentación transmite esfuerzos de

compresión al suelo (en cimentaciones rectangulares con carga horizontal en una sola de las

direcciones ortogonales).

En el análisis de estabilidad de cimentaciones superficiales no se deberán considerar las

presiones pasivas laterales que pueda ejercer el suelo sobre el pedestal, pues para que se

lleguen a desarrollar estas presiones se requeriría un movimiento inaceptable de la

cimentación.



otros U'nE S s 66

14.9 CARRILERAS

En los patios donde se vayan a instalar equipos de transformación o compensació

usualme nte se requiere la construcción de c arrileras para su instalación y ma nejo dentro de subestación. Los equipos menos pesados como transformador zigzag, transformador d

servicios auxiliares exterior y reactor de neutro, si los hay, normalmente pueden s

colocados directamente sobre la cimentación por medio de una grúa y, por tanto, n

requieren ca rrileras.

El trazado en planta de las carrileras responde a la necesidad de movilizar equipo d

repuesto y del recorrido de los equipos desde el punto de descarga ha sta su ubicación final, que depende a su vez de las posibilidades de movilización de la cama-baja que transporta

equipo dentro de la subestac ión y del método de izaje y descarga pre visto.Las carrileras consisten en una losa de cimentación corrida, usualmente con dos vig

centrales sobre las cuales van em bebidos los rieles por donde se desplaza el equipo. Deb

considerarse los elemen tos de fijación y nivelación de los rieles así como aq uellos elemen tpara con tinuidad eléctrica y puesta a tierra de los rieles.

La separación entre rieles y, por ende, de las vigas centrales, depende del ancho de l

trocha o separación de las ruedas para movilizar el equipo, valor que da el fabricante d

mismo.

Las carrileras deben tener una muesca en el concreto secundario, adyacente a los rieles

que tiene com o función perm itir el tránsito de la pestaña interior de la rueda del equipo sique ella tenga contacto con el concreto. En caso de que la rueda sea más ancha que el riel, s

debe dejar una muesca similar al lado externo del riel para asegurar que la rueda se apoy

sobre el riel y no tenga contacto con el concreto. Los rieles deberán cumplir con la

especificaciones de la Norma A STM A 759 [ASTM ( 2000)].

En sitios estratégicos deben colocarse ganchos de tiro que faciliten el desplazamient

del equipo halándolo de los mismos. En las intersecciones deben considerarse los puntos d

gateo pa ra giro de las ruedas.

Para el análisis estructural de las carrileras se puede construir un modelo de losa e

elementos finitos sobre un lecho elástico o se puede usar cualquier método de anális

elástico que tenga en cuenta la rigidez de la cimentación y la rigidez del suelo. Usualmen

no es necesario considerar cargas de sismo en el diseño de la carrilera ya que el paso d

equipo es una carga transitoria.

Se debe verificar que las presiones transmitidas por la cimentación al suelo n

sobrepasen la presión admisible máxima del terreno a la profundidad de desplante. Tambi

se debe controlar la deformación máxima del conjunto suelo-cimentación. Se debe ten

especial cuidado con los extremos de las carrileras ya que en estos puntos se presentan la



14.10 FOSOS PARA TRANSFORMADORES Y REACTORES Y MUROS

CORTAFUEGO

Para minimizar la posibilidad de que un incendio se extienda en caso de falla detransform adores, reactores u otros equipos que contienen aceite en cantidades im portantes,se diseña en el sitio de su cim entación un foso colector para cada eq uipo , con descarga a untanque que separa y almacena el aceite derramado.

Adicionalmente, cuando los equipos se encuentran cerca de un edificio u otros equipos

se coloca un muro cortafuego. Las normas [EEE Std 979 (1994) y ANSI/NFPA 851 (2000)

regulan las consideraciones mínimas que se deben tener en cuenta dependiendo de la

cantidad de aceite del equipo y la separación a edificaciones u otros equipos para una

adecuada seguridad . En general, los muros cortafuego deben soportar un fuego intenso dedos horas y se deben extender vertical y horizontalmente de modo que no haya visual entrepartes contenedoras de aceite.

La construcción de fosos colectores , tanques de aceite y m uros cortafuego está l igadatambién a las prácticas de las em presas y a los requerimientos de las com pañías de seguros.

Los fosos colectores de aceite se diseñan integralmente con la cimentación de los

equipos, de tal m anera que pue dan descargar a un tanq ue colector y separador de aceite latotalidad del aceite contenido en dichos equipos. El área de cada foso se determina de

acuerdo con el tamaño de los equipos garantizando que cualquier fuga que se presente searecogida por el mism o.

Para el diseño de los fosos se tienen en cuenta no sólo los requerimientos físicos de

derrame de aceite , sino también los requerimientos eléctricos en cuanto a cárcam os , cajas detiro y doctos para a com etidas eléctricas de los equipos ( Figura 14.6).

Para autotransformadores y reactores de línea y de terciario, se diseña un foso cuyas

dimensiones cubran la proyección en planta del contorno de las partes del equipo que

contengan aceite, más 0,50 m en todas las direcciones. Tanto el aceite recogido en los fosos,

com o el agua lluvia, drenan por m edio de tuberías no inflam ables hacia el tanque colector yseparador de aceite.

En los fosos se coloca una capa m ínima de 0,20 m de m aterial granular redondeado,uniforme , de diámetro entre 5 cm y 15 cm para ayudar a extinguir el fuego en caso de que elaceite caiga inflam ado . En la zona cen tral de los fosos se coloca una reja metálica apoyadaen las ca ras laterales de las vigas y sobre ésta , se coloca la capa de m aterial granular. Estareja debe soportar el material granular que extingue el fuego y permitir una rápida

evacuación del aceite por deb ajo de ella . En las losetas laterales la capa de m aterial puede irdirectamente sobre el concreto.

En zonas de riesgo sísmico intermedio o alto el equipo considerado requiere ir anclado a

la cimentación. En caso de que este anclaje sea con pernos embebidos en el concreto de la

cimentación se puede proveer de unos bolsillos en el punto de anclaje, los cuales se vacían

en concreto secundario una vez el equipo esté posicionado.



aceite en el mismo foso , colocando una trampa de aceite a la salida y permitiendo que éste smantenga inundado bajo la reja.

Tubería a tan q uecolector de aceiteLinea base

del cimiento

Gancho de unoen loso

IS

_.il Riel...

