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SELECCIÓN DE CARACTERÍSTICAS Y
DISEÑO DE UNA SUBESTACIÓN
SISTEMA PISA YAMBO
SUBESTACIÓN EN QUITO
Tesis previa a la obtención del Título de Ingeniero
en la especializacion de Ingeniería Eléctrica en la
Escuela Politécnica Nacional
JULIO VACA V INUEZA
Quito, Mayo de 1975
Certifico que la presente Te_
sis: "Selección de Caracte -
rfsticas y Diseño de una Su_
bestación - Sistema Pisayarn
bo - Subestación en Quito" ,
ha sido realizada en su totali_
dad por el señor JULIO VA-
CA VI NUEZA.
ÍCENTE JACOME C
- Director de Tesis
AGRADECIMIENTO:
Presento mis más sinceros agradeci-
mientos a todos mis profesores de la
Escuela Politécnica Nacional, al Deca_
no de la Facultad de Ingeniería Eléctri^
ca, señor Doctor Kanti Hore, y en es^
pecial al señor Ingeniero Vicente Jaco
me C.j Director de la presente Tesis
por haberme participado sus valiosos
conocimientos y contribuido en forma
desinteresada en mi formación profe
sional.
ÍNDICE GENERAL
Pag.
CAPITULO I
GENERALIDADES 1
CAPITULO II
CARACTERÍSTICAS
a. Voltajes de aUmentadores primarios y secun
darios. 5
b. Evaluación de la potencia necesaria* 13
c» Capacidad más económica de cada etapa de
construcción. 18
CAPITULO III
DISEÑO ELEOTRTCC DE LA SUBESTACIÓN
a. Tipo de distribución de aUmentadores secun
darios, con sus disyuntores. 26
b. Discusión de la bondad de cada tipo de cir-
cuito de subtransmisión, 27
c. Selección del tipo de circuito de subtransrrv^
sión. 33
d. Diagrama unifilar del sistema, 35
e. Espaciamiento de barras colectoras, 4O
f. Disposición de equipos en la subestación, 44
1-2
Pag.
CAPITULO IV
SELECCIÓN DE ESTRUCTURAS
a. Tipo de estructura* - 48
b. Selección del material. - 5O
c. Ventajas y desventajas. 53
d. Costo. 55
e. Cargas de diseño. 58
CAPITULO V
SISTEMAS DE PROTECCIÓN Y AISLAMIENTO
a. Requerimientos. 6O
b„ Aparatos protectores. 62
c. Clasificación de los relés de protección* 65
d0 Tiempos de operación. 67
e. Protección de líneas. , 7O
f. Protección del transformador de fuerza. 81
c¡, Protección de barras. : 87
í-,« Protección de tierra de la subestación. " 89
i ff Protección contra sobretensiones. 93
j. Cálculo de fallas* 99
CAPITULO VI
DISCUSIÓN DE LA UTILIZACIÓN Y PROYECTO DEL HILO
DE GUARDA..
1-3
Pag.
a. Características 109
b. Ventajas. 113
c. Comprobación 114
CAPITULO VII
ELECCIÓN DEL EQUIPO
a. Transformadores. 122
b. Disyuntores . 1 26
c. Pararrayos. . • 132
d. Seccionadores. 138
e. Transformadores de medida. 143
f. Aisladores, 154
CAPITULO VIII
ALAMBRADO DE LA SUBESTACIÓN
CAPITULO IX
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS " 162
CAPITULO X
CONTROL Y MANDO 178
1-4
Pag,
CAPITULO XI
SEGURIDADES 181
CAPITULO XII
INFORMACIÓN GENERAL 185
CAPITULO I
GENERALIDADES
La Ley Básica de Electrificación ha programando el Sistema
Nacional Interconectado con proyectos hidroeléctricos especf
fieos como:
PAUTE 1*200.000 Kw.
PISA YAMBO 140.000 Kw.
DAULE-PERIPA . 100.000 Kw.
JUBONES 2OO.OOO Kw.
TOACHI 200.000 Kw.
CHIMBO 19O.OOO Kw.
COCA - 1,050.000 Kw.
MONTUFAR 150.000 Kw.
entre otros,,
Nuesto país ocupa en América del Sur, entre los países del
Grupo Andino el último lugar, según los dates que se dan a
continuación:
VENEZUELA 245 W/habitante
CHILE 162 W/habitante
PERÚ 128 W/habitante
COLOMBIA 113 W/habitante
SOLIVIA ' 50 W/habitante
ECUADOR 41 W/habitante
De aquí la importancia enorme que reviste para el Ecuador,
la realización en el más breve plazo de un conjunto de cen-
trales hidráulicas y termoeléctricas importantes y de carac-
terísticas complementarias, interconectadas entre sí para a-
segurar una producción continua de energía en condiciones e
conómicas favorables para el desarrollo de industrias para
proveer actividades que contribuyan al mejoramiento del nivel
de vida de la población.
í_os países y las áreas en vías de desarrollo, necesitan un'
elemento incentivo, como la disponibilidad de energía, la que
debe anticiparse razonablemente optimista.
Pisayarnbo es un proyecto en marcha; consiste en un desa -
rrollo múltiple de riego y electrificación, del potencial de
los recursos hidráulicos del área comprendida en la hoya de
los ríos Yanayacu y Patate0 Eli Proyecto llevará y mejorará
el riego de más de 21 .400 hectáreas de tierras potencialmen
te productivas.
Además se podrá generar 1400000 Kw. para satisfacer las
demandas de las Provincias de Pichincha, Cotopaxi, Tungu-
rahua, Chimborazo. Esta potencia total se obtendrá de dos
etapas; la primera etapa comprende la generación de alred£
dor de 64.00O Kw0 disponibles para el año 1976; y la segun_
da etapa comprende la generación de alrededor de 76eOOO
Kw. disponibles, para el año 1978.
Efectuando un análisis poblacional de consumidores, los re-
querimientos de energía eléctrica para la decada de 1970 a
- 3,
1980 se han estimado de la siguiente forma:
Año 1970
Población 6' 200. OOO
Población con servicio eléctrico 2!3730000
Porcentaje 38 %
Año 1980
Población 8! 600«000
Población con servicio eléctrico 5!6900000
Porcentaje 66 %
Las necesidades de potencia y energía eléctrica para el pe-
ríodo de 1971 a 1980:
Año 1971
Energía 906'500.000 Kwh.
Potencia máxima 2|20100 Kw.
Vatios Aiabitante 33
Año 198O
Energía 2e956'30O.OOO Kwh*
Potencia máxima 656.OOO Kw0
Vatios/habitante 77
Se ha hablado de que el Sistema Pisayambo entrará a for -
mar parte del Sistema Nacional Interconectado, estos siste-
mas interconectados tienen grandes ventajas, una de ellas es
el abaratamiento del costo de la energía y principalmente la
continuidad del servicio a los centros de consumo*
Estos sistemas interconectados, necesitan naturalmente de
subestaciones de interconexión y subestaciones de llegada, en
donde se recibe la potencia a voltaje de transmisión, cuando
la subestación es de pasada; si la subestación es de llegada,
el voltaje que sale será voltaje de subtransmision. El pre-
sente estudio tiene por objeto la selección de características
y diseños de una subestación de llegada, localización en Qui_
to, la que recibirá la potencia proveniente del sistema Pisa
yambo para servir preferentemente a la ciudad.
CAPITULO II
CARACTERÍSTICAS
VOLTAJES DE ALIMENTACIÓN' PRIMARIOS Y SECUN
DARÍOS
Los alimentadores primarios de la subestación consti -
tuirán las líneas de transmisión que conducirán la ener
gía a voltajes de transmisión, desde la fuente generado
ra hasta las subestaciones receptoras Q
Las líneas de transmisión son conductores que pueden
ser de cobre, aluminio o aleación de aluminio-acero
(ACSR).
Una de las constantes más importantes de una línea son
su ínductnncia y capacitancia distribuidas 0
Cuando fluye una corriente por los conductores de una
línaa de transmisión , un flujo magnético se presenta al
rededor de los conductores. Cualquier cambio en este
flujo deberá inducir un voltaje* La inductancia de los
conductores de líneas de transmisión son parámetros
distribuidos a lo largo de su longitud. La inductancia
distribuida representa el efecto de todos los conducto —
res de línea, su símbolo es L y estará expresado en
6.
Henrios por unidad de longitud 0
Entre los conductores de la línea existe capacitancia dis
tribuida uniformemente; su símbolo es O y se debe me-
dir en Faradios por unidad de longitud de línea 0
Sumándose a la inductancia y capacitancia los conducto
res también tienen resistencia R en ohmios por unidad
de longitud o
Finalmente el aislamiento de la línea puede permitir el
paso de alguna corriente del un conductor al otro; esto
se determina por una conductancia G medida en Mhos
por unidad de longitud de línea 0
El parámetro R representa la imperfección del conduc_
tor mientras que G representa la imperfección del me_
dio aislante n El estudio detallado de todos estos pará_
metros sirven para determinar entre otros efectos, el
espacia miento y calibre del conductor con respecto al
nivel o'e voltaje, el cual corresponde al diseño de lí —
neas de transmisión»
Una de las constantes eléctricas de las líneas, es la
resistencia, la misma, que en corriente directa se da
por la fórmula:
Red = .
7.
Donde:
Red = Resistencia de corriente directa en ohmios.
5* = Coeficiente de resistividad enAmm*/m«
L = Longitud del conductor en mts.o
A = Sección del conductor en mm .
Analizando la fórmula de la resistencia de corriente
directa., en donde si se considera constante el cohe—
ficiente de resistividad para un conductor dado y
siendo también constante la longitud se nota que la
resistencia disminuye cuando aumenta la sección del
conductor« Según este análisis, cuando mayor sec-
ción tiene el conductor, menor resistencia correspori
de o En corriente directa, los tactores que influyen
en la resistencia son casi solamente la temperatura,
no así* en corriente alterna, en donde a más de la
temperatura, influye la frecuenciac La densidad de
corriente-no es uniforme en toda la superficie del
conductor, concentrándose en la periferie, éste es el
efecto pelicular (skin efect), fenómeno por el que se
reduce la .sección del conductor, aunque no en forma
física; por tanto al disminuir la sección del conduc —
tor, aumenta la resistencia como se indica en la fór_
muía a continuación:
R = Red + Rse + 2 %
8.
Donde:
R = Resistencia efectiva de corriente alterna en
ohmios.
Red = Resistencia de corriente directa en ohmios.
Rse = Resistencia por efecto pelicular en ohmios 0
2 % = Aumento en la resistencia efectiva, cuando
el conductor es cableado D
La resistencia del conductor tienen que ver con las
pérdidas de potencia por efecto JOULE en una línea
energizada. Esta pérdida de potencia se expresa en
la formula:
P = I2R
Donde:
P = Pérdida de potencia en vatios 0
I = Corriente de línea en amperios.
R = Resistencia de una línea en ohmios»
Esta fórmula dice que las pérdidas de potencia son
directamente proporcionales al cuadrado de la corriera
te y también directamente proporcional a la resisten-
cia del conductor; por tanto a menor resistencia , co-
rresponde menores pérdidas y para tener menor resis_
tencia el conductor debe ser de mayor sección 0
Por otro lado, se tendrán mayores pérdidas cuando ma
yon corriente circula por un conductor 0 La cantidad
de corriente capaz de conducir un conductor se pue-
de comparar con una tubería de agua en la que cuan_
to mayor diámetro más caudal de agua puede pasar
por ella; del mismo modo cuanto mayor diámetro tie
ne el conductor eléctrico, mayor cantidad de corriera
te puede conducir; pero a mayor cantidad de corrieri
te mayores pérdidas 0
Del análisis efectuado se concluye que se debe equi-
librar las características de sección con la cantidad
de corriente a conducir para que en definitiva las
pérdidas en una línea de transmisión se halle dentro
de las normas 0
La longitud de la línea de transmisión desde la cen-
tral de San Miguelito hasta la Central Pucará y des
de allí hasta. Quito registra una longitud de 107 Km.
Utilizando las normas americanas en la construcción
de líneas de transmisión, se tiene la siguiente Tabla:
Voltaje de Líneaen Kv0
69
115
138
23O
LONGITUD BN MILLAS
Promedio
35
40
40
133
Mínimo
25
25
25
45
Máximo
1OO
100
140
260
10.
Transformando los 1O7 Km. en su equivalente en m_i_
Has se tiene 107/1,6 — 66,9 millas, longitud que os_
cila entre el promedio y el máximo para un voltaje
de 138 Kv0
Las ventajas de tener un voltaje de transmisión ade_
cuadamente alto se justifica porque para una poten-
cia determinada, si el voltaje es alto, la corriente
será pequeña y por consiguiente las pérdidas por ca_*
lentamiento en el conductor serán menores, conclu ~
yéndose que para menor capacidad de corriente la
sección del conductor será menor, lo que facilita su
montaje y sujeción en estructuras de acero o postes
debidamente calculados, de tal forma que puedan sp_
portar el peso propio del conductor más el peso prp_
veniente de agentes exteriores de la naturaleza.
Voltajes de Subtransmisión
El voltaje particular de la Subtransmisión depende
del nivel del voltaje del sistema, arriba y abajo del
nivel de Subtransmisión, ésto es dependiendo del vo^
taje de transmisión y del voltaje del circuito prima-
rio en distribución.
Así comparando con los niveles de voltajes menciona^
dos, se tiene:
11
Voltaje deTransmisión
34,5 Kv.
69 Kv*
69 Kv.
69 Kv.
69 Kv.
69 Kv.
115 Kv.
115 Kv.
115 Kv»
138 Kvo
138 Kv.
138 Kv.
230 Kv.
230 Kv0
Voltaje deSubtransmisión
13 Kv0
13 Kv,
34,5 Kv.
34,5 Kv.