0.00

Linea basedel cim iento - -1- - - -

1 e Iun 3 de construcción

U I

Í TGancho d e tiroen carrilera

a) Planta general de foso

1 1 =

no mnam aoie pareconducc ión de cabl

b) Secc ión 1-1Figura 14.6 - Cimiento y foso para transformador - esquema dpico



668/GvtruLo 14

separador de aceite debe tener como diámetro mínimo 0,20 m. Esta tubería se especifica en

concreto o gres y se debe proveer de u na rejilla en su toma para que se evite una obstrucción.

Debe tenerse en cuenta la posición de los cables de conexión a la m alla de puesta a tierra del

equipo con la longitud de cola necesaria para su conexión, así como también los cárcamos y cajaspara la conducción de cables dentro del foso. Si los cables van por cárcamos, deben ir

debidamente tapados y protegidos para m inimizar la entrada del aceite que se derram e, y si vanpor tubería de conducción, ésta debe protegerse con un recubrimiento en mortero.

Para el análisis de la cimentación, en forma similar que para las carrileras, se puede

construir un modelo de elementos finitos tipo placa apoyado sobre un lecho elástico o se

puede usar cualquier método de análisis elástico que tenga en cuenta la rigidez de la

cimentación, tanto de vigas c entrales como d e losa, y la rigidez del suelo.

Las cargas a tener en cuenta en el modelo son: peso propio de la cimentación, delequipo, del material granular y de la reja metálica y acción del sismo sobre el equipo.

Para el análisis sísmico se usa el método estático de la fuerza horizontal equivalente. Se

evalúa la fuerza sísmica de diseño teniendo en cu enta un coe ficiente de disipación de energíaigual a la unidad (1.0), el coeficiente de importancia de la norma aplicable y el valor de

aceleración esperada para el periodo fundamental. Si no se conoce el periodo, lo cual es

usual en este tipo de equipos, se recomienda trabajar con un valor promedio entre el valor

máximo del espectro y la aceleración del terreno.

En las combinaciones de carga básicas se debe tener en cuenta la componente vertical

hacia abajo o arriba. La componente vertical debe tomarse igual a las 3/4 partes de lacompo nente horizontal.

Se calculan las fuerzas requeridas en los anclajes y se verifica que las presiones

transmitidas por la cimentación al suelo no sobrepasen la presión admisible máxima del

terreno. Finalmente, se controlan los asentam ientos máximos.

14.11 EDIFICACIONES

En las subestaciones se requiere un edificio para el control general y, dependiendo del

diseño eléctrico, pueden requerirse casetas de relés o de control auxiliar en los patios.

Adicionalmente, se pueden necesitar otras edificaciones como bodegas, porterías, casetas

para planta de tratamiento de agua, etc. El dimensionamiento de las cimentaciones de las

edificaciones se realiza con la metodología tradicional que busca que la presión de contacto

transmitida no supere la presión admisible del subsuelo y que no se generen asentamientos

totales o diferenciales que comprometan la estabilidad y el buen funcionamiento de las

estructuras.

El edificio de control y las casetas de relés de una subestación deben diseñarse y construirsede tal form a que cuenten con las áreas necesarias para el óptimo funcionam iento técnico e



01atns uV R E S s

• Sala de servicios auxiliares

• Planta diesel

• Sala de ba terías

• Sala de comunicaciones• Sala d e m antenimiento

Á rea institucional:

• Oficinas

• Cocineta

• Servicios sanitarios

• Cuarto út i l.

Ak lAr den

J

c

Planta dieselPuer ta a o

Grama-

Zy cortina.m

Sala de :9ó

Servicios a uxiliares controenBaterías

Sala de

Mantenimientocomunicaciones

Andén Circuladón Andén

ja



s CAPhuLO 14

En la Figura 14.8 se presenta la plan ta de una caseta de re lés típica, en la cual se disponede las áreas para la instalación de gabinetes y para el cuarto de baterías.

Andén

Ram enconcreto

Zonagabinetes

Aire

Zona acondicionbaterías --J,

Andén

Figura 14. 8 - Caseta de control

Para los espacios de la zona técn ica se recom ienda el uso de puertas dobles, batientes otipo cortina con suficiente espacio para permitir un fácil acceso de los equipos. Para

garan tizar la óptima o peración del mo ntaje e instalación de los equipos , se deben construir

rampa s desde la vía a todas las puertas.

Se destacan desde el punto de vista de obras civiles los aspectos que se relacionan a

continuación.

14.11. 1 Sala d e control

En esta sala se disponen los equipos propios del sistema de control de la subestación. Su

localización y orientación deben ser tales que permitan tener una visual hacia los patios de

conexiones, para lo cual se debe tener en cuenta en el diseño arquitectónico la inclusión de

ventanales hacia los patios.

La ubicación de ductos, cárcamos y redes eléctricas se define según requerimientos del

s istem a de control . Se debe prever que la sala de control tenga acceso desde el área de

circulación interna y que tenga fác il comunica ción con la sala de servicios auxiliares.

14.11.2 Sala d e bater ías

La sala de baterías debe tener acceso desde el exterior del edificio. Debe contar con

rejillas de ventilación y extractor de aire, que proporcionen una adecuada ventilación, puesto

que en su interior se pueden generar gases tóxicos y explosivos.



O~ OVIIES s 67

Dep endiendo del t ipo de baterías a utilizar, puede ser conveniente co locar una duchaun lavaojos como m edida de atención inm ediata al personal afectado en caso de accidentes

14.11. 3 Sala para p lanta d iese l

La sala para la planta diese] debe tener acceso desde el exterior con rampa en concre

endurecido ; al igual que para la sala de baterías , los pisos interiores deben estar conformad

por un piso duro . Además, esta sala debe contar con una losa en concreto para anclaje d

equipo.

La ventilación requerida se realiza a través de vacíos en el muro de fachada y de l

puerta de acceso en reja metálica.

En áreas con restricción de contam inación ambiental por ruido , puede resultar necesar

realizar un tratamiento acústico que redu zca la emisión de ruido hasta los niveles permitidoSu cime ntación debe estar aislada del resto de la estructura para minim izar transmisión dvibraciones.

14.11. 4 Diseño estructura l

Para el análisis de las edificaciones de la subestación, deben clasificarse dentro de

grupo de uso de edificaciones indispensables por corresponder a edificaciones de atención

la comunidad que deben funcionar durante y después de un sismo y cuya operación no pued

ser trasladada rápidamente a un lugar alterno. Esta clasificación asigna un coeficiente dimportancia (1,3 a 1,5 según la norma que se adopte), el cual a su vez modifica el espectr

de diseño que debe tenerse en cuenta para los cálculos estructurales de la subestación. E

diseño estructural debe realizarse atendiendo los códigos y normas locales.

14.11. 5 Elem entos no est ructura les

Los elementos no estructurales son aquellos que aunque no hacen parte de la estructu

de la construcción, deben ser diseñados de tal forma que se tomen algunas previsiones qu

garanticen el buen desempeño de estos elementos ante la ocurrencia de un sismo.

Algunos de los componentes de las edificaciones de una subestación que se consider

elementos no estructurales son: los acabados y elementos arquitectónicos y decorativos, la

instalaciones hidráulicas y sanitarias, las instalaciones eléctricas, los anclajes de equipo

mecánicos y las instalaciones especiales. Tales elementos no estructurales en el edificio d

control y las casetas de relés, deben tener un desempeño tal que no interfiera con

operación después de la ocurrencia de un sismo.

14.11. 6 Aire acondic ionad o

Para el diseño de los sistemas de aire acondicionado del edificio de control y de lcasetas de control debe tenerse en cuenta el cálculo de todas las cargas calóricas que debe



672s CAPÍTLLO 14

las casetas de control , el criterio para las condiciones interiores se orienta básicam ente alcontrol de hume dad en su interior.

Es im portante hacer énfasis en la limitación de espacios disponibles para la ubicación e

instalación de e quipos de aire acondicionado , l imitación que se debe en fatizar sobre todopara las casetas de control, teniendo en cuen ta su cercanía a equipos energizados ; de ahí laimportancia de que los equipos de aire acondicionado para las casetas sean m uy compactos.

14.12 C Á R C A M O S Y DUCTOS

El trazado de los cárcamos, tanto en patios como en edificios, se debe ajustar a los

requerim ientos eléctricos y a la disposición de equipos y g abinetes.

Las tapas de los cárcamo s deben diseñarse de modo que perm itan su levantam iento fácily, en e dificios , seleccionarse con m ateriales livianos que den una buena apariencia estética alas instalaciones . Para el cruce de vías, se diseñan preferiblemente ductos instalados

considerando las profundidades mínimas requeridas , pero de ser nece sario pueden requerirsecajones o cárcamos con tapas diseñadas para el tráfico vehicular . En la figura 14.9 se ilustrandetalles de cárcam o en patio y de du ctos bajo vía.

Lino& d e excavac ión

Ductos PVc

a) Cárcam o en partovía



Oanws avnes s 67

Se deben instalar barreras cortafuego en las divisiones de los muros que separan

edificio de control y las casetas de relés con los patios exteriores de la subestación, y en ldivisiones de los m uros que separan las áreas internas de las edificaciones ( sala de control

sala de servicios auxiliares , sala de control y sala de comunicaciones , sala serviciauxiliares y plan ta diesel).

14.13 OBRAS COMPLEMENTARIAS

Den tro de las obras com plementarias de una subestación se agrupan las act ividades dpaisajismo , los cerram ientos , los acabados de patio, la i luminac ión exterior y , en generaaquellas obras que, como su nombre lo indica , complementan los diseños técnicos de

subestación bajo los criterios de seguridad y ornam entación.

14.13.1 Acabado d e pat io

Com o m aterial aislante en la zona de patios usualmen te se coloca una capa de trituradlim pio de un espesor mínimo de 10 cm , con un diámetro comp rendido entre Vr" y 11/Y. Esma terial facilita además el drenaje de los patios.

En algunos países se acostumbra colocar una capa de pavimento asfáltico.

14.13. 2 C er ram lentos

Para separar las áreas interiores de la subestación y el edificio de control y para

cerramiento del perímetro de la subestación , se utiliza generalmente un cerramiento en mu

de mampostería o malla eslabonada ; esta última conformada por una viga de amarre e

concreto para la cimentación del muro, una a tres hiladas en bloque de concreto y una mal

eslabonada con una altura promedia de 2,0 m sujeta a postes de tubería galvanizada y remat

en alambre de púas en gallinazo.

Adicionalmente, y si las condiciones del predio en que se va a construir la subestación

requieren , es posible utilizar muros o cercos en alambre de púas y postes de concretomadera para delimitar el lindero.

14.13.3 Protección de ta ludes

Para dar estabilidad a los taludes que se conforman a partir de la adecuación del terren

ya sean en corte o en terraplén, se deben ejecutar las obras necesarias para protegerlos de loefectos perjudiciales de la erosión o arrastre de materiales.

En general , la protección de los taludes contra la erosión o el deslizamiento se lleva

cabo mediante la construcción de revestimientos en piedra pegada, drenes horizontal

muros en gaviones , muros de contención en concreto reforzado o ciclópeo, geomall



674s CAPt1ULO 14

14.13.4 Omamentaclón

Con el ánimo de compensar el impacto visual originado por la construcción de una

subestación es importante desarrollar un programa de paisajismo y ornamentación de la

misma.

En las áreas libres, como la zona administrativa y las zonas de bodegas, se puede llevar

a cabo una adecuación paisajística con menos restricciones que en los patios, por ser esta

última u n área d e trabajo con a lto riesgo eléctrico y poco e spacio libre.

Es im portante tener en cuenta en el mom ento de seleccionar las especies y los sitios porsem brar, las diversas restricciones:

Restricción por uso: en patios y edificio de con trol

Restricción por circulación: alreded or de los patios- Restricción por seguridad: debe seleccionarse vegetación que no impida la visibilidad

alrededor de toda la subestación y en las vías de acceso y que no crezca demasiado para

evitar disminuir la visibilidad y las distancias de seguridad a las lineas o equipos.

Dependiendo de estos parámetros se deben recomendar para la siembra especies nativas

de la región, que sirvan como barreras visuales naturales para paisajismo, como fuente de

alimento y hábitat para especies de fauna silvestre y que florezcan en diferentes épocas. En

ciertas especies debe tenerse cuidado con sus raíces y posibles efectos en drenajes, andenes ycimientos.

14.13. 5 I lum inación exter ior

Normalmente deben operarse las subestaciones con la iluminación exterior mínima.