46 Kv.
46 - Kv0
34,5 Kvo
46 Kv«
69 Kvu
69 Kv0
34,5 Kv.
69 Kvo
138 Kv.
138 Kv0
Voltaje deCircuito Primario
4 Kv.
4 Kv0
4 Kv.
13 Kv«
13 Kv0
4 Kv.
4 Kv0
4 Kv.
13 Kv0
13 Kv.
4 Kv.
23 Kv,
13 Kv.
23 Kv.
Ya que el voltaje de transmisión del Sistema Pisa -
yambo es 138 Kv0, la Subtransmisión correspondería
a los niveles de 69 Kv. ó 34,5 Kv0, siempre que los
niveles de voltaje del circuito primario en distribu -
ción sean 13 Kv0, 4 Kv* ó 23 Kv.
Analizando los niveles de voltaje que existen en el
área de Quito > existe en funcionamiento un anillo cu_
yo voltaje de Subtransmisión es 46 Kv» y circuitos
12.
primarios que alimentan a las subestaciones de Dis_
tribución con un nivel de voltaje de 40160 V0
Algunos sistemas utilizan el mismo nivel de voltaje
tanto para la transmisión como para la subtransmi—
sión constituyendo un mismo circuito conectado a
través de una subestación de subtransmisión <>
Sin embargo es prácticamente mejor disponer de ni
veles de voltaje separados a fin de distinguir los cir_
cuitos.
En otras áreas el voltaje de subtransnnisión se sue-
le emplear corno voltaje del circuito primario en dis_
tribución, tal es el caso del uso de 23 Kv0 en circiñ
tos primarios en áreas rurales cuya densidad de car_
ga es peque ría 0
Tomando en cuenta estas consideraciones y con el
fin de aprovechar el anillo de subtransmisión, pro -
tecciones y redes construidas para el nivel de volta
je de 46 Kv0. tornando en cuenta que para este volta
je de subtransmisión si corresponde el voltaje de
circuito primario de la clase de los 4 Kve, convie-
ne que el nivel de voltaje del secundario de la subes_
tación sea el correspondiente a la clase de 46 Kv.
13.
Por consiguiente el voltaje de transmisión que llega-
rá a la subestación motivo del presente estudio será
de 138 KVc
El voltaje del secundario de la subestación será el
voltaje particular del anillo de subtransmisión a 46
KVC cuyas fuentes de alimentación principalmente son
las centrales hidroeléctricas de Cumbayá con 40 MVA.
y Guangopolo con 10 MVA0, está unido por dos subes
taciones principales, la subestación Norte y la subes-
tación Sur o A la subestación Sur llega una línea a 22
KV. proveniente de la central de Macha chi, obtenién-
dose de ésta una potencia de 2 MW.
Una subestación STOC une el anillo de subtransmisión
con la central diesel ubicada en La Carolina, cuya ca
pacidad es de 8 MVA. El diagrama del Sistema de
Distribución en Quito se muestra en el diagrama No»
1.
Por tanto el voltaje del secundario de la subestación
en estudio será de 46 KV0 con varias salidas, que se
conectarán con el anillo existente de 46 KV.
b. EVALUACIÓN DE LA POTENCIA NECESARIA
Para apreciar la potencia necesaria de la subestación
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14.
es menester considerar el mercado eléctrico.
El estudio del mercado, no solamente tiene por obje_
to conocer cual es la demanda actual del bien a ser_
virse, sino especialmente estimar la demanda que
puede esperarse durante la vida útil del proyecto, ya
que los cálculos en la preparación del mismo se de-
ben hacer para dicho lapso 0
La proyección teóricamente debería hacerse en base
a una función demanda en la que están considerados
todos los factores que pueden influir en el consumo
del bien o servicio a producirse, sin embargo, esto
resulta prácticamente imposible y por ello para la
proyección lo que se tiende es a seleccionar uno o
más -factores determinantes que sea posible medirlos,
Es importante juzgar el factor o factores que son
más importantes para el comportamiento futuro de
la demanda y tomarlas en cuenta en la proyección a
fin de que ésta resulte la más razonablemente posi-
ble o
Datos de estudios del mercado eléctrico de Quito se
dan a partir del año de 1966 tornando en cuenta dife_
rentes factores como son el crecimiento de la pobla_
cien, el crecimiento del número de abonados confor
15.
me crece el número de habitantes y luego una espe
cificación de los diferentes consumos, homogéneo,
industrial, consumo de alumbrado público y agua po
table; tomando en cuenta pérdidas de energía y un
fector de carga se obtiene la demanda máxima»
Capacidad Instalada en Quito hasta 1970
Empresa Eléctrica Quito S0A. (E.E.Q.S.A.)
Central Cumbayá 40.00O Kw.
Central Guangopolo 10.00O Kwe
Central de Guápulo 1 0OOO KwB
Central de los Chillos 20OOO Kwc
Central de Machachi 2.00O Kwe
Central Diesel No0 1 7*840 KwD
TOTAL: 62.840 Kw0
A partir del año 1970 a 1974 la capacidad instalada
en Quito a incrementado en la siguiente forma:
Grupos diesel English Electric 405QO Kw0
Grupos diesel General Motors 11.OOO Kw.
Grupos Blackston 90000 Kw.
Central hidráulica Nayón 30.00O Kwc
TOTAL: 54,500 Kw,
Total instalado hasta 1975 117.340 Kw,
16,
Las proyecciones de incremento industrial a corto
plazo, han creado la necesidad urgente de incremeri
tar la capacidad de energía eléctrica para el área
de Quito, de tal manera que se encuentran en mar-
cha los siguientes aumentos:
Grupos diesel General Motors 80OOO Kw.-
Central hidráulica Pasbchoa 40500 Kw«
Central a Gas • 23.000 Kw0
TOTAL.: 36.300 Kw.
Sinembargo, las centrales de pequeña potencia son
insignificantes frente al crecimiento de la demanda,
de lo cual se encargarán las centrales de mayor po
tencia.
De la curva se observa que la demanda máxima del
área de Quito copa la potencia disponible entro el
año 1975 y 1976, para entonces ya se debe disponer
del Sistema Pisayambo, 64 «000 Kw0 y para el año
1978, 76.00O Kw. para toda el área de influencia.
Tomando como base el año de entrada de la prime-
ra etapa del Sistema Pisayarnbo, la demanda máxi-
ma en Quito para el año 1976 será de 960718 Kw. y
para el año 1982 será de 166.551 Kw«, habiendo au_
mentado en el lapso de seis años G9.883 Kw0; por
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17
tanto se requerirá en Quito de una. subestación que
reciba igual o mayor potencia del Sistema Pisayam
bo para cubrir el incremento de la demanda*
El estudio del flujo de carga y ha determinado que el
área de Quito para el año 1903 requerirá del Siste-
ma Pisayambo una potencia activa P = 112*000 K\v.
y una potencia reactiva Q =" 68.200 KVAR, de don-
de se deduce que el ángulo de desfase inductivo en-
tre el voltaje y la corriente es:
Q
— are. tg
= are. tg
Q
68.2OO112*000
f = are0 tg 0,62
En el Triángulo de Potencias
f = 31,40°
Cos f = O, 85
Con el factor de potencia calculado (eos y ) y con la
potencia activa se calcula la potencia en KVA. de la
subestación 0
18.
A partir del triángulo de potencia, se tiene la siguien
te fórmula:
P>S =
eos y
En donde:
S — Potencia aparte en KVAC
P = Potencia activa en KVAe
Q = Potencia reactiva en KVAR.
eos ¥ = Factor de potencia.
Luego la potencia aparente se calcula:
_ -i 32 o 000 KVA<\J j oO
Esta es la potencia total de la subestación que se es
tudia en el próximo párrafo, para determinar si es
conveniente o no concentrarlo en una sola etapa»
Capacidad más Económica de Cada Etapa de Construc-
ción
L_os estudios de líneas de transmisión han determina-
do la conveniencia de llegar hasta el área de Quito
con una alimentación a doble circuito0
Se ha determinado que la potencia de la subestación
19.
será de 132.000 KVA0
Es conveniente a continuación analizar los factores
que resulten de instalar una unidad transformadora o
varias unidades trifásicas de igual o distinta capaci-
dad en la subestación, considerando los siguientes
aspectos:
Col Ubicación
Si la subestación es de tipo intemperie localizada fue
ra del área urbana, el costo del espacio a ocupar se
rá menor que si localizara en el área urbana en don
de el costo del metro cuadrado es mayor „
Como la alimentación de la subestación es un doble
círculo, será menester para seguridad del servicio,
disponer de varias unidades que sumen la potencia to
taU
Para dos unidades de igual potencia:
132 o 000-- - - - 66,000 KVAc
Para tres unidades de igual potencia;
= 44,oOO KVA.
20.
Para cuatro unidades de igual potencia:
132«00033 o 000 KVA.
c«3 Ya que está, determinado el nivel de voltaje del prima
rio de la subestación como 138 KV0 y el voltaje del
secundario como 46 KV., el costo de los disyuntores
y aparatos de protección será invariable cualquiera que
sea el número de unidades de la subestación.
c04 Si se analiza el costo del transformador por KVA. de
la subestación, se puede notar que mientras mayor ca
pacidad tiene, el costo es menor para un mismo nivel
de voltaje,,
De las curvas que estiman los costos en Dólares por
KVA. de transformadores de fuerza en aceite, tipo OA
2 devanados, 60 ciclos, se desprende los siguientes c€l
culos:
PARA UNIDAD 3 0
N~ unidades 3 0
1
2
3
4
KVA c/u
132o 000
660OOO
44ftOOO
33 0 000
$/KVA
3,0
3,5
3,8
$ c/u
198BQOO
154eOOO
125o 000
Total $
396.000
4620OOO
601 .OOO
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21.
PARA BANGO 3 0
N- Unidades 1 0
3
6
9
12
KVA c/u
44.000
22 * 000
14.666
11 .000
$/KVA
3,8
4,2
4,8
5,4
$ c/u
1670200
92o 400
70.397
59 0 400
Total $
501 .600
554. 4OO
633.573
712. 8OO
De los cálculos efectuados se puede decidir por la po
sibilidad más económica y así" se obtiene que para
dos unidades 3 0, el costo de cada unidad es de U<>
So $ 198.000, resultando un costo total para dos uní
dades de 66.000 KVA. de U.S. $ 396.000.
Para el caso de banco 3 0 cuando el banco es forma.
do por tres unidades 1 0 el costo de cada unidad es
de U0S. $ 167020O para 44.00C KVA0, resultando un
total de U.S. $ 501.600.
Ahora bien, una sola unidad 3 0, de transformación,
es inconveniente, ya que si fallara por cualquier caui
sa, quedaría fuera de servicio toda la subestación y
sería menester disponer de una subestación móvil de
la misma capacidad que pueda substituirlo.
Si es un banco 3 0 formado con tres unidades 10,
22.
hay menos posibilidades de falla de toda la subesta-
ción ya que se supone que si una unidad falla, las p_
tras dos unidades se hallan en buen estado pene co -
mo consecuencia de la posibilidad de falla de una u-
nidad requiere disponer de una unidad de reserva pa
ra reemplazar inmediatamente a la unidad fallosa, lo
que supone una inversión adicional al costo del banco
3 0.
Tanto la unidad 3 0 como el banco 3 0 se conecta -
ría a una sola alimentación y se ha establecido la
conveniencia de un doble circuito de transmisión por
tanto una alimentación quedaría sin aprovechan?iento
lo cual no es recomendable.
Si se toma dos unidades 3 0, cada una se conecta «
ría independientemente a cada una de las alimenta -
ciones de la línea de transmisión, de tal manera
que si una de las unidades feUa, la otra unidad que_
daría en servicio e
Dos unidades 3 0 naturalmente cuestan un poco rná.s
que una sola' unidad 3 0 debido a que se duplica el
número de disyuntores y aparatos de protección pa-
ra el mismo nivel de voltaje, alimentación y salida
de ia subestación.
Este aumento de costo se nota claramente en el cua
23.
dro de costos para banco 3 0 y se tiene que para
seis unidades 1 0 el costo total es de U.S. $ . <« .
554o40O, lo cual indica que es poco el aumento al
costo cuando el banco es constituido por tres unida
des 1 0, que registra un costo total de U.S. $...
501 o 600 o
Las seis unidades 1 0 se distribuirían en do ^
des en banco 3 0, lo que equivale a tener dos uni-
dades 3 0 y con solo una unidad 1 0 de 22 0 000 KVA,
de reserva se podría estar en condiciones de alerta
para el caso de falla de cualquiera de las fases de
los dos bancos 3 0D
Si se toma tres unidades 3 0, el número de disyun
tores, pararrayos, suiches de desconexión, etc<>,
se triplican* En éste caso una de las unidades que_
daría de reserva a fin de no desvalancear las ali -
mentaciones, ésto no es conveniente ya que se esta
ría perdiendo potencia de una unidad transformado -
ra, lo cual no es adecuado, porque según el estudio
del flujo de carga, es necesario que la subestación
entregue toda la potencia calculada anteriormente &
Si se toma cuatro unidades 3 0, el costo de todo el
equipo de protección se cuadruplica y con mayor ra_
zón el costo cuando se trate de un banco 3 0 forma_
do con transformadores 1 0.
24.
Por tanto el costo por KVA. será mucho mayor que
en cualquiera de los tres casos anteriormente anota
dos y el costo mismo de cada transformador es ma
yor si se compara que a menor potencia el precio
es mayor 0
Claro que para cuatro unidades 3 0, la carga se re_
partirá en mejor forma y dos unidades estarían ali-
mentadas por un circuito de transmisión, del mismo
modo, las otras dos unidades , serían alimentadas
por el otro circuito de transmisión „
Eln caso de falla de uno de los circuitos de alimen-
tación las unidades afectadas se conectarán automáU
camente al circuito no falloso, mientras perdura la
falla .