Los siguientes son los niveles de iluminación a utilizar para exteriores de acuerdo con

las normas de la I/luminaiing Engineering Society, IES (1ES (1984, 1987, 1989) e

IESNA (2000)]:

Tabla 14.1 - Niveles de iluminación exterior en subestaciones

Á rea Nivel d e Ilum ina ción[ luxes]

Vías de acceso 10

Zon a p ar que o 20

Pat io de cone x ione s y equ ipos (ho r izon ta l ) 20

Pa t io de co nex iones equipos (vert ica l ) 50

14.13. 5.1 Alum brado v í as y parquead e ros

El cálculo de la iluminación exterior en vías de acceso, de circulación y de patio de



Oeans a vn.S.

14.13 . 5.2 Alumbrado de patios , circulaciones y área s exter iores

Para la iluminación del interior de los patios de las subestaciones, generalmente s

utilizan luminarias con lámparas metal halide o sodio de alta presión, localizadas en la

estructuras o en postes.En el interior de los patios se acostumbra dejar tomacorrientes de potencia para u

sistema portátil de alumbrado con reflectores para eventuales mantenimientos o emergencianocturnas. Los tomacorrientes serán del tipo industrial, a prueba de agua, con conexión d

tierra.

Para las áreas adyacentes, circulaciones y cerco perimetral, generalmente se utiliza

reflectores tipo asimétrico con bombilla de metal halide o sodio de alta presión, dirigidos

interior del patio y montados en mástiles metálicos y ubicados en el perímetro. Se debe ten

en cuenta la ubicación de los mástiles para que no interfiera con las ampliaciones futuras d

la subestación y con la construcción de nuevas líneas de transmisión.



Capítulo 15ESTRUCTURAS METÁLICAS

15.1 INTRODUCCIÓN

El propósito del presente Capítulo es exponer algunos conceptos generales del campo d

la ingeniería estructural , de gran aplicación dentro del contexto de una subestación eléctric

En él se resumen algunos aspectos fundamentales del tema estructural , orientad

básicamente a las estructuras metálicas en acero estructural y se pretende realizar una se

de reflexiones respecto a criterios de diseño y construcción de uso común en este tipo

soluciones estructurales.

Su objetivo es divulgar algunas técnicas de conocimiento, no obstante su alcance

intenta cubrir de manera detallada aspectos técnicos específicos, los cuales son el objeto d

otras publicaciones de carácter aca démico, a las que se hace referencia con el fin de que seadebidamente con sultadas en caso de que el lector quiera profundizar y adquirir una habilidaespecífica en el tema.

Se presentarán los tipos de estructuras más utilizados; los criterios básicos a tener e

cuenta en un diseño de estructuras metálicas, como son las condiciones críticas de diseñ

tipos de cargas, combinaciones y factores de sobrecarga; y, finalmente, algunos concept

generales en diseño, fabricación y suministro de estructuras metálicas.

15.2 DEFINICIONES

Estructura en celosía : estructura metálica ensamblada con elementos simples de ace

como perfiles angulares o de sección tubular, conectados mediante conexiones pernadas

soldadas. Sus elementos principales son las cuerdas o montantes, cierres horizontales

verticales y diagonales.

Estructura en alma llena : estructura metálica conformada por perfiles metálicos

sección transversal 1, H y C entre otros

Barra : conductor rígido tubular, generalmente en aluminio.

Conductor flexible : cable aéreo que conforma un tendido de una subestación eléctric



s CAPITULO 1

Cadena de aisladores : conjunto de elementos, colocados entre las estructuras y los

conduc tores flexibles; su función es aislar las estructuras de tensiones eléctricas.

Factor de ráfaga : factor que toma en cuenta los efectos dinámicos que producen las

ráfagas sobre conductores, equipos y estructuras. El resultado es una amplificación de los

efectos de las cargas de viento.

Ten sión estática : fuerza generada por efecto de la geometría definida en un conductor

flexible.

Ten sión electrodinámica : fuerza dinámica generada en los conductores por efecto de

flujo de corrientes de cortocircuito.

Amenaza sísmica : estudio geológico regional, en el cual se identifican las fallas

geológicas, los antecedentes de sismicidad regional, los aspectos geotécnicos y geológicoslocales de los estratos de suelo. entre otros, con el propósito de evaluar la máxima

aceleración efectiva esperada de un zona.

Ductilidad : propiedad que tienen los materiales metálicos de deformarse grandem ente a

esfuerzos de tracción; esta propiedad representa en el material una gran capacidad de

absorción de energ ía antes de llegar al colapso.

Fluencia : propiedad de algunos materiales de aumentar grandemente su deformación

sin un aumento de carga apreciable.

Pandeo lateral : deformación lateral apreciable presente en algunos miembros largos yesbeltos sometidos a cargas de compresión. Este comportamiento puede ser de gran

importancia en elementos, y a que puede produ cir una falla repentina y dramática.


De acuerdo con la implantación eléctrica determinada para una subestación, se hace

necesario disponer dentro del patio de maniobra unas estructuras cuya función es la de servir

de soporte a los conductores que conforman las barrasy templas superiores y a los equiposque conforman los circuitos de conexión para las salidas de línea o para equipos de

transformación o compensación reactiva.

Las estructuras serán diseñadas para soportar en forma segura las cargas verticales,

transversales y longitudinales debidas a las conexiones y las posibles combinaciones que

puedan presentarse simultáneamente incluyendo la combinación más crítica de carga con sus

respectivos factores de sobrecarga.

El diseño consiste en definir las siluetas y topologías típicas para columnas, vigas y

soportes de equipos, con base en los requerimientos eléctricos de las subestaciones y

determinar las cargas a las que estarán sometidas las estructuras, como cargas de tensiónestática y cargas electrodinámicas para conductores, cables de guarda y conductores de



EsrauCTU AS MErÁUCS s 67

resortes de am ortiguam iento de esfuerzos y de los herra jes de los an clajes que se utilizará

para el soporte de las cadenas de aisladores en las estructuras.

Se requiere también conocer los datos de tem peratura am biente del sitio en el que s

construirá la subestación (máxima, media y mínima ), la separación entre fases de laconexiones e léctricas del p atio de m aniobra , la separación mínim a de diseño entre fase

durante cortocircuito perm itida de acuerdo con el n ivel de tensión y de aislam iento de subestación , el desnivel entre los puntos de las conexiones según la disposición físic

definida para e l patio de m aniobra , la velocidad básica del viento y los parám etros eléctric

y físicos para definir los efectos del cortocircuito, datos que pueden ser determ inadoteniendo en cuenta la ubicación de la obra y aplicando los criterios presentados en lo

diferentes capítulos de este libro.