Del análisis efectuado se puede concluir que dos ^
dados 3 0 de transformación o en su defecto cada u-
nidad 3 0 será formada por tres unidades 1 0, es lo
más conveniente tanto desde el punto de vista de la
continuidad de servicio corno desde el punto de vista
económico 0 •
Para compaginar con las dos etapas de construcción
del Sistema Pisayambo, también será económico
construir la subestación en dos etapas: la primera e
25.
tapa será la construcción de una unidad transforma™
dora de 66.00Q KVA., que utilice la primera etapa
del mencionado proyecto, debiendo entrar en funcio-
namiento en el año 1976 y la segunda etapa de la
subestación, otra unidad transformadora de las mis
mas características de la primera etapa, que entra^
rá en funcionamiento en el año 19789 con la entra -
da de la segunda etapa del Proyecto Pisayamboo
C A P I T U L O I I I
DISEÑO ELÉCTRICO DE LA SUBESTACIÓN
a o TIPO DE DISTRIBUCIÓN DE ALIMENTADORES SE »
CUNDARIOS CON SUS DISYUNTORES
El secundario de la subestación alimentará al circui-
to de subtransmisión. Los circuitos de subtransmi —
sión pueden tomar la forma de cuatro arreglos bási-
cos: Radial, Laso, Mallado y Anillo0
a.1 Circuito Radial
Este sistema consiste en un único camino por donde
fluye la potencia desde la subestación de subtransmi-
sión hasta las subestaciones de distribución.
El circuito radial puede ser simple o de doble alimen
tación, corno se muestra en la Figura 1a y" 1 b0
a,2 Circuito Laso
Es un circuito que arranca desde un punto de la ba-
rra de la subestación de subtransmisión y regresa a
la misma barra del cual partió; este arreglo de cir-
cuito en Laso se muestra en la Figura 20
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CC
27.
a.3 Circuito en Anulo
Es aquel que interconecta subestaciones de subtrans-
misión, derivándose en cualquier punto de su recorri_
do a las subestaciones de distribución, como se indi^
ca en la Figura 3.
a04 Circuito Malla
Es el circuito que interconecta dos o más subestacio
nes de subtransmisión, interconectando además las
subestaciones de distribución, un diagrama simplifica
do se da en la Figura 40
b. DISCUSIÓN DE L_A BONDAD DE CADA TIPO DE CIR
CUITO DE SUBTRANSMISÍÓN
b»1 Circuito Radial
En este arreglo se tiene el circuito radial simple y
el circuito radial de doble alimentación.
El circuito radial simple como se indicó ya, consta
de un solo camino de alimentación a las subestacio -
nes de distribución, es el más sencillo y barato, pues_
to que consta de un solo disyuntor en el lado de baja
tensión de la subestación de subtransmisión, pero no
210.
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, 28.
es comunmente utilizado, debido a que si ocurre una
falla en cualquier lugar del circuito de subtransmi -
sión, afecta a todos los transformadores que depen-
den del circuito, quedando fuera de servicio primero
por la desconexión de los disyuntores de las subesta
ciones de distribución, por acción de los relés de cp_
rríente inversa y luego por la desconexión, si la fa-
lla es permanente, del disyuntor de la subestación de
subtransrnisión.
Se ha mencionado que el circuito radial es el más ba
rato económicamente, ya que en el costo de una subesta
ción, para un determinado nivel de voltaje de subtrans
misión, el costo de los disyuntores de alta tensión de
la subestación representa un pequeño porcentaje; por e_
jemplo:
- Voltaje de Subtransmisíón 34,5 Kv.
- Voltaje de circuito primario en
distribución. 4 Kv0
- Carga del circuito primario en
distribución. 1 .250 KVA.
Para estos datos a el costo de:
- Suiches de alta tensión (en trans_
misión). 4 %
29.
Transformador de fuerza 52 %
Suiches de baja tensión (en sub
transmisión) 44 %
COSTO TOTAL: 100 % KVA
Luego., ya que es muy representativo el costo referen
te a suiches de baja tensión, es económico disponer
de una sola salida pero inconveniente desde el punto*
de vista de continuidad de servicio 0
Cuando el circuito radial es de doble alimentación,uno
de los circuitos sirve en forma normal a un cierto nú
mero de subestaciones de distribución y el otro circuí
to sirve de alimentación de emergencia para las mis-
mas subestaciones de distribución 0 Este arreglo per-
mite restablecer el servicio inmediatamente cuando uno
de los circuitos de subtransmisión ha fallado; aquí el
número de disyuntores a la salida de la barra de la
subestación de subtransmisión es el doble, naturalmen_
te, uno para cada circuito. El costo de la subestación
de fuerza es un poco mayor ya que se ha duplicado el
número de disyuntores de baja tensión»
Tanto el circuito de subtransmisión como los disyunto_
res de la subestación de fuerza serán diseñados para
la misma capacidad total que requiere el circuito pri^
mario en distribución y es conveniente que los circuí
30.
tos recorran distintos caminos para evitar que la in-
fluencia adversa de agentes exteriores como son las
descargas atmosféricas, afecten al mismo tiempo a
los dos circuitos 0
b02 Circuito en Laso
Este sistema seccionaliza el circuito de subtransmi-
sión0 Cada una de las subestaciones de distribución,
son alimentadas en dos direcciones, de manera que
al ocurrir una falla, se desconecta el tramo falloso
por la apertura de los disyuntores más cercanos a la
falla, quedando sin efecto una dirección de alimenta-
ción, a menos que otra falla afecte el circuito de la
segunda dirección de alimentación para la misma sub
estaciono La continuidad de servicio se mantiene gra
cias a este doble sentido de alimentación a las subes
taciones y el costo en este tipo de circuito de sub -
transmisión es mayor que en el circuito radial debi-
do a la inclusión de un mayor húmero de disyuntores
y seccionadores, pero se ve compensado por la conti
nuidad de alimentación a las subestaciones, factor muy
importante y de insidencia directa en el abonado0
b.3 Circuito en Anillo
Como ya se indicó en la Figura correspondiente, este
31.
tipo de circuito ínterconecta subestaciones de subtrans
misión0
Las subestaciones de distribución se conectan al cir-
cuito en anillo protegida por disyuntores en tal fbrrna
que seccionaliza el circuito de subtransmisión para ais
larlo en caso de falla o
El número de disyuntores y seccionalizadores es el
mismo que en el circuito en Laso, pero existe la ven
taja de la doble fuente de alimentación.
En algunos casos la una subestación de subtransmi —
sión puede encontrarse a la reserva y coordinar su
funcionamiento con la otra subestación 0
Cuando las dos subestaciones de fuerza alimentan al
circuito de subtransmisión, la carga se distribuye en
mejor forma, en todo caso en partes proporciónales.
de acuerdo a su capacidad y la regulación de voltaje
a lo largo del circuito es mejor 0
Cuando las subestaciones de distribución se conectan
en la zona protegida por dos disyuntores y cuando o—
curre una falla dentro de esa zona, puede causar pér_
didas de servicio a dicha subestación y que para evi-
tar la suspensión de servicio se añaden seccionaliza do
32.
res en el circuito de subtransrnisión. De lo que se
puede concluir que este arreglo proporcione! no sola-
mente mejor continuidad de servicio con respecto al
circuito radial, sino también, mejor regulación de
voltaje*
b04 Circuito Malla
. l_a subtransmisión en forma de malla es un sistema
flexible, ya que se puede extender el circuito en cual
quier momento para alimentar subestaciones de distri
bución adicional con un relativo pequeño aumento en
la construcción del circuito. La malla requiere un
gran número de disyuntores si se compara con los o
tros arreglos mencionados 0
En este sistema mallado se debe utilizar una barra
de alto voltaje en la llegada del circuito de subtrans
misión a todas y cada una de las subestaciones de dis_
tribución; las barras de alto voltaje se interconectan
entre sí y a su vez con la barra de la subestación de
fijerza.t, Varios circuitos de subtransrnisión pueden
llegar a una misma barra y derivar a otros tantos cir_
cuitos de las barras de llegada, proveyendo de varios
caminos de alimentación y los disyuntores utilizados se_
rán aquellos que corresponden a un circuito de subtrans_
misión en malla, tal que garanticen la continuidad de
33.
servicio a las subestaciones de distribución <>
Se puede interconectar por medio de circuitos de sub
transmisión las subestaciones de fuerza, lo que tien-
de a repartir mejor la carga entre las subestaciones
de fuerza, pero esta interconexión hace más comple-
ja la coordinación entre los disyuntores que protegen
al sistema.
En general la subtransmisión del tipo mallado requie
re un gran número de disyuntores y seccionalizacJores
lo cual hace que el circuito sea sumamente caro, ya
que conforme aumenta el control automático, aumenta
el costo del sistema Q
SELECCIÓN DEL TIPO DE CIRCUITO DE SUBTRANS
MISIÓN
Del estudio efectuado en el anterior literal, se puede
concluir que el sistema mallado no conviene por la
complejidad de funcionamiento y sobre todo por su al
to costo.
El circuito radial si bien es cierto que resulta ser el
más sencillo y de menor costo, debido a que la pro-
tección no es tan abundante, como en el sistema ma_
liado, en este sistema las posibilidades de continui -
34.
dad de servicio son deficientes cuando se dispone de
un solo camino de alimentación, pero se elimina esta
desventaja cuando se duplican los caminos tíe alimen-
tación y su recorrido es diferente.
El sistema en Uaso como se analizó anteriormente,
mejora las posibilidades de continuidad de servicio y
económicamente es comparado del mismo valor que
el circuito radial de doble alimentación 0
Finalmente, el circuito en Anillo que toma en cuenta
la interconexión de subestaciones de fuerza a través
del circuito de subtransmisión presenta múltiples ven
tajas, como mejor regulación de voltaje, seccionali-
zación en tramos del circuito y distribución adecuada
de carga entre las subestaciones de subtransmisión.
Para coordinar el sistema nuevo con el actual existen
te en Quito, será conveniente que el circuito de sub-
transmisión en general de la ciudad se componga de
dos partes: una, del circuito de subtransmisión que
comprenda desde la barra de la subestación de fuer-
za que reciba la potencia del sistema Pisayambo, de_
ben ser salidas radiales, de corta longitud a fin de a
segurar la fácil y pronta localizador» de -fallas, este
circuito radial deberá llegar a las subestaciones Ñor
te y Sur existentes; la segunda parte del circuito de
35.
subtransmisión el mismo arreglo en anillo en actual
funcionamiento.
Será conveniente que tanto a la subestación Norte cp_
mo a la subestación Sur, lleguen dos circuitos radia
les de subtransmisión a fin de compaginar alternabili
dad de funcionamiento <,
Ya que los proyectos de electrificación de las áreas
cercanas a la ciudad se deben atender en mejor for-
ma, con la entrada del Sistema Pisayambo, será ne_
cesario según los proyectos de la Empresa Eléctrica
Quito S 0 A 0 ? una salida radial de las barras de la
subestación de fuerza por medio de un transformador
que disminuya el nivel de voltaje de 460OOO V. , a
13o800 VO J para servir fuera del área urbana.
d. DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA
Para determinar un diagrama unificar recomendable,
en el presente estudio se debe analizar algunas posi^
bilidades tendientes al funcionamiento más o menos
automático de la subestación 0
d.1 Subestación Automática
Es aquella en que la operación de los suiches son con
36 .
trotados por relés que cambian equipos o salen fuera
cíe servicio conforme las variaciones de la carga lo
requiera; el disyuntor de la alimentación se cierra
mientras el recloser abre contactos por acción del re_
le de sobrecarga0
Operación de una Subestación
El funcionamiento es atendido por personal de opera-
ción ya sea por su gran tamaño, por la variedad de e
quipo y la importancia de servicio que desempeña y sin
embargo muchas subestaciones modernas funcionan auto
mátícamente o a control remoto 0
La operación de una subestación puede ser económica
si funciona con equipo de control automático que por
operación manual, en tal caso el equipo que cierra o
abre circuitos, está operado por una serie de relés
que controlan la carga y el voltaje de salida de la sub
estación 0
Para control remoto, se requiere utilizar un cable
multiconductor piloto que una la subestación con el cen
tro de despacho de carga- la instalación incluye múltT_
pies puntos de contacto en los determinados termina-
les del cable, en donde cada suiche de control tendrá
un relé terminal en el contactor*
37.
Funcionamiento de subestación a control remoto en el
país se podrá utilizar siempre que se cuente con un
centro de despacho de carga, lo cual será menester
en lo futuro para llevar a feliz término los progra —
mas de interconexión.
Es importante el sistema funcional de servicio y la si
tuación de la subestación con relación a las fuentes-de
energía; el necesario grado de seguridad del abastecí^
miento de energía influye en la elección del circuito
para la instalación; la resistencia al corto circuito de
los aparatos, el material de montaje y los cables de
empalme tienen que responder a la máxima potencia de
corto circuito que se presente 0
En el proyecto se tomarán en cuenta los servicios auxi
liares y los campos de reserva para una posible am -
pliación0
Se debe escoger entonces un esquema funcional de la
subestación, tanto para el lado de alta tensión como pa_
ra el lado de baja tensión que se adapte a las condicio
nes del circuito de transmisión y subtransmisión respec_
ti va mente 9
Se ha establecido que la línea de transmisión que lle-
gue a la subestación, será un doble circuito, el que
38.
pueda conectar a un sistema único de barras como se
muestra en la Figura 5; éste es un sistema sencillo,
que admitirá interrupciones ya que para un corto cir_
cuito en el único sistema de barras y bloquearía por
completo la alimentación 'al transformador de la subes_
tación.