15.4 SELECCIÓN DEL TIPO DE ESTRUCTURA

Los tipos de estructuras convencionales de utilización com ún en subestaciones de alta

extra alta tensión se pueden agrupar en dos:

- Estructuras mixtas en concreto y acero

- Estructuras metálicas.

15.4.1 Est ructuras m ix tas en concre to y acero

De este tipo, es común utilizar las estructuras de pórtico tipo A y las de tipo

(Figuras 15.1 y 15.2). La parte en concreto corresponde a los elem entos verticales y la par

en acero a los eleme ntos horizontales constituidos por las vigas.

En ocasiones se dispone de un a estructura en concreto constituida por una colum n

vertical, un p edestal y una zapata, p ara soportar los equipos.



s CAPÍTULO 15

Figura 15.2 - Estructura mixta en concreto y acero tipo "H"

15.4.2 Estructuras m etá l icas

Son de amplia utilización en subestaciones eléctricas a nivel mundial , caracterizadas por

su simple concepción en el diseño estructural , por la rapidez en su fabricación y por la

facilidad en el montaje . Se pueden agrupar en das tipos de estructuras:

- Estructuras metálicas en celosía, las cuales corresponden a estructuras ensambladas de

elemen tos simples de acero como perfiles angulares o de sección tubular conectados

me diante conexiones pernadas (Figura 15.3).

- Estructuras en alma llena , las que utilizan elementos de acero denominados de alma

llena como son los perfiles con sección transversal 1 , H y C entre otros, las cuales tienen

gran aplicación en soluciones estructurales de cargas y alturas moderadas.

Las estructuras en una subestación deben cumplir mínimo tres criterios fundamentales:

funcionalidad , economía y seguridad. Bajo estas características se ha demostrado en muchas

aplicaciones que las estructuras mixtas en concreto no compiten en economía y

funcionalidad en el montaje, además de que los pesos resultantes , según la aplicación que se

requiera , son mayores en comparación con los pesos obtenidos utilizando estructuras

metálicas.

Sin embargo , cuando se tienen condiciones agresivas de corrosión es eficiente la



E S T R U C n J R A S METÁUUS s 68

Figura 15.3 - Estructura metálica en ce losía

En la Figura 15.4 se presenta una disposición típica de estructuras en celosía p ara un

subestación que con sidera la conexión de dos líneas de transm isión y un circuito de conexia un transformador de potencia.



15

15.5 CRITERIOS BÁ SICOS EN EL DISEÑO DE ESTRUCTURAS M ETÁ LICAS

1 5 . 5 . 1 Estudios preliminares

Para la definición y diseño de las estructuras me tálicas es importa nte con siderar la

incidencia de los siguientes aspectos:

- Disposición física del pa tio de ma niobra , determ inada de acuerdo con la configuración

eléctrica definida para la subestación y el nivel de tensión de la m isma.- Distancias definidas entre equipos, ancho de cam pos y alturas determ inadas para cada

uno de los niveles de conexión presen tes en la sube stación de acuerdo con la disposición

física adop tada.

- Diseño de áreas de patio de maniobra, urbanización general del lote y adecuación del

m ismo, lo cual determina la localización de estructuras de en trada de circuito de línea o

de conexión a equipos de transformación y comp ensación.- Conductores , barras y caden as de aisladores que se utilizarán en la subestación pararealizar las conexiones de tem plas y en tre equipos.

- Tipo de apantallamiento definido para la subestación, para determinar la forma de

soportarlo mediante las estructuras metálicas.- Catálogos de los equipos aplicables al proyecto, de los cuales se puede obtener la

información de sus características , que, a su vez , sirve de base para determinar lascargas que estos imponen en las estructuras.- Estudios de riesgo sísmico, eólico y de hielo (si es del caso) que hayan sido

desarrollados para el sitio de la subestación.

- Registros de tem peraturas y radiación solar.

Con base en los estudios anteriores se pueden definir las estructuras para soportes de

equipos y pórticos de una subestación.

15.5.2 Condiciones críticas para e l diseño

15.5.2.1 Evaluación de cargas

Deben evaluarse todas las cargas externas a las cuales estarán sometidas las estructuras

metálicas de tina subestación en forma permanente y/o instantánea (cargas vivas , de viento,

de hielo o sísmicas). Las principales acciones a las que se ven sometidas las estructuras son

cargas de tensión estática y tensión electrodinámica de los conductores de fases, de

conexiones a equipos y cables de guarda, cargas de peso propio, viento, sismo, hielo y cargas

de montaje y mantenimiento.

15.5.2.2 Cargas de tensión estática y electrodinámica



Fswcruaws M E T Á L I C A S s 68

En e l diseño de estructuras para soporte de equipos deben incluirse todas aquellas carg

producto de las condiciones de op eración del equipo . las cuales deben ser definidas porfabricante, a saber:

- Efectos térmicos debidos a condiciones de operación en régimen permanente.- Presión interna de los elementos que contengan gases o aire . Para el caso

interruptores , la presión interna corresponde a la presión máxima de trabajo cuando

efectúa la interrupción de la corriente de cortocircuito.- Solicitaciones de cortocircuitos cuando estos ocurran ; el nivel de cortocircuito a sconsiderado corresp onderá al de diseño de la subestación.

- Tensión estática en los terminales del equipo, debe considerarse la dirección que origi

la combinación m ás desfavorable entre terminales inferior y superior del equipo.

15.5.2 . 3 Cargas de peso propio

Se incluyen todas aquellas acciones producto de pesos de equipos , mandos

operación, contadores de descarga, conductores y demás accesorios que carguen sobre

estructura . Tam bién se incluye el pe so propio de las estructuras evaluado de acuerdo con su

características físicas y mecánicas.

15.5.2.4 Cargas de viento

Para la e stimación de las cargas de viento sobre las estructuras se recomien da ap licar

m etodología de cálculo presentada en el Ca pítulo 9 (Num eral 9 . 10.2) para la evaluación de

presión dinám ica del viento o, en su defe cto , la reglamen tación vigente en cada p aís.