En la Figura 6, se observa que el doble sistema de
barras se compagina con el doble circuito de transmi
sión y se puede disponer de alternabilidad de alimen-
tación a la subestación, en consecuencia será conve -
niente un doble sistema de barras en alta tensión„
Veamos ahora como se puede conectar gj$- ios barras
de alta tensión al transformador de fuerza. Se dis-
pone de un doble sistema de barras, de allí" con Lina
conexión en T hasta el transformador se requiere tr^es
disyuntores de potencia como se muestra en #la Figura
7 y para una conexión en H se requerirá cinco disyun
tores, tal como se indica en #U Figura 80 En la co-
nexión T, se nota como se puede conectar a uno u o
tro sistema de barras para alimentar a un rnisrno trans
formador 0 En la conexión H, el sistema es más com
piejo a fin de aprovechar los dos grupos de barras,
para alimentar simultáneamente a dos unidades da trans
formación. Con el presente estudio se ha previsto la
construcción total de la subestación en dos etapas f ca
oo rO
ü
39*
da etapa comprende el montaje de una unidad de trans
formación, compaginando con la terminación de las e-
tapas del Proyecto Pisayambo, se escoge la conexión
T, la misma que por razones económicas y simplici -
dad de funcionamiento se puede subdividir en otras dos
posibilidades.
La primera, una conexión en'T, con dos suiches des
conectadores y un disyuntor, como se ilustra en la Fi
gura 70a-, y la segunda, una conexión en T con dos dis_
yuntores y un suiche desconectador, como se muestra
en la Figura 7cbo
De estas dos posibilidades, se escoge la conexión en
T con un disyuntor, ya que este arreglo dará sufícicn
te protección automática en el lado de alta tensión del
transformador; no se ha escogido la conexión en T con
dos disyuntores ya que si ocurre una falla en el trans_
formador, el disyuntor conectado a las barras se co -
nectarfa y si el otro disyuntor tiene conexión de encía
vamiento, cerraría el circuito y el transformador fa -
lioso seguiría con alimentación, estableciéndose un
ping-pong de cierre y apertura de disyuntores, ya que
el suiche desconectador es insensible a las sobreinten.
sidades, en el que no podrá abrir el circuito sin an —
tes haber desconectado los dos disyuntores que unen
las barras de alta tensión 0
40.
e.
En el lado de baja tensión de cada unidad transforma^
dora de la subestación, será conveniente conexiones
similares que en alta tensión a fin de tener uniforrrv^
dad en la disposición de equipos 0 Saliendo de la uní
dad transformadora y através de una conexión en T.,
se debe llegar entonces a otros dos sistemas de ba -
rras de baja tensión0
Tomando en cuenta todas las posibilidades escogidas,
el dia.grama unifilar de la primera etapa de construc
ción de la subestación, será como se muestra en la
Figura 9 0
Antes de entrar en el detalle correspondiente al espa_
ciamiento de barras colectoras se debe analizar la
conveniencia del tipo de barras de acuerdo a sus ca
racterfsticas y efectos que producen cuando las ba -
rras son del tipo cilindrico tubulares o del tipo rec-
tangulares laminadas o
Cuando una corriente alterna fluye por un conductor,
el flujo magnético induce en el conductor una fuerza
electromotriz; esta fuerza provoca una densidad de cp_
rriente que decrece hacia el interior del conductor ci_
líndrico y aumenta hacia la periferie, aumentándose
fr. rt-íJE
h
41 .
cada vez más en función de la frecuencia, éste r@sul_
tado se conoce como el "Efecto Skín".
La densidad del flujo es cercanamente uniforme en la
superficie de un conductor cilindrico, mientras que
en el conductor rectangular la densidad de flujo debe
ser mayor en las esquinas y por consiguiente mayor
concentración de carga hacia los bordes,
Del mismo modo la densidad de flujo magnético es ma
yor en la región entre los conductores y la corriente
tiende a concentrarse en la superficie que se halla
frente al otro conductor; este fenómeno recibe el norn_
bre especial de "Efecto de Proximidad"*
Cuando la densidad de flujo electrostático en el aire
excede cierto valor, una luz de color violeta aparece
entre las superficies metálicas adyacentes, esta des-
carga se llama "Corona Electrostática".
En las regiones donde aparece la corona, el "aire es
eléctricamente perforado y se ioniza de tal manera
que viene a ser. un conductor de la electricidad* L_a
formación de corona incluye pérdidas de potencia que
pueden ser de consecuencias muy serias sobre todo
en Ifneas de transmisión. Corona puede formarse en
las esquinas de los suiches de alto voltaje, en las ba
42.
rras de una subestación, lo cual se evita con el ade-
cuado espaciamiento entre las fases de una línea de
transmisión o entre las barras de una subestación 0
Con los conceptos anteriormente anotados, se puede cte
cir en definitiva, que en las barras de forma rectangu_
lar de una subestación, el efecto Skin y el de Proxirni
dad que provoca mayor concentración de cargas en los
bordes de las barras, facilitarán la producción de co-
rona, lo cual no es conveniente porque representa per
di das de potencia.
En las barras de forma cilindrica, se atenúa un poco
el efecto de proximidad como el efecto corona, debido
a la mejor distribución de la densidad de flujo en to-
da la superficie de los barras.
En consecuencia, las barras cilindricas tubulares, se
rán las adecuadas para la subestación en estudio 0
Las distancias establecidas por las normas correspon
dientes a las publicaciones NEMA No. 49-144 y en el
Technical Paper No, 54-8O de AÍEE se dan en la si-
guiente Tabla:
— V.
O)— k
— yj
CJ1o
oco
0)co
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—V
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coCD
--J
ro
co
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Clase de VoltajeKv.
Nivel Básico de impulso (BIL)Kv. ~
Espaciamiento standard entre fosescuando se usan suiches desconectado-res — pulgadas.
Espaciamiento standard entre fesescuando se usan suiches desconectado-res provis tos decuernos - pulgadas .
Mínima distancia atierra desde puntos
vivos completarnente rígidos - pulg.
Mínima distancia entre fases para pai —tes metálicas rígi-das - pulgadas.
Mínima distancia entre conductores aé-reos y la superñciedel terreno - pies.
Mínima distancia entre los conductoresy las vías de accescdentro de la subestación - pies .
coDi — i0)
>o
rnt/i
o
moom
oo
44.
f. DISPOSICIÓN DE EQUIPOS EN LA SUBESTACIÓN
Las conecciones de "las barras colectoras y el equipo
de la subestación deben ser simples y uniformes a fin
de evitar complicaciones,
Cuando se utiliza un seccionador con dos juegos de
seccionadores por circuito, será conveniente que se
los monte revés con revés ya que asf se puede unifor
mizar la disposición del equipo y al mismo tiempo se
facilita la ubicación de barras colectoras*
i
Los seccionadores deben ser colocados en lugares vi
sibles, donde su operación no cause peligro a los de_
más equipos de la subestación.
Los disyuntores y reclosers irán montados en su rec
pectiva estructura de soporte, la cual estará aislada
e instalada junto a los seccionadores; se deben evitar
conecciones forzadas que ocasionen peligro sobre to-
do para el personal de operadores de la subestación.
Los pararrayos deberán ser instalados lo más cerca
posible del circuito al cual protege y su ccr.exión de_
be hacerse a través de la estructura, sólidamente cp_
nectada a la malla de tierra de la subestación.
. 45.
Los transformadores de potencial al igual que los pa
rarrayos estarán ubicados cerca de las barras colec_
toras a fin de que la conexión entre ellos y las ba —
rras sea lo más corta y sólida posible.
El punto neutro de los transformadores de potencial
deben ser puestos a potencial de tierra a través de
la estructura metálica.
Siempre que se tenga conecciones largas será menes_
ter usar aisladores de soporte con el fin de propor -
clonar apoyo perfectamente aislado.
Para disponer adecuadamente los equipos de la subes_
tación, se debe recordar las partes principales de
que consta;
1 . Barras colectoras 0
2. Transformadores de fuerza.
3. Transformadores de medida.
4. Interruptores automáticos 0
5. Seccionadores.
6. Pararrayos.
7. Relés de protección.
8. Aparatos de medida.
En lo que respecta a barras colectoras, se ha estable
46.
cido en anteriores literales de este capítulo, la con-
veniencia de un doble juego de barras, que facilitará
dividir el servicio en caso necesario por medio de
los respectivos seccionadores.
El enlace de las diferentes barras, tanto de alta tari
sión como de baja tensión y el transformador de fuer -
za de la subestación se realizará por medio de los
interruptores automáticos, llamados disyuntores; en
forma análoga se realizará el enlace entre las barras
de alta tensión y las líneas de transmisión o entre las
barras de baja tensión y las salidas de los circuitos
de subtransmisión,
En la suposición de que la energía parte de las barras
colectoras el orden de disposición de los equipos será:
barras , seccionadores , interruptores automáticos ,
transformadores de intensidad, seccionadores de pues^
ta a tierra y pararrayos.
Los defectos que se producen en el transformador, se.
47.
detectan en forma rápida y eficaz por medio del relé
diferencial y cuando el transformador requiere toda -
vía mejor protección, se utilizan relés de mínima
impedancia, incorporando la protección del transfor-
mador a la de la red.
Los aparatos de medida serán conectados a las altas
tensiones tanto del primario como del secundario de
la subestación por medio de transformadores de ten -
sión e intensidad ya que su construcción no permite
el funcionamiento con elevadas tensiones,,
CAPITUUO IV
SELECCIÓN DE ESTRUCTURAS
TIPO DE ESTRUCTURA
En toda subestación es necesario recibir las líneas
de alimentación, así como también soportar las ba -
rras colectoras, aisladores y equipos auxiliares; pa-
ra lo cual será menester considerar que de preferen_
cía se construyan estructuras que ganan en altura,
cuando el espacio que se dispone para la subestación
es reducido y estructuras que ganan en longitud, cuan_
do el espacio disponible para la subestación es amplio.
En las estructuras que ganan en altura a más de ser
vir la estructura para recibir la línea de transmisión,
sirve para soportar, siguiendo de arriba hacia abajo,
las barras colectoras, los suiches desconectadores y
no haciendo uso de la estructura solamente el equipo
más pesado corno el transformador y los disyuntores
automáticos; los equipos van entonces colocados unos
arriba de otros tomando en cuenta cierto espaciamien
to determinado por el nivel de voltaje de la subesta —
ción. En este arreglo que gana en altura, hay cierta
estreches o apretujamiento de equipos, presentando
cierto peligro para el mantenimiento y reparación»
En las estructuras de tipo plano o que ganan en longi
49.
tud, éstos se caracterizan por la ausencia de estruc-
turas que ganan en altura para soportar las barras y
equipos; sin embargo, una forma de estructura que
sobresale la altura de los equipos se usa para sopor^
tar la acometida de la línea de transmisión; todos los
otros equipos incluyendo barras y las conexiones a los
disyuntores y suiches desconectadores son colocados a
baja elevación y soportados en estructura individual a
manera de postes clavados en el suelo» Las barras y
conexiones son generalmente del tipo rígido, ya que el
montaje se realiza a poca altura, por lo tanto, todo
el equipo es más accesible a la inspección y repara-
ción,,
Ua ausencia de estructura que gana en altura, reduce
los peligros de accidentes eléctricos aéreos o fuego
que puede comunicar a otros circuitos „
Estructuras que ganan en altura son aconsejables para
altos voltajes como 66 Kv«, o más, con aplicación a
todas las subestaciones de bajo voltaje de la clase de
44 Kv. y menores o
En cambio las estructuras que ganan en longitud o sea
las de tipo planas, son más aconsejables y adoptadas
para subestaciones importantes para voltajes de 138
y más o
50.
En consecuencia, por el análisis efectuado anterior —
mente se elige para el presente proyecto, estructuras
del tipo plano o
SELECCIÓN DEL MATERIAL
- ->Una vez que se ha escogido el tipo de estructura en
general del tipo plano, en donde será necesario to -
mar en cuenta que para recibir la acometida de la If
nea de transmisión a la subestación será menester u
na estructura que sobrepase holgadamente hacia arri-
ba todos los equipos que se encuentran a baja altura,
se debe estudiar el tipo de material más aconsejado
para este tipo de estructura que reciba a la línea de
transmisión o A este respecto se puede considerar el
tipo de estructura metálica de hierro en forma de ce
locfa y en forma de torre; estructura de hormigón y
de madera; la estructura en celocfa por lo menos ne_
cesita cuatro puntos de apoyo para recibir un circuí^
to 3 0; como el Sistema Pisayambo llega a la subes_
tación con un doble circuito, será menester otra ce—
locfa de las mismas características, registrándose un
total de ocho puntos de apoyo, que en todo caso, será
de hormigón clavado en el suelo a la profundidad nece^
saría para soportar el esfuerzo de tensión de la línea
de transmisión.
Con resoecto a la estructura metálica en forma de to
51.
rres, si bien es cierto que se requieren cuatro pun-
tos de apoyo enclavados en el suelo, sin embargo la
forma de cono que permite terminar en punta, garan_
tiza mejor estabilidad y resistencia.