La fuerza debida a la acción del viento que se supone que a ctúa horizontalm ente sob

un elem ento estructural , F,, se obtiene com o sigue:

F, = Po G Cf A. daN (15

Donde:

Po: presión de viento corregida de acuerdo con la altura ; calculada con base en l

criterios presentados en el Capítulo 9 (Num eral 9.10.2) para conductores y aisladoredaN/m=

G : factor de respuesta dinámica debida a ráfagas (para estructuras G = G ,), adimen siona

Cf: coeficiente de fuerza o coe ficiente de arrastre, adimensional

A : área sólida (neta) expuesta al viento, m2.

El coeficiente de fuerza considera el efecto de las características del elemento (form

tamaño, orientación con respecto al viento, relación de solidez 0, y rugosidad de

superficie, entre otras) en la fuerza resultante. La relación de solidez se define como:

A



684s CAPtruLO 15

redondeada , los valores del coeficiente de forma obtenidos de la Tabla 15. la deben

multiplicarse por el factor de corrección m ostrado en la Tabla 15.lb.

Tabla 15.1- Coeficiente de fuerza para viento norm a l en es t ruc turas en celosía

Relac ión de Coeficiente de fuerza, Cf2o8dez

Estructuras desección cuadrada

Estructuras desección trlangular

< 0 , 0 2 5 4 , 0 3 , 6

0,025-0,44 4,1-5,20 3,7 - 4,5 4

0,45-0,69 1,8 1,7

0,70-1,00 1,3+0,74 1,0+1,04

a) Estructuras con e lementos de lados planos

Relación desolklez Factor de

e o n ece lón

< 0 , 3 0 0,67

0,30-0,79 0,674'+0,47

0.80-1,00 1,00

b) Est ructuras con e lementos de

sección redondeada

En la Tabla 15.2 se presentan los coeficientes de fuerza de elemen tos estructurales osuperficies comúnmente usadas en estructuras para subestaciones.

Tabla 15 .2 - Coeficiente de fuerza de elementos estructurales

Forma de l e lemento Coeficiente de fuerza, Cr

C i r c u l a r 0 , 8

Poligonal 12 o 16 lados 0,9

Poligonal hexagonal u octogonal 1,2

Rectangular , cuadrada 1,4

Otros perf iles > 1,4

El factor de respuesta de ráfaga para estructuras G „ p uede obtenerse de la Figura 15.5 o

calcularse com o:

G, =0,7+1 ,9E B, (15.3)

¡

E=4,9f110 (15.4)

l l Z o

l (15.5)r



Esraucrunns M E T Á L I C A S

L,.a, tc: parámetros que dependen de la categoría de exposición (Capítulo 9, Numera

9.10.2).

1.7

1,6

1,5

1,0

Categoría de e"siciM

1 , 4

1 , 3

1 . 2

1 . 1

- - - ------- - - - - - -

T710 20 30 40 5 0

A a u r a t o t a l [ m ]

Figura 15 . 5 - Factor de respuesta de ráfaga para esructuras

15.5.2 . 5 Cargas de s ism o

Las estructuras metálicas se deben diseñar para que resistan y presenten un buen

desempeño ante fuerzas sísmicas. La intensidad sísmica, es decir, la caracterización de losparámetros que representan los máximos valores de aceleración, de velocidad y de

desplazamiento horizontal en la superficie del terreno, debe ser la que corresponda a la

características sísmicas del lugar y a las características del suelo en el lote en el cual s

construirá la subestación.

Cuando no se conozcan las características del terreno, se podrán consultar las normas d

aplicación local, donde se presentan los valores para la estimación de estos parámetros.

Los cálculos para el diseño y verificación sísmica de las estructuras metálicas ant

sismos, frecuentemente se realizan a partir de figuras denominadas espectros sísmicos dediseño, elaborados según el nivel de amenaza sísmica del sitio del proyecto, para u



s CAPITULO 15

m

vlm

1n

a

m

á

-7-7--1-7-T7--1-- T-

, 4 - --I--r- -rt-t----r-t-rt- ----r t-

,2 - _

-1 5%

' I I I I I I I I I

' . e

--I--r-t- 7-- -r-t-rt-t--r-r-t-

J L 1 1J___ L 1

1 , 4

1.2 -----r-t-t-t---r-t-t-t----r-t-

0 , 0 0 , 2 0 , 4 0 , 6 0 , 8 1 , 0 1 , 2 1 , 4 1 , 6 1 , 8 2 , 0 2 , 2 2 , 4 2 , 6 2 , 8 3 , 0

P e r i o d o [ s ]

Figura 15.6 - Espectro de diseño sísmico de estructuras

Tabla 15.3 - Valones típicos de amort iguamiento en estructuras

Nivel de esfuerzos Tipo y condic ión de la est ructura % Amort iguamiento, t ;

B A J O Estructuras de acero con unionesEsfuerzos debajo de 0,25 veces soldadas o pernadas , sin 0,5-1,0el punto de fluencia desl izamiento en las conexiones

MEDIOEstructuras de acero con unionessoldadas 2,0-3,0

Esfuerzos cercano s a la m itad delde fluencia Estructuras de acero con uniones

pernadas o remachadas 5,0-7,0

ALTOEstructuras de acero con unionessoldadas 5,0-7,0

Esfuerzos en la f luencia o justopor debajo de la fluencia Estructuras de acero con uniones

pernadas o remachadas 10,0 -15,0

Las estructuras de soporte deberán resistir simultáneamente las acciones sísmicas en

dirección horizontal y en dirección de la gravedad y contraria a ésta. Para la consideración de

los movimientos verticales ha sido usual considerar el 75% de las intensidades de losmovimientos horizontales.



F s r a u c wErhl ] U5 s 68

Se pueden utilizar métodos más refinados de análisis para el cálculo de la fuerz

sísmica , tales com o el m étodo dinám ico m odal espectral , el cual se ha convertido en u

método de uso frecuente.

Las fuerzas sísmicas obtenidas a partir de los espectros sísmicos pueden reducirs

considerando el coeficiente de m odificación a la respue sta sísm ica R, el cual considera l

ductilidad de la estructura . Por la existencia de más de un sistema de elementos resistentes

la experiencia acumulada acerca del comportamiento sísmico de estructuras similares, en

caso de estructuras de acero para soportes de barras y equipos que presenta

comportamientos dúctiles, inherentes al material , es usual considerar un factor R del orde

de 2,5, salvo un an álisis elastoplástico de conexiones de la estructura que p erm ita estimar l

ma gnitud de la disipación de la energía.

15.5.2 . 6 Cargas de monta je y man ten im ientoSe deben tener en cuenta , dentro del diseño de las estructuras, las cargas debidas

montaje y mantenimiento de los conductores y cables de guarda de la subestación. En lo

puntos de llegada de fases en cada viga y en el castillete para soporte del cable de guarda s

debe considerar, además de todas las acciones indicadas, la acción de un hombre con s

herramienta que equivale a aplicar verticalmente un peso aproxima do de 150 da N.

15.5.2 . 7 Com binac iones de ca rgas y fac tores de sobrecarga

Las estructuras metálicas deben ser diseñadas para la com binación más crítica de carga

La base fundamental del diseño de estructuras es utilizar factores de sobrecarga par

incorporar así factores de seguridad en el diseño , esto es, las estructuras se diseña

increm entando las cargas nom inales en los factores de sobrecarga y su diseño se hace pa

obtener elementos resistentes a la falla por fluencia y pandeo lateral , fundamentalmente.

Así, los factores de sobrecarga proporcionan una medida de la confiabilidad en

comportamiento de la estructura. El objetivo de tener un diseño empleando dichos factore

es proporcionar un balance entre el costo de la estructura y el potencial de riesgo de falla d

la misma cuando en condiciones reales de operación esté sometida a cargas probables. Esto

factores de sobrecarga de alguna maneta reflejan también las incertidumbres en l

estimación de las cargas o la presencia futura de sobrecargas.

A continuación se ilustran factores de sobrecarga de utilización frecuente propuestos p

algunos códigos de diseño, como son la norma de la American Society of Civil Enginee

[ASCE, 1995] y el Manual ojSteel Construction -- LRFD del American Instituye of Ste

Construction [AISC, 19993. entre otros. En la asignación de los factores de sobrecarga s

tienen en cuenta el tipo de carga, la precisión en su estimación, la probabilidad de ocurrenc

simultánea y la variación de las cargas durante la vida útil de la estructura.

Ul= 1,2 D + 2,0 T

02=1,2D+1,7T+1,3W



688 s CAPITULO 15

U6=1,0D+1,0T

U7=1,OD+1,0T+1,0W

US=1,OD+1,0T+0,7Eh±0,7E,

Se observa que los factores de sobrecarga son de 1,0 por considerar cargas de

servicio.

En caso de qu e el espectro de diseño sísmico no sea esp ectro últim o ( mayorado) sino

de servicio , los factores de 1,0 y 0,7 que acompañan a Eh y a E, deben reemplazarse por

1,4 y 1,0 p ara cargas m ayoradas y cargas en servicio, respectivam ente.

Es im portan te el control de las deflexiones m áximas . Los lím ites depe nderán de laprobabilidad de falla que se quiera adm itir; los lím ites indicados a continuación m uestran

algunos valores usuales en los diseños:

- Para deflexiones m áxima s horizontales : h/200, en estructuras de pórticos.

- Para deflexiones máximas horizontales : h/500, en estructuras de soportes de equ iposimportantes , como interruptores , transformadores de corriente.

- Para deflexiones m áxima s verticales : L/360.

Donde:

U: combinación de carga

D: peso propio de estructura , peso de aisladores, herrajes , accesorios , cargas de montaje

y mantenimiento

T : cargas por tiro de temp las de conductores y cables de guarda, se de be considerar tirounilateral (un solo sentido , caso m ás desfavorable)

T C : cargas de tensión en conductores por efecto de cortocircuito

W : cargas de viento sobre templas, equipos y estructuras

Eh: cargas por sismo horizontal sobre estructuras , en direcciones x, y

E,: cargas por sismo vertical en equipos y estructuras , en dirección z

h: altura de la estructura de soporte o de pórticos

L : luz o vano libre de ( pórtico.

15.6 DISEÑO , FABRICACIÓN Y SUMINISTRO DE ESTRUCTURAS METÁLICAS

15.6.1 Genera l idades

Las estructuras metálicas de las subestaciones deben ser diseñadas con la suficienteresistencia pa ra soportar los equipos , conductores , aisladores, herrajes y dem ás accesorios



ESTRUCTURAS

materiales , teniendo en cuenta un m argen de seguridad ; este m argen se obtiene al considera

las cargas ampliadas en los factores de sobrecarga enunciados en el Num eral 15.5.2.7.

El criterio de servicio garan tiza que el diseño estructural sea e ficient e pa ra la correct

operación de l equipo y las estructuras de soporte de conductores en condiciones norm ales yespeciales . Se de be verificar la estructura teniendo en cuenta la tran smisión de los efectos d

impacto y vibración de los equipos.

Los diseños de las estructuras metálicas se realizan con m etodologías utilizadas en l

práctica comú n , norma A SCE 10-97 [A SCE (1997)] , Manual of Steel Construction - LRF

[A ISC (1999)] y NSR- 98 [A sociación ( 1998 )], entre otras.

15.6.2 Diseño est ructura l

El diseño de las estructuras será tal que se busque la sencillez de construcción y, po

consiguiente , facilidad de transporte, m ontaje e inspección . Se evitarán las cavidades

depresiones en donde se pue da acum ular el agua . En caso de que algunas no puedan se

evitadas, se proveerán orificios de drenaje apropiados . Se evitarán también, donde se

posible , las platinas de conexión, utilizando preferiblem ente las conexiones directas. Cuand

se requiera utilizar juntas, se diseñarán platinas de conexión que produzcan unione

concéntricas.

La dete rm inación de los esfuerzos unitarios máxim os perm isibles a comp resión, tensión

flexión, cortante y ap lastamiento se realiza gene ralmen te con el m étodo de la resistenciúltima, LRFD (Load and Resistance Factor Design), el cual considera factores de sobrecarg

y factores de subresistencia en los materiales . En los tiemp os actuales se ha popu larizado s

exigencia en m uchos códigos de diseño, com o son la norma A SCE 10-97 , el Manual ofSte

Construction - LRFD y las NSR-98, entre otros . Aunque aún es igualmen te válido diseña

elementos estructurales por el método de los esfuerzos de trabajo, ASD (A llow able S tre

Design), el cual utiliza factores de seguridad de acu erdo con el tipo de esfuerzos.