Otra alternativa de estructura para recibir la acome-
tida de la línea de transmisión a la subestación, es la
estructura de concreto reforzado, utilizados ocacional
mente para mejorar la apariencia y reducir costos de
mentanimiento 0
Si bien es cierto que vale la pena alternar postes de
concreto con estructuras en forma de torre, sobre to_
do cuando la configuración del terreno por donde crij
za la línea de transmisión es en general plana, los es_
fuerzos que ocacionan la línea sobre los postes, a me_
nos que la influencia de agentes exteriores como el
viento y la nieve no causen mayores efectos, son me_
ñores, por eso se prefiere ubicar estructuras en for_
ma de torre, solamente en los lugares donde la línea
de transmisión cambia de giro en forma pronunciada
en la dirección de la ruta* Sin embargo, como la es_
tructura terminal recibe mayores esfuerzos que una es_
tructura tangente, se debe entonces tomar todas las pre_
causiones convenientes y tratar a la estructura de la
subestación como una estructura terminal,,
Otro material que se puede utilizar en la estructura
52.
de la subestación es el aluminio, éste material debido
a su peso reducido, tiene la ventaja de fci.cü transpor
tación aún a lugares inaccesibles de ubicación de la
subestación o
Finalmente se podría pensar en estructuras de made-
ra o también postes de madera laminada con la que
se podría construir una torre tal como se construye u
na estructura metalica0
Las torres de postes de madera en A, resisten gran
des presiones, se usan en pequeñas subestaciones, en
la clase de los bajos voltajes 0
Las estructuras para soportar barras, aisladores y e
quipos de suiches se hacen usualmente de acero, algu
ñas veces de madera y concreto, los miembros de a-
cero pueden ser pintados o galvanizados«
Con respecto al color o pintado de estructuras, se de_
be afirmar que en el pafs se ha estandarizado el co -
lor plomo para casi todas las subestaciones a fin de
no despertar la menor curiosidad de la gente que tran_
sita por áreas cercanas a la subestación; sin embargo,
debido al gran crecimiento poblacional de las ciudades
de nuestro pafs, las subestaciones que se construyen
fuera del Ifmite urbano, en poco tiempo se hallan deri
53.
tro de modernas ciudadelas y barrios residenciales,
por lo que se debe pensar en introducir el llamado
color funcional de las subestaciones 0
Hay interesantes colores para las subestaciones, así"
los equipos son de distinto color que la estructura.
En subestaciones de 115 Kv» la torre que recibe el
circuito de transmisión es de color azulado- el tan -
que del disyuntor en aceite es pintado de color toma_
te, lo mismo que los capacitores y transformadores
de fuerza o Los pedestales, soportes de las barras,
son de color amarillo; tanques de oxígeno de color
blanco y la estructura de baja tensión es de color
verdoso.
Los nuevos esquemas de color son estandarizados en
las modernas subestaciones con el fin de hacer más
atractivas a la vista y compaginar con el paisaje que
rodea a la subestación formando parte de la belleza
natural del medio ambiente 0
En resumen, los -factores que influyen en la selección
del material de la estructura son: inversión inicial,
costo de montaje, costo de mantenimiento y vida útile
c» VENTAJAS Y DESVENTAJAS
cd Las estructuras de madera tienen la ventaja de su ba
54.
jo costo inicial y alto poder dieléctrico, lo que se
consigue con el tratamiento de la madera; su manipij
lación no requiere herramientas especiales 0 Las des_
ventajas en este tipo de estructura de madera son el
alto costo de mantenimiento, poca vida útil y el peU
gro de destrucción en caso de incendio que implica
daño de equipos que funcionan con aceite que es un
material combustible. Otra desventaja al utilizar la
estructura de madera es la imposibilidad de mantener
los equipos alineados ya que la madera se tuerce por
acción del viento y temperatura del ambiente 0
c02 Las estructuras de aluminio poseen ventajas si se lo
compara con las estructuras de madera, éstas son:
rigidez, resistencia mecánica, facilidad de puesta a
tierra de todos los equipos por medio de la estructu
ra, buena apariencia a la vista, bajo costo de mante
nimiento, empleo recomendable en lugares de atmós-
fera corrosiva o Entre las desventajas se anotan: el
alto costo de inversión, debido al uso de herramien-
tas especiales propias para el material de aluminio,
c*3 Las estructuras de concreto mejoran la apariencia si
se compara con las estructuras de madera, y su cos_
to de mantenimiento es económico, posee gran resis-
tencia mecánica, gran resistencia a la corrosión en
lugares de medio ambiente húmedo; no hay peligro de
55.
destrucción con los incendioso Sin embargo la es -
tructura de concreto no es tan barata ya que a más
de cemento y otros materiales se utiliza hierro en el
armazón en cantidades suficientes para resistir los es
fuerzos, esto hace que la estructura tenga un peso
mucho mayor que cualquier otro tipo de estructura de
otro material, siendo necesario emplear un mayor vo
lumen en fundaciones 0
c04 Las estructuras de acero galvanizado, tienen ventajas
muy variadas como la alta resistencia mecánica, fací
lidad de montaje de los equipos, reducida superficie
de exposición al viento, menor peso si se compara
con la estructura de hormigón armado; en consecuen-
cia menor volumen de cimentaciones y mejor aparien
cía a la vista.
El alto costo de inversión es justificado y compensa-
do por la serie de ventajas anotadas, lo cual es con-
veniente dada la importancia de la subestación, utili-
zar estructuras de acero galvanizado,
d. COSTO
Descartando la posibilidad de construir una estructu -
ra de aluminio por su alto costo inicial de inversión
que desde luego sería mucho mayor que el costo de la
56.
estructura de acero galvanizado por la utilización de
equipo adecuado para manejar dicho material; queda
entonces corno alternativa las estructuras de madera,
hormigón prensado y la estructura de acero galvaniza^
do»
En anteriores literales de este capítulo, se indicó que
la estructura de madera será la de menor costo ini —
cial, pero la de mayor costo de mantenimiento, con
serios problemas afrontables, debido a la constitución
misma de la madera* Entre las estructuras de con-
creto y acero galvanizado existen costos competitivos
que según H0D0 AXTELL de Electrical World, Julio
10 de 1967, al analizar la diferencia de costos entre
estructuras de concreto, madera laminada y acero que
soporta un doble circuito de 115 Kvo, establece la s_i
guiente diferencia: Ver Tabla No« 2
En la presente Tabla se puede observar que el costo
de aisladores no varía, como es lógico, cualquiera
sea la estructura; varía el costo de fundaciones y va
ría el vano o sea la resistencia mecánica de la es -
tructura, estas ventajas son marcadas entre estructu
ra de acero y postes de concreto; también es marca-
do el costo de mano de obra y el costo inicial total
de la estructura llegando muy cercanamente a compen_
sarse los costos entre postes de concreto y estructu—
TA
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AN
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2.8
2O
33,0
00
450
1°
900
5°
1,800
800
220
500
3.320
39o 000
30 000
600
220
2oOOO
5C800
34o 000
58.
ras de acero, cuando se considera costos en función
de la resistencia mecánica o en función del vano.
Ahora bien, en una subestación se debe considerar
las facilidades que presta la estructura para el mon-
taje de equipos adicionales, siendo la estructura de a
cero la más adecuada pero no imposible una estructu
ra de hormigono También es conveniente compaginar
la estructura de la subestación con las estructuras de
la línea de transmisión en tal forma que la apariencia
que den las estructuras de la línea de transmisión, de
la estructura terminal de la subestación 0
e. CARGAS DE DISEÑO
Para especificar las cargas de diseño se debe deter-
minar t la carga que va a soportar la estructura ter
mínal de la línea de transmisión, así como la estruc
tura de los circuitos de subtransmision una carga mí
nima por conductor; se debe tomar en cuenta la car-
ga adicional por empuje del viento considerando la con
dición más desfavorable o sea para la máxima ráfaga
en los meses de verano 0 Se ha de especificar el án_
guio máximo entre la normal de la estructura y la lí_
nea de transmisión 0 En el diseño se tomará en cuein
ta una carga adicional para soportar todos los equipos
que vayan a ser montados y un cierto coeficiente de
59.
seguridad, de tal modo que la estructura garantice
flexibilidad a las cargas adicionales que pudieran pre
sentarse. Los siguientes datos dan una idea de las
cargas a considerar:
- Pesos
P-l = Peso de todos los medios vanos de losttT/05 c/e. oucLrc/cL masaccesorios de retención.
Peso del cable de acero galvanizado
9.5 mm = 3/8" = 0,41 Kg/m.
accesorios de retención »• 5 Kg.
P = Peso del medio vano de los conductores
P = Peso de cada polo de seccionador (pesoo
más peso de cadena de aisladores.
Peso de
equipos)
Fuerzas por Viento
V = Fuerza de viento sobre hilos de guarda
para velocidad viento 9O Km/h = 56
millas/h.
0 ,hilo = 0,375"
Fuerza de viento en hilo = 0,37 Kg/m
V - Fuerza de viento en P
V0 = Fuerza de viento en Po o
Fuerzas de Tracción
Th, en hilos de guarda
T , en barras y líneas de transmisión.
Factores de Sobrecarga
Para viento *• 1,5 (adopción)
Cargas verticales = 1,4 Adopción)
CAPITULO V
SISTEMAS DE PROTECCIÓN Y AISLAMIENTO
REQUERIMIENTOS
Las diferentes partes que componen una subestación,
se deben proteger a f in 'de prevenir o disminuir el
daño en circuitos o equipos con la ocurrencia de fa —
lias.
Las condiciones que deben satisfacer todo sistema de
protección son:
a<,1 Seguridad
O sea la protección debe ser confiable, tal es el ca-
so que si se coloca un relé para detectar circuitos
cortos, éste debe funcionar con la presencia del cor_
to circuito o
a .2 Selectividad
Esto es, solo el sistema felloso se desconecta, el
resto queda en funcionamiento,,
La selectividad implica el reconocimiento del sistema
61.
faltoso, es decir que deben actuar solamente los dis
yuntores que corresponden al sistema, defectuoso,
Rapidez de Funcionamiento
El despeje rápido de tallas, promueve estabilidad en
los sistemas de potencia; con despejes lentos, los
conductores pueden quemarse o los aisladores pueden
romperse. Si el despeje es rápido, los conductores,
guardan las condiciones de aislamiento y el servicio
se restablece rápidamente „
a*4 Impedancia
Es decir que en condiciones de anormalidad, deben o
perar las protecciones, pero no deben operar en con
diciones normales o sea en condiciones de circula -
ción de potencia; en consecuencia el sistema de pro-
tección no debe afectar las maniobras que se reali —
cenc La protección debe actuar independientemente
de la magnitud de la corriente de carga y de la co —
rriente de falla 0
El cumplimiento de todas estas cláusulas depende de
la importancia del sistema a proteger y tomando en
cuenta que la selectividad es más importante que la
rapidez.
62.
APARATOS PROTECTORBS
Los disyuntores no son suficientes para despejar las
fallas que pudieran ocurrir en un sistema de poten —
cía, ya que son elementos suplementarios de la pro-
tección que proporcionan los relés; en consecuencia,
los relés de protección se usan para controlar los in
terruptores automáticos o disyuntores que no tienen
por sí" mismo un medio para determinar cuando debe_
rían operar para proteger el servicio & Muchos inte-
rruptores automáticos pequeños , contienen bobinas de
desenganche para sobre corriente, para desconexión
instantánea o con retraso de tiempo, o tienen adita -
mentos térmicos para dispararse si la corriente se
vuelve demasiado alta o si persiste durante un tiempo
demasiado largo, capaz de operar el aparato*
Unos pocos interruptores automáticos están equipados
con una bobina de desenganche para bajo voltaje con
el objeto de abrir el circuito en caso de falla en la
alimentación.
La mayor parte de los sistemas de protección se
ginaron cuando la 'corriente continua era la fuente u-
sual de abastecimiento de energía eléctrica; luego se
han hecho modificaciones para adaptar estos interrup
tores autrnáticos al sistema casi umversalmente usa—
63.
do en la actualidad que es el de corriente alterna.
Se comprende que para una buena aplicación y ajuste
de los relés de un sistema se requiere un conocí —
miento de los sistemas eléctricos bajo condiciones a
normales o de falla»
Los relés deben diferenciar entre condiciones de ope
ración permisibles y condiciones anormales o de fa-
v" lia e Las fallas preveen por si mismas varías carac
terísticas por medio de las cuales pueden localizarse 0
De estas características las más comunes son:
b.1 Corriente aumentada en una o más fases, en el or —
den de dos a veinte veces la corriente normal de car
ga, que fluye hacia el punto de la falla.
b.2 Voltaje reducido de una o más fases, el voltaje será
más reducido en el punto de la falla „
b.3 La energía de falla, fluye siempre hacia la falla0
b«,4 Blevación de temperatura del equipo eléctrico0 Los
relés de protección usan estas y otras características,
sean solas o combinadas para localizar las fallas 0
Por ejemplo las corrientes de falla pueden exitar re-
lés de sobre corriente los cuales operan instantánea-
64,
mente o con tiempo de retardo. El margen de tiem_
po permisible puede ser de una fracción de segundo,
y muy rara vez de más de dos segundos. La medi-
da simultánea de la corriente aumentada y del volta-
je reducido indicará la distancia ohmica del punto de
falla 9 de manera que el relé más cercano pueda ope-
rar primero. Un relé que responde a la dirección
del flujo de la potencia, puede indicar la dirección de
la falla; si se usan relés de este tipo a los extremos
de una sección de línea, puede compararse la direc -
ción del flujo de la potencia, sea con carrier o con
hilos piloto, entonces la sección fallosa puede aislar^
se rápidamente«
Otros relés, balancean las corrientes que fluyen en ca_
da línea paralela, de manera que cuando aumenta la
corriente, en cada una de las líneas, la línea fallosa
se desconecta 0
El conjunto de aparatos debe proteger contra varias
condiciones anormales, por ejemplo:
— Corto circuitos y fcillas a tierra 0
- El efecto de calentamiento debido a las sobrecar_
gas o
- Sobrevoltajes y bajo voltajes e
— Desvalance de fases 0
65.
- Sobrevelocidad.
- Dirección inversa de fases 0
l_a acción de un relé de protección depende de la co
rriente y voltaje de alimentación a él, para lo que
es necesario instalar tanto en el lado de alta como
en el lado de baja tensión de la subestación, trans-
formadores de corriente y voltaje para reducir a va-
lores para quien los relés actúen convenientemente0
La corriente del relé se obtiene de transformadores
de corriente, generalmente tres, uno para cada fase.
El voltaje del relé se obtiene desde transformadores
de potencial o divisores de tensión 0
C 0 CLASIFICACIÓN DE LOS RELÉS DE PROTECCIÓN
Col Por la naturaleza de la magnitud actuante:
- Relés amperimétricos, cuya magnitud actuante es
la intensidad,,
- Relés voltimétricos, cuya magnitud actuante es
la tensión 0
— Relés vatimétricos, cuya magnitud actuante es la
potencia 0
— Relés de diferencia de corriente, cuya magnitud
actuante son las corrientes „
66.
c02 Por el principio de funcionamiento:
- Relés electromagnéticos, funcionan por acción e-
lectromagnética 0
- Relés electrodinámicos, funcionan por acción elec
trodinámica0
- Relés de inducción, funcionan por acción de fenó
menos de inducción e
c.3 Por la forma como actúan:
- Relés de medida, cuando alcanza un valor prede-
terminado o
- Relés de todo o nada, son los relés auxiliares
que actúan cuando hay corriente o tensión y cuan
do no hay, hacen la operación contraria»
c.4 Por el tiempo de accionamiento:
- Relés instantáneos 0
- Relés temporizados, estos actúan observando a
rnás de la magnitud actuante que transcurra un
tiempo previsto 0
c05 Por el orden de magnitud actuante:
— Relés de máxima (corriente o tensión).
67.
- Relés de mínima (corriente o tensión)0
Los más usuales son los de máxima intensidad que
pueden ser temporizados cuando la corriente excede
dos o tres veces la corriente nomínalo
Los de mínima intensidad son menos usuales, estos
actúan cuando la corriente baja de cierto valor.
TIEMPOS DE OPERACIÓN
Los disyuntores así" como los relés pueden ser de al
ta o baja velocidad, dependiendo del tiempo de despe
je de la falla.
El tiempo de despeje es la suma del tiempo de inte-
rrupción del relé y del disyuntor 0
El tiempo del relé es el lapso de tiempo que va des-
de el instante en que ocurre la fella, hasta cuando el
relé cierra o abre contactos, enviando la orden al dis
yuntor0 El tiempo de interrupción del disyuntor es el
lapso de tiempo desde que recibe la orden del relé
hasta que interrumpe la corriente del cortocircuito al
que está protegiendo 0
Se acepta generalmente que el tiempo de operación
68.
de un relé de alta velocidad no excede 1/20 de segun_
do (3 ciclos) en la base de 60 ciclos; mientras que el
tiempo de operación de un relé de baja velocidad es
mayor que 1/20 de segundo 0 Siendo los relés de al-
ta velocidad los más utilizados para hacer frente a
los problemas de expansión o interconexión de los sis^
temas de energía eléctrica 0
Los tiempos de interrupción de los disyuntores moder^
nos han sido estandarizados en 2, 3, 5y 8 ciclos con
un tiempo de partida de 1, 2, 3y4 ciclos, en la ba
se de 6O ciclos 0
Cuando la selectividad entre varios relés depende del
tiempo, es importante considerar el tiempo necesario
para la operación del mismo, su ajuste mecánico, es
también de importacia, aunque el tamaño del disyuntor
tiene mucho que ver con la velocidad de operación,,
La mayor parte del tiempo requerido para la opera —
ción se consume en exitar la bobina de disparo o de-
senganche y en vencer la inercia de las partes móvi-
les, de manera que después que los contactos se han
comenzado a separar, el tiempo que requiere el dis-
yuntor para completar su recorrido no es largoe
Con el advenimiento de los sistemas de relés que si
69.
multáneamente abren todos los disyuntores en la sec
ción fallosa de una línea de transmisión, en uno a
tres ciclos, se aplica considerable ventaja el recie-
rre instantáneo de los interruptores automáticos 0
Los tiempos estandard de recierre rafSido de los mo
dernos disyuntores son de 20, 30 y 35 ciclos, en ba_
se de 60 ciclos; este tiempo se mide desde el mo -
mentó en que se exita la bobina de desenganche por
el recierre de los contactos del relé, hasta que el
interruptor automático desconecte y conecte 0 Las se
cuencias típicas del tiempo en este ciclo de abre y
cierre son como sigue:
Tiempo en ciclos (base 6O)
Disyuntor tí" Disyuntor típico 5 ciclos pico 8 ciclos
i - Tiempo de cierre de
los contactos del relé
para exitar la bobina
de desenganche,, 1-3 1-3
2. - Tiempo de apertura del
disyuntor hasta que las
bobinas del relé estén
exitadas 0 5 8
3 - Tiempo del relé para
abrir contactos antes
69a
INTERRUPTOR AUTOMÁTICO ACCIONADO POR RELÉS DS SOBRE
CORRIENTE
r
T
BARRAS
V* RELÉS DS BAJA VELOCIDAD
— RELIííS DS ALTA VELOCIDAD
TBA9ERIA
© TRANSFORMADORES DS CORRIENTE(g) INTERRUPTOR AUTOMÁTICO• SUICH AUXILIAR £N STb DISYUNTOR
BOBINA DE DESENGANCHE
70.
Tiempo en ciclos (base 6O)
Disyuntor tí Disyuntor típico 5 ciclos pico 8 ciclos
5 -
(o -
que el suiche del disyun
tor recierre el circuito
de desenganche (Figura
adjunta) o
Tiempo adicional para
cerrar los contactos
del disyuntor .
Tiempo total de cierre
(suma de 3 y 4) o
Tiempo total de cierre
(suma de 2, 3 y 4)0
11
15
2O
18
22
3O
PROTECCIÓN DE LINEAS
Una vez que se ha tratado en forma resumida de los
fundamentos de los sistemas de protección en general,
se va a tratar en forma particular, de las proteccio-
nes de las partes más importantes de la subestación.
Las líneas de transmisión pueden ser protegidas con
relés, sean estos de sobre corriente, relés de distari
cía o relés de hilo piloto 0
71.
e o 1 Relés de Sobre Corriente
Los cuales proveen protección de fases y responden
también a las fallas a tierra; puede tener graduación
muy sencible a la corriente, sin embargo, los reque
rimientos de selectividad pueden impedir el uso de a
justes o graduaciones de corriente baja a tiempo rá-
pido o
Los relés de sobre corriente pueden ser:
e«101 Relés de baja velocidad
Estos relés son de tipo inducción, como el Westing -
house, tipo CO y el General Electric tipo IAC, los
que actúan con el cambio de corriente del conductor
falloso, desde un valor normal hasta un valor grande
anormal „
Estos relés tienen un retardo que varía inversamente
proporcional con la corriente.» En estos relés ambos
intervalos de tiempo y corriente son ajustables 0 El
tiempo de operación del relé aumenta conforme aumern
ta la distancia a la falla.
Usando graduaciones de tiempo, los relés de sobrecp_
rriente pueden hacer un trabajo selectivo en un siste
72.
ma de transmisión o distribución radial 0
e 0 1«,2 Relés de alta velocidad
Estos relés en líneas son más problemáticos que los
relés de otros equipos debido a que la información
es complicada, desde el uno al otro extremo de la lí
nea, debido a la distancia,, En ausencia de informa-
ción transmitida, desde una distancia terminal, el re_
le actúa solo con la información más cercana, lo cual
es a veces insuficiente*,
En la Figura No0 3 adjunta, se hace un análisis de
las protecciones de la línea de transmisión que unen
las subestaciones localizadas en Quito y las corres -
pendientes a la Central Pucará y San Miguelito; en
donde las marcas en rayas son las zonas protegidas
por los respectivos relés 0 Se considera a A como
comienzo de la zona, B como mitad de la zona y C,
que es el fin de la zona con respecto al disyuntor 20
Cuando ocurre una falla en cualquiera de estos puntos
que se pueden llamar característicos de una línea de
transmisión, entonces hay dos métodos para deterrm
nar cuando el disyuntor 2 debe disparar para despe-
jar el circuito, cuando ocurre una falla en el punto
C,
Or;ri
TO
73.
PRIMERO
Que la información se transmita desde el disyuntor 3
al disyuntor 2 por medio de un canal de corriente ca
rrier u otro medio de comunicación que permita el
bloqueo del disyuntor 2.
SEGUNDO
Para distinguir entre una falla interna y otra externa
a la zona protegida, se usa el tiempo de retardo del
disyuntor, el cual no será muy satisfactorio si el dis_
yuntor 2 es comandado por relés de sobrecorriente
de alta velocidad,,
En este segundo método, para una falla en el punto
C por ejemplo, el disparo del disyuntor 2 será con
retardo, en cambio para el disyuntor 3 será instantá
neo e
Para una falla en el punto B, que es mitad de zona,
los disyuntores 2 y 3 dispararán instantáneamente si
la información llega a los mismos por medio de un
hilo piloto, de lo contrario, el disparo se efectuará
con retardo de tiempo 0
Al ocurrir una falla en el punto A, que es comienzo
de zona para el relé 2, éste efectuará el disparo in
74.
media tamente«
Si ocurre una falla en el punto D, localizado en las
barras de la subestación Pucará, los disyuntores 3,
4 y 5, deberán disparar inmediatamente, lo mismo
para una falla en el punto E que se halla fuera de la
zona de protección del disyuntor 2, el que efectuará
una protección de retaguardia, siempre que no haya
alimentación al sistema por parte de la Central Puca_
rá, sino solamente de la Central San Miguelito0
e.2 Relés de Distancia
En este tipo de relés, se distinguen dos clases, los
de baja velocidad y los de alta velocidad*
En los relés de distancia de baja velocidad, el tiem-
po requerido para cerrar contactos, es proporcional al
voltaje dividido por la sobre corriente y de allí* que es
cercanamente proporcional a la impedancia del circuí
to desde el relé hasta la fella0
Los relés de distancia pueden ser: relés de impedari
cía, relés de reactancia, relés mho y combinaciones.
Relés de Impedancia
Los elementos del relé de impedancia de alta veloci-
75.
dad, cierran sus contactos inmediatamente si el va -
lor escalar de la impedancia entre los relés y la fa-
Ua es menor que el valor para quien el relé es gra-
duado O\o el punto de balance del relé es igual a la impe_
dancia graduada del relé dividida por la impedancia
de la linea por unidad de longitud. Entendiéndose por
punto de balance, el punto hasta donde el relé alcanza
a proteger; e impedancia la relación de voltaje a co -•
rriente 0
El más común es el tipo HZ de Westinghouse; tiene
tres elementos, un elemento de impedancia, un ele -
mentó direccional y un elemento timer<, Cada elemen
to de impedancia tiene diferentes valores; el primer e
lemento cubre del 80 al 90 % de la longitud „ El se-
gundo elemento cubre el 50 % de la longitud de la si_
guíente sección y sirve para despejar fallas de fin de
zona y dar una protección de retaguardia „ El tercer
elemento direccional se incluye en el relé de impedari
cía con el fin de distinguir la dirección de la falla y
dar la orden final 0
En la Subestación de Quito, los relés de distancia N-
2, tendrán una longitud de operación efectiva de un
85 % de la longitud de la Ifnea de transmisión Pucará
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76,
Quito] en tal forma que si ocurre una falla en el pun_
to B, los relés N- 2 y los relés N-3 operarán; en -
centrándose la falla dentro de la unidad Z1 0
Si la fcilla ocurre en el punto C, la unidad Z 1 del
relé N- 2 cerrará sus contactos en un tiempo T2 pre
fijado e instantáneamente cerrarán los contactos de la
unidad Z2 del relé N- 3 de la Subestación de Pucará,
ya que la protección de la línea Quito-Pucará corres_
pondera el 90 % a la subestación de Quito y el 10 %
a la subestación de Pucará 0 Si la falla ocurre en el
punto D, la unidad Z1 y Z2 no cierran contactos, en
la Subestación de Quito y si fallara los relés N- 5
de la línea de transmisión Pucará-San Miguelito, la
unidad Z3, de los relés N- 2 de la Subestación de
Quito actuarán en un tiempo T 30
Relés de Reactancia
Los relés de reactancia se construyeron con el fin de
reducir el efecto resistivo de la falla 0 Consiste de
uno o más elementos reactivos, un arrancador o ele-
mento detector de falla, un elemento direccional y un
timer. El elemento reactivo operará si la reactancia
X medida por el relé es menor que la determinada K.
De donde:
77.
K es mayor que V/I x sen 0 =
= Z sen 0 = X
ELste es el relé de General Blectric tipo GCX reactan_
cía de alta velocidad 0
La reactancia medida por el relé es la reactancia de
la línea entre el relé y la fella; tal que la corriente
de fella está en fase con la corriente del relé como
es usual0
Si la corriente de falla no está en fase con la corrien
te del relé como ocurre cuando la falla es cercana a
la fuente o a los terminales de la línea; la resistencia
de falla aparece como más o menos, ocasionando que
el punto de balance del relé sea positivo o negativo a
uno y otro lado.
Relés Mho
E£n estos relés, el elemento de arranque direccional
en el plano de la impedancia es conocido como el ele_
mentó Mho.
No requiere de elementos direccionales porque el relé
Mho en sí es direccional« Un relé de tiempo prevea
78.
retardo para la segunda y tercera zona0 El torque
del elemento Mho es cero si el voltaje de polariza -
ción es cero como sucede con fallas en o cerca de
la barra o
Los elementos Mho despejan instantáneamente follas
en la primera zona, los elementos de sobrecorriente
despejan fallas en la segunda zona y proveen protec-
ción de retaguardia; un segundo elemento Mho se usa
para control direccional del elemento de sobrecorrieri
te.
Relés de falla a tierra
Estos relés actúan en coordinación con los relés de so-
brecorriente y con los relés de distancia. Hay dos
razones por las que la corriente de falla a tierra son
pequeñas:
- Algunos sistemas de transmisión tienen neutro a
tierra a través de grandes resistencias o reac -
tancias que limitan la corriente de falla a tierra.
- Nunca en un sistema sólidamente conectado a tie
rra o de baja impedancia, la corriente de falla
a tierra es pequeña por la resistencia misma de
la falla.
79.