Cabe mencionar que en las últim as décadas se ha intensificado el interés de las teoría

de resistencia última de los materiales como base para el diseño, ya que después de toda

experiencia práctica que se ha vivido y de los resultados de la experimentación en lomateriales , se tiene alta confiabilidad en la utilización.

El diseño por resistencia últim a p erm ite una selección más racional de los factores d

carga, por ejem plo se pue de utilizar un factor de sobrecarga bajo pa ra cargas conocidas con

m ayor p recisión , tales como las cargas muertas , y más elevado para cargas con meno

precisión como las cargas vivas . Lo anterior lleva generalm ente a obtener diseños má

económicos pues por el método de los esfuerzos de trabajo se plantea una reducción drástic

en la resistencia de los materiales mediante la utilización de coeficientes del orden de 0,40

0,50 o 0 , 60, sin importar el conocim iento de las cargas.

La un ión entre elemen tos que conforman las estructuras metálicas puede ser por medide conexiones pernadas o soldadas . Las primeras son muy funcionales ya que permite



a la cizalladura de la parte n o roscada del tornillo. El tornillo tendrá un a longitud tal que

sobresalgan de la tuerca , después de colocada , mínim o tres roscas , sin exceder de 10 m m.

Las conexiones y sus perforaciones se diseñan de acuerdo con los requerimientos del

Manual of Steel Construction - LRFD. Para las conexiones se presentarán lasrecomendaciones del método más apropiado para el control de la tensión requerida por los

tornillos de alta resistencia , de acuerdo con los requerimientos de la norma ASTM A 394 y

del Research Cauncil on Snuctural Connection [RCSC (1994)].

El diseño de conexiones soldadas debe a justarse a los requerimientos de las n ormas de la

Am erican Welding Society [AWS A2.4-1998, AWS A5.1M/A5.1-2003, AWS A5.5-1996,

AWS A5.17-A5.17M-1997, AWS A5.18-2001, AWS A5.20-1995, AWS A5.23/A5.23M-

1997, AWS A5.28-1996, AWS A5.29-1998 y AWS Dl.l/D1.1M-2002].

Normalmente , las estructuras se fijan a la fundación por medio de pernos de anclaje

diseñados según la norma ASCE 10-97, el Manual of Steel Construction - LRFD y las

Normas Colombianas de Diseño y Construcción Sismo Resistente , NSR-98.

15.6.3 Fabricación y s um inistro

Con base en los pliegos de especificaciones técnicas se realizan los diseños detallados

de todas las estructuras metálicas, teniendo en cuenta los suministros de equipos,

conductores, cadenas de aisladores, herrajes y demás accesorios. Debe tenerse muy presente

que la estructura debe ser condicionada a todos los requerimientos de equipos de la

subestación, anclaje de los equipos a las estructuras de soporte (incluyendo el anclaje de losmandos de operación en las estructuras), anclaje de las cadenas de aisladores, trampas de

onda, perforaciones para puesta a tierra y anclaje de cable de guarda y disposición de

escaleras para mantenimiento, que bien pueden ser en pernos o incluir guardacuerpos de

seguridad.

En la etapa de fabricación es importante seguir un procedimiento de control de calidad a

los materiales, el cual, como mínimo, debe incluir los siguientes aspectos, ajustándose a los

requerimientos de las normas de la A STM y la A WS, entre otras.

- Control dimensional

- Control de calidad del galvanizado

- Control de calidad de la soldadura

- Revisión de los protocolos de la calidad de los materiales, como el acero para perfilería,

para tornillería y material para g alvanizado

- Realización de pruebas mecánicas de tornillería

- Revisión y aprobación del armado de prototipos de estructuras.

Merece especial cuidado proteger las estructuras ante agentes atmosféricos agresivos,

como en el caso de las subestaciones ubicadas en zonas cercanas a industrias o a zonas



FsTRumN MErÁuus s 691

capa del orden de 86 ó 100 m icrones , y un ga lvanizado especial es aquel con un espe sor dcapa m ayor de 100 micrones , usualm ente 130 m icrones (Tabla 15.4).

Después de terminados todos los trabajos de fabricación , todas las piezas de acero debel im piarse de óxido, escam as , polvo, grasa , aceite y cualquier otra sustancia extraña p arluego someterlas a un procedimiento de galvanizado.

Los trabajos de preparación del galvanizado y el proceso de galvanización en sí, n

deben afectar en forma adversa las propiedades mecánicas del acero. Se debe evitar que s

presente n pa ndeos o torceduras en los eleme ntos al ser sum ergidos en el baño de zinc.

Los perfiles, platinas y elementos similares para las estructuras y los tornillos, tuercas

arandelas deben cumplir con el recubrimiento mínimo determinado según las exigencias de

medio agresivo y el nivel de corrosión, de acuerdo con lo ya mencionado. El galvanizad

debe quedar liso, limpio, uniforme, continuo y libre de defectos. El exceso de zinc entomillos, tuercas y arandelas debe ser removido por centrifugado.

Tabla 15.4 - Conversiones de la m a s a de las capas de zinc y pintura al equivalente de micrones

Grado de Espesor equiva lente M asa de la capa

recubrimiento [micrones] [ m u l a ] [ozi tl [plml

3 5 3 5 1,4 0,8 245

40 40 1,6 0,9 28545 4 5 1,8 1,0 320

50 50 2,0 1,2 3 55

55 55 2,2 1,3 3 90

60 60 2 ,4 1,4 4 25

65 65 2,6 1,5 4 60

70 70 2, 8 1,6 495

75 75 3,0 1,7 530

80 80 3 , 1 1,9 565

85 85 3 ,3 2, 0 60090 90 3 ,5 2,1 635

95 95 3,7 2, 2 670

100 100 3,9 2,3 705

105 105 4,1 2, 4 74 0

110 110 4 ,3 2, 5 78 0

120 120 4 ,7 2, 8 8 50

130 130 5,1 3,0 920

A continuación se presentan las normas de la ASTM aplicables en el proceso d

producción y control de calidad en el galvanizado:



CAPITULO 15

Los aspectos a controlar son: proceso de galvan ización ( incluye baño de dicromato).

inspección visual, espesor de la capa de zinc y adhere ncia y control de calidad del fabricante .

Las norm as m ás utilizadas de la A STM para e l control de calidad son: ASTM A 239, ASTM

A 384, A STM B 695 y A STM B 201.

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