Mientras la resistencia de falla entre dos o más con
ductores de fase, es baja, la resistencia de fella
desde un conductor a tierra puede ser alto, ya que a
la resistencia del arco más la resistencia de falla a
tierra, puede incluirse la resistencia de uno o más
postes o torres en el punto de falla. En consecuen-
cia altas resistencias a tierra deben ser despejadas
ya que afectan a la vida misma del conductor.
Los relés para operación de despeje de falla a tierra
operarán como regla con corriente de secuencia cero
o con corriente y voltaje de secuencia cero. Los re_
les de tierra y de fase responden a fallas de fase-fa
se-tierra; sin embargo, es selectivo preferentemente
el relé de tierra que el relé de fase.
La impedancia mutua de secuencia cero entre líneas
de transmisión paralelas es apreciable, en cambio la
impedancia mutua de secuencia positiva y negativa,
es despreciable.
En consecuencia corriente y voltaje de secuencia ce-
ro pueden ser inducidos en un lazo cerrado de una
red, debido a la corriente de secuencia cero de una
Knea fallosa adyacente»
. 80.
Relé piloto carrier
En líneas largas es más confiable el canal carrier ya
que sirve de emergencia, para comunicasiones telefó-
nicas } supervisión de control y telemedida; se puede
usar capacitores como divisores de tensión en lugar
de transformadores para bajar la tensión»
La comparación de corrientes se efectúa por medio de
la transmisión de una señal desde el un extremo al o
tro de la línea protegida,, El equipo del piloto carrier
consta de relés protectores acoplados a una unidad
transmisora receptora „
Los circuitos de subtransmisión que saldrán a alimen
tar a las subestaciones principales Norte y Sur de la
ciudad, será conveniente proteger con relés de sobre
corriente ya que la distancia a recorrerse con los cir
cultos de subtransmisión deben ser lo más cortos po-
sibles o
La posibilidad más adecuada para proteger la línea de
transmisión será por medio de relés de distancia, ya
que afortunadamente desde el punto de vista de la es-
tabilidad despejes de alta velocidad no son necesarios
para fallas a tierra como son para f&llas de fases; eri
tonces se debe compaginar estos dos requerimientos u
81.
tilizando relés de impedancia de alta velocidad como
los del tipo HZ de Westinghouse0
f. PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR DE FUERZA
La protección del transformador depende del tamaño
de la unidad, del tipo de conexión, de la importancia
de la unidad en el sistema y su relación de voltaje;
así pequeños transformadores de distribución pueden
ser protegidos con fusibles, no así grandes unidades
en circuitos de alimentación los que pueden ser equi
pados con varios tipos de protección, desde el relé
de sobrecorriente de largo tiempo hasta una protec -
ción diferencial de alta velocidad.
Los transformadores pueden estar sometidos a corto
circuito entre fase y tierra, circuito abierto, corto-
circuito de espira a espira y sobrecorriente. Los
cortocircuitos entre fases son raros, siendo la falla
más común de espira a espira.
En general la protección que se dará al transforma —
dor de la subestación será contra fctllas internas y
contra sobrecalentamientos, causados por sobrecargas
o por fallas externas prolongadas 0
Protección contra fallas internas en transformadores
82.
grandes así" como en generadores usualmente se obtie_
ne con relés diferenciales de porcentaje. El funda -
mentó de la protección diferencia^ consiste en que,
mientras el aparato protegido no presente defectos de
falla, como corto circuitos o puestas a tierra, las cp_
mientes a la entrada y a la salida de cada fase son i
guales 0
Sin embargo, en lugar de la simple comparación de
corriente en el un terminal de la bobina con la co -
rriente en el otro terminal de la misma bobina, el
relé compara la corriente de línea en el circuito 3 0
de alto voltaje delosí ~... ^e transformadores, con la
corriente de línea del circuito de bajo voltaje» En
condiciones normales o durante fella externa, estas
corrientes no son iguales, debido a la relación de
transformación del transformador protegido y a veces
también debido a la diferencia de conexión en los dos
lados, por ejemplo, Y en el un lado y^ en el otro la
do o
Sin embargo la corriente real comparada por el relé
que son las corriente secundarias de los transforma-
dores de corriente, se hacen substancialmente iguales
bajo las siguientes condiciones y de la siguiente forma:
La relación de transformación es permitida para usar
83.
transformadores de corriente de diferente relación en
los dos lados y la diferencia en conexiones, por co —
néctar la bobina secundaria del transformador de co-
rriente en Y, sobre el lado conectado en A del trans_
fbrmador de fuerza.y en A sobre la conexión en Y0
Relés diferenciales
Dan protección contra fallas de espira a espira, así"
como contra fellas a tierra, fallas de fase a fase y
fallas de funcionamiento de los disyuntores; r ~
':. transformadores de tres desuñados, pueden ser
también protegidos por relés de porcentaje diferencial
como se muestra en la Figura No. 7.
La corriente de la bobina de operación del relé es el
vector suma de las corrientes del transformador.
La protección diferencial debe estar provista de un
dispositivo que evite las desconexiones intempestivas
provocadas por los fenómenos producidos al conectar
un transformador o En efecto la corriente magnetizar!
te permanente es despreciables no así cuando un trans
fbrmador es por primera vez conectado a una fuente
de voltaje, hay una corriente transitoria de magneti-
zación llamada corriente de INRUSH que puede ser
mayor hasta diez veces la corriente de plena carga y
84.
decrece la onda en un tiempo largo y constante de va
lor hasta dos segundos.
La magnitud de la corriente de INRUSH varía con el
punto de la onda de voltaje para quien el transforma-
dor es conectado y con la polaridad y magnitud del
magnetismo residual en el núcleo del transformador.
Hay un similar pero menor INRUSH cuando el voltaje
a través del transformador se restablece después de
despejar una falla exterior. Este INRUSH de magne_
tización tiende a que el relé diferencial opere en fel
so, lo cual se puede evitar utilizando un relé diferen
cial del tipo de inducción de baja velocidad; sin em ~
bargo, tres métodos son utilizados para prevenir fal-
sos disparos:
1« Variando la sensibilidad inicial.
20 Con un relé de restricción»
3 o Con un relé rectificador.
El primer método disminuye la sencibilidad del relé
diferencial durante un intervalo de corto tiempo, el
disparo será permitido durante el intervalo de tiempo
inicial, cuando a más de la corriente diferencial hay
un considerable decrecimiento de voltaje.
El relé de restricción de armónicas, tiene una bobi-
85.
na que acarrea solamente la corriente de frecuencia
fundamental y una bobina de restricción que acarrea
las armónicas de corriente directa» Arribas compo.—
nentes de corriente directa y las armónicas son de
gran magnitud durante el INRUSH de magnetización*
El relé rectificadorutiliza el principio de observar
que la corriente de INRUSH es del tipo de corriente
directa pulsatoria de polaridad positiva o negativa,
mientras que la falla es del tipo corriente alterna.
En el circuito que se muestra en la Figura No0 8,
las dos bobinas, son alimentadas con corriente recti
fícada y ambos relés deben cerrar sus contactos pa-
ra que opere el disyuntor0 Sin embargo, el circuito
se ha modificado para prevenir disparos por falsa co_
rriente alterna con un relé de tiempo retardado como
se muestra en la Figura No, 9
Otra protección del transformador contra fallas inter_
ñas es mediante el uso del relé de BUCHHOLZ.
Los accidentes producidos en el interior de un trans_
fbrmador con aislamiento de aceite, da lugar a la prp_
ducción de gases, porque se producen a consecuencia
de la ruptura de una conexión que ocacionará un arco
que volatiliza el aceite y manifestándose por humos
que se escapan de la cuba«
r\
< •- u. . ni
86.
Cuando existe falta de aislamiento con la masa, salta
un arco entre la parte del bobinado descubierto y la
masa; fallas ocasionadas por las sobretensiones 0
En caso de corto circuito o sobre carga brusca, se
producirá un aumento fuerte de temperatura, sobre to
do en las capas interiores del arrollamiento 0 ELI acei
te contenido en las bobinas se volatiliza y se descom-
pone rápidamente, los gases resultantes son lanzados
bruscamente como una explosión al exterior de los a-
rrollamientos en forma de pequeñas burbujas.
A causa de la modificación de las propiedades qufmi
cas del aceite que reducen su rigidez dieléctrica,
que puede originar descargas que descomponen el a-
ceite y provocan formación de gases.
Los gases producidos por cualquiera de estas fallas
son utilizados para accionar el relé Buchholz que bá^
sicamente consta de dos elementos, un elemento sen
sitivo que detecta fallas insipientes, haciendo sonar
una alarma y un elemento activo que responde a la
presión o flujo de gases y dispara el disyuntor cuan-
do ocurre una falla grave. La temperatura de volati
lización del aceite es a 15O°C, esta temperatura po-
drá soportar normalmente los bobinados; pero a par-
tir de esta temperatura el relé Buchholz entrará en
87
acción antes que el transformador sea averiado.
Tanto la protección diferencial como la protección bu
chholz, afirmativamente se complementan ya que
mientras el relé de gas o buehholz responde sola -
mente a fallas dentro del tanque del transformador,
la protección del relé diferencial , comprende no sola
mente el transformador, sino los circuitos adyacen -
tes hasta los disyuntores 0
Dada la importancia de la subestación no se podrá pre
sindir de ninguna de las protecciones antes menciona-
das ya que cada una tiene su propio campo de acción;
así, mientras la protección buehholz no reacciona si
no solo con aquellos defectos que vaporizan el aceite
del transformador, la protección diferencial se extien_
de a todos los corto circuitos producidos en la parte
de la instalación que incluye el transformador de ftjer
za, comprendida entre los transformadores de intensí_
dad de los lados de alta y baja tensión,,
g. PROTECCIÓN DE BARRAS
La zona de protección de las barras de una subesta-
ción incluye junto a las mismas aquellas partes de
circuito hasta los disyuntores, suiches desconectado-
res e instrumentos del transformador; incluye también
88o
seccionalizadores de barra y reactores 0 Entre las
causas de fallas de barras de una subestación se tie
ne:
- Mala operación de los disyuntores para interrum
pir la corriente de falla 0
- Animales, corno gatos y ratas que provocan cor-
tocircuitos o
- Mala maniobra efectuada por el personal, por e-
jemplo, apertura de los suiches desconectadores
bajo carga.
Las fallas en barras son menos frecuentes que la fo-
lla en líneas, puesto que la disposición sólida y bien
separada disminuyen las posibilidades de contacto, por
esto es que algunas barras no tienen relés de protec
ción, en tal caso si ocurriera alguna falla, ésta se
despejará con un relé de retaguardia; en este caso
puede ser con el relé diferencial que protege al trans
fbrmador.
Como las fallas externas son mas frecuentes que en ba_
rras, los relés de barra pueden efectuar falsos dispa_
ros los que no se pueden tolerar; sin embargo la pr£
tección de barras puede efectuarse con:
89,
Relés diferenciales, debido al gran espacio que ocu-
pan las barras y con el fin de dar independencia a
las protecciones del transformador.
PROTECCIÓN DE! TIERRA DE! LA SUBESTACIÓN
Sistemas de tierra se proveen a las subestaciones
por dos principales propósitos:
1 e Por seguridad para operaciones del personal y
para el público0
2o Para proveer de una conexión a tierra de los
transformadores y otros equipos que contienen
neutro«
Los requerimientos para cada propósito son diferen-
tes y esto es posible para estaciones cuyo sistema de
tierra satisfecen tanto el primero como el segundo
propósito.
Las subestaciones requieren seguridades de tierra de
todas las partes metálicas expuestas, como suiches,
estructuras, tanque del transformador, escaleras me
tálicas, cerramientos, palancas metálicas, barras de
interruptores, instrumentos secundarios del transfor-
mador, etc.,, tal que una persona que tocare o ande
cerca de estos equipos no pueda recibir un peligro de
90o
shock, cuando un conductor de alta tensión choca o
se pone en contacto con cualquiera de estos equipos.
Esta función en general se satisface, si todas las par_
tes metálicas que pueden tocar una persona estando
parado en el suelo no contengan potenciales peligro-
sos con respecto a tierra 0 Entonces cada pieza de
equipo, cada columna de estructura, debe tener su
conexión al sistema de tierra de la subestación 0 Es_
tas conexiones pueden ser de conductor de cobre y
protegerse contra daños mecánicos,,
Para que todos los potenciales de tierra sean iguales
alrededor de la subestación es menester que todos los
cables de tierra o barras del patio y en el ediñcio de
la subestación, especialmente si el edificio esta dis -
tante del primer suiche del patio, puede ser ligado
siempre con conexión múltiple y unida en varios pun
tos a la tierra de la subestación»
Esto es necesario de tal forma que una diferencia de
voltaje apreciable a tierra no exista entre los termi-
nales de un alambre de serial, cables de control y o
tros conductores que pueden funcionar con el Ínterrup_
tor del patio junto al edificio de la subestación.
Cables de tierra, nunca deben ir en tubos conduit,
siendo el medio más satisfactorio para reducir el gra
91.
diente de potencial a tierra de la superficie de una
gran subestación donde grandes corrientes pueden flu_
ir en el neutro de un transformador durante una fa-
lla a tierra „ Las grandes corrientes tienden a circu_
lar en camino cerrado por lo que causa generalmen-
te dificultades en el lado de baja tensión de la subes_
tación, por lo cual los conductores de la malla a tie
rra deben ser enterrados directamente bajo estas ba
rras y líneas y de suficiente calibre para acarrear
la corriente o
Si el interruptor principal se halla en un soporte de al
ta resistividad tal que sea imposible obtener baja re-
sistencia, la tierra principal puede ser colocada hasta
fuera del cerramiento 0
Características:
1 o Todos los cables dentro del patio de la subesta -
ción deben ser enterrados lo suficientemente pro-
fundo tal que esté cubierto por la humedad perma_
nente del suelo 0
2. La distancia entre conductores no debe exceder en
lo posible de 20 pies.
3. Los conductores de tierra deberán ser de cobre o
92.
cualquier metal anticorrosivo, continuos en toda
su longitud, es decir sin empalmes y de calibre
No. 6 o más gruesos cuando las tierras son ar-
tificiales; con tierras naturales, el calibre debe
relacionarse con el conductor más grueso de ser
vicio; así por ejemplo, con servicios de 00 ó
000, No o 4; con servicios de 107 a 177 mm2,
No o 2; con servicios de 329 a 557 mrn2, No o 00
con servicios de 202 a 3O4 mm2, No0 O; con ser
vicios de más de 557 mm2, No. 0000
Según los datos, el conductor de la línea de transmi
sión tendrá una sección total de 381,5 mm2, por tan
to el conductor de tierra corresponde al No0 00 se -
gún la tabla anterior.
La malla deberá extenderse a una distancia no menor\e tres pies afuera de la cerca de la subestación; si
se usa una cerca metálica, los postes que sostienen
a la cerca, deben conectarse a la malla de tierra a
fin de evitar la existencia de una diferencia de poten
cial entre la cerca y los alrededores de tierra, así,
la malla que encierre todo el patio de la subestación
dará protección eficaz tanto al personal de empleados
como al público*
El segundo objetivo de las protecciones de tierra de
93.
una subestación es para poner el neutro del sistema
a tierra con el objeto de limitar la subida del poten-
cial en las vecindades de la malla de tierra de la
subestación, sobre un valor absoluto de potencial du-
rante una falla o Esta subida de potencial, es debido
a la resistibidad de la tierra y las resistencias de
las conexiones que a veces puede peligrar con la in-
fluencia de toda la línea de transmisión 0
Una subestación puede ser ubicada en un lugar donde
el suelo contenga piedras de baja conductividad, lo
cual se puede detectar clavando varillas individualmeri
te en diferentes sitios que puedan determinar la resis
tencia normal del suelo, pero sobre todo la resisten-
cia de tierra de la subestación puede ser relativamerv
te alta cuando se mide desde un punto a la subesta -
ción; es desde allí esencial que la resistencia de la
conexión a tierra debe ser cuidadosamente medida, ya
que desde el punto de vista de la secuencia cero de
fases, la resistencia de tierra de la subestación, pue_
de variar directamente con el sistema de voltaje, pu_
diendose considerar que: en un sistema de bajo volta
je, puede ser baja la resistencia de tierra0
i. PROTECCIÓN CONTRA SOBRETENSIONES
Sobretensión es la alteración del potencial de un sis
94.
tema5 o mejor dicho, sobretensión es el aumento del
potencial 0
Las sobretensiones eléctricas pueden ser causadas por
origen externo, debido a la absorción de cargas flotan
tes de la atmósfera; también es motivo de sobreten -
sión por la influencia directa o indirecta de nubes car
gadas de electricidad estática; por cruce de líneas con
otras de mayor tensión; debido a fellas mecánicas en
los conductores o aisladores o apoyos; por inducción e
léctrica o magnética de circuitos paralelos, etc.
Por otra parte, las sobretensiones también tienen su
origen interno, debido a la interrupción o disminución
de carga, asf como por la conexión o aumento de car
ga; aunque uno y otro no son por si mismas peligro-
sas, porque serán parte de las operaciones que nece_
sariamente hay que realizar, sin embargo, las ondas
que se producen están en condiciones de ser refleja-
das, cambiar de signo y combinarse, produciendo pos
teriormente sobretensiones que pueden causar daños 0
Por resonancia eléctrica en el circuito de corriente
alterna, debido a la apertura de un desconectador uni
polar de línea o transformador. Por arcos a tierra
que se forman entre uno de los conductores de una If
nea de transmisión aislada o completamente puesta a
tierra y un objeto cercano como la rama de un árbol«
95.
Actualmente la protección más completa de un siste-
ma se desarrolla en dos etapas muy distintas: la de
prevención y la desviación o compensación 0
La primera trata de evitar las sobretensiones empleari
do los siguientes métodos:
1. Utilizando cables subterráneos con forro de plo-
mo; cables especiales dentro de tubos de hierro
con aceite o gas a presión. A pesar de que el
costo de una línea de transmisión que llega en
esa forma a una subestación, será muy grande
por el aislamiento apropiado para altos voltajes,
sin embargo será recomendable en lugares tem-
pestuosos o de alto poder "ceráunico"*
2. En líneas aéreas, el empleo de cables de guarda,
tal que si son colocados arriba de la línea, se
tiene la gran posibilidad de reducción de un 5O a
un 7O % en el potencial de la sobretensión.
30 Conexión del neutro del transformador a tierra,
ya sea por medio de bobinas disonantes, resisto
res o directamente con el objeto de suprimir los
arcos a tierra o en su defecto algún dispositivo
supresor automático =,
40 Trazado prudente de la ruta, evitando que la línea
96o
pase por lugares demasiado altos, boscosos, pro_
fundos, porque en ellos las descargas son más
frecuentes y violentas; además por la distinta dis_
tribución del potencial ambiente respecto a la al-
tura de la línea, la cual se carga más en la cima
que en los valles.
5» Utilización de reguladores de potencial que impi-
den el aumento de exitación de los generadores
durante una sobrecorriente, suprimiendo la so -
bretensión que se producirá si no existe el ^egu_
lador o
60 Blirninación de maniobras innecesarias en la sub_
estación <>
7 • Disparos tripolares con interruptores automáticos
para evitar la resonancia.
La etapa de desviación o compensación comprende ya
el empleo de dispositivos de protección llamados amor
tiguadores de alta frecuencia, en sus dos variedades,
la BOBINA CAMPOS y el CONDENSADOR MOSCIKI;
cuya conexión del uno *U otro elemento es como se ijn
dica en la Figura No0 1O.
La bobina se compone de un reactar sin núcleo L, en
CN
Vjí™
97.
paralelo con una resistencia R0 El condensador Mos
ciki, tiene la forma de botellas agrupadas en batería
mixteo Cada batería CC1 está en serie con un resis_
tor R para evitar posible resonancia y absorver una
parte de energía de las. ondas; F, es un fusible y D,
es el detonador que impide el paso incesante de la co
rriente por las baterías y desconectar alguna de ellas
en caso de perforación,
La teoría, demuestra que para líneas de baja tensión
es mas efectiva la bobina que el condensador y que
en líneas de impedancia elevada es mas efectivo el
condensador que la bobina«
Bl funcionamiento de la bobina se basa en que su im_
pedancia es despreciable a frecuencia normal; en e-
fecto, considerando R aproximadamente igual a cero,
XL = 2 IT fi_ = Kf
Si el valor 2 Tí L es constante, la reactancia de la
bobina es directamente proporcional a la frecuencia,
tal que si ésta aumenta con la presencia de sobreteja
siones, la reactancia de la bobina será alta e impedi
rá el paso de las olas 0
La función del capacitor también se basa en el com-
98.
portamiento de las olas que encuentran un resistor de_
rivado en su camino y son desviadas por él; en cam-
bio la corriente de trabajo no se deriva apreciable -
mente por que el capacitor tiene una enorme impedan
cia a la frecuencia normal, ya que la reactancia ca-
pacitiva es inversamente proporcional a la frecuencia,,
Finalmente el empleo de pararrayos con amplia capa
cidad de descarga en las estaciones principales y de
menor capacidad en las bifurcaciones, empalmes,
puntos altos de perfil, cambios de impedancia natural
externa, etc.
No siendo razonable concentrar la protección de un sis
tema en un solo aparato o dispositivo y teniendo las
sobretensiones orígenes tan variados, es necesario dis
tribuir la función protectora entre varios elementos,
en forma tal que no solo se sumen sus efectos, sino
que cubran todo el sistema sin dejar una porción ex-
puesta c En consecuencia será recomendable:
10 Para las líneas de transmisión y subtransmisión,
protección con cables de guardia, anillos o ante-
nas arqueantes, además de amplias y permanen-
tes conexiones a tierra de las torres.
2. En estaciones generadoras, pararrayos, conexión
99.
del neutro a tierra directamente, por resistor o
bobina disonante, amortiguadores0
3o En estaciones receptoras y subestaciones, para —
rrayos y condensadores0
Luego, en las instalaciones interiores, los pararra -
yos colocados en las líneas de llegada y salida, debe
rían así misino proteger el material eléctrico que co
locado entre ellos existe en la subestación, por lo
que el nivel de protección, constituido por pararra -
yos o por explosores, sera insustituible ya que en e
líos se producirán los contorneamientos inevitables.
El nivel de seguridad ventajoso para las barras lo
constituirá las distancias con respecto al suelo y las
separaciones entre fases, dado en una tabla anterior,
en donde se producirán los contorneamientos si el n£
vel de protección no funciona y por último, el nivel
más elevado de aislamiento corresponde cubrir al
transformador de fuerza, por lo cual será menester
colocar pararrayos lo más cerca posible, con el fin
de evitar totalmente los contorneamientos y perfora -
ciones o
CALCULO DE FALLAS
Si el transformador de fuerza de la subestación se
100.
compone cada unidad - ' ~ ' trifásica cuyas ca-
racterísticas son:
Voltaje 138/46/1 3 08 Kv.
Capacidad 66/66/22 0 5 MVA0
Si el terciario se une por medio de una reactancia
capacitiva, cuyo valor se obtiene del diagrama de
jo de carga, esto es:
Q = '20o4 MVARo
P = 000 Mw0
V = 13,8 KVo
Y = (O.O - j 20,4)/13o82 = -jO,1O7
Z = 1/Y = 1/(- JO, 107) = J9,3 ohmios.
Considerando en todo el sistema Pisayambo los siguien_
tes datos:
Potencia total = 180 MVA0
Para el año 198B, el sistema entrega a la subestación
de Quito una parte de la potencia total en la forma:
P = 1 1 2 Mw.
Q = 35,7 MVAFU
S = 1 1 8 MVA0
101
Luego:
180 MVA = 100 %
118 MVA = 65,5 %
Con lo que se puede afirmar que la potencia de gene
ración disponible para la subestación será el 65,5 %
de la potencia total „
Reactancia de los Generadores:
A partir de la potencia del generador y RPM se ob-
tiene los siguientes datos:
En San Miguelito:
Xd = 0,30 pu.
Para dos unidades en paralelo:
Xt = (0,30 X 0,30)/(0,3O -f 0,30)
Xt = 0,15 pu.
Xt = 15 %
En Pucará:
Xd = 0,29 = 0,3O
1O2.
Para dos unidades en paralelo:
Xt = 0,15 puo
Xt = 15 %
Reactancia equivalente en generación:
XT = (15 x 15)/(15 -h 15)
XT = 7,5 %
Características eléctricas de la Línea de Transmi —
sión: En 1O7 Km. por circuito:
R -- 10,3 ohmios/fase
X = 53,5 ohmios/fose
Sin tomar en cuenta la reactancia de los transforma
dores de las subestaciones tanto en Pucará como en
San Miguelito, por ser tan pequeña en comparación
con la reactancia de la línea de transmisión,,i
La reactancia del transformador de fuerza de la SUJD
estación de Quito, se obtiene en general a partir de
su alto voltaje y para 138 Kv0 corresponde:
para cada unidad X = 10 %
Con los datos antes mencionados se proyectan fallas
de aislamiento en las barras del lado de 46 Kv. de
la Subestación en Quito; para lo cual utilizando el
método de componentes simétricas, modificado por
CLARKE, se obtiene las corrientes de falla en fun-
ción de la impedancia directa o positiva Zp y de la
impedancia homopolar o de secuencia cero Zo0
Los valores de corriente que se obtengan serán los
correspondientes a la etapa inicial.
A partir de la fórmula:
X = (10 x Kv2 x X %)/KVA ohmios
En donde:
Kv = Voltaje de línea donde ocurre la falla 0
KVA = Potencia del elemento que se considera „
X % = Es la reactancia en %
Planta:
X = (1O x 462 x 7,5)/1180OOO
X = 1,46 ohmios referido al lado de
46 Kv*
104.
Línea:
X = 53,5 (46/13S)2
X = 5,9 ohmios referido al lado de
46 Kva
Transformador:
X = (1O x 462 x 10)/660000
X = 3,18 ohmios referido al lado de
46 Kv0
La impedancia de secuencia positiva y negativa igua-
les en los primeros instantes se encuentra con las
reactancias de planta, línea y transformador; de don_
de:
Zp = Zr = J1,46 + j 5,9 -f j 3,18 = j 1O,54 =
= j 11 ohmios o
La impedancia de secuencia cero se formará por tres
veces la reactancia ,' ' a tierra más la reactarn
cia del transformador, de donde:
Zo = 3 x j 9,3 + j 3,18 = j 31 ohmios
ÍJ Ü O ©
i ¿•I
55 •H
K •í-.
Í•H
U O
r, -.4 -P tí O
íH 3>
O
!íL1
:
£G
•c¿
© ü
105,
1. Cortocircuito de línea a tierra sobre la fase "a"
Va = O
Ib = Ic = O
la = 0,866 x V/(Zp + 0,5 Zo)
= O,866 x 46..OOO/(j 11 + O,5 x j 31)
= - j 1*500 Amper ios o
Análogamente se obtendrán valores si el corto cir
cuito de línea a tierra ocurre sobre la fase "b" o
sobre la fase flc"0
20 Cortocircuito de línea a línea sobre las fases "b"
y "c".
Vb = Ve
la = 0
Ib + Ic = O
Ic = - Ib
Ib = 0,5 x V/j Zp
= O,a x 46.000/j 11
106.
Ic
== - j 2.10O amperios,
= j 2.1OO amperios.
3, Cortociercuito de dos líneas y tierra sobre las
fases "b" y "c".
Ve
Vb
la
Jn
3Í> e _9 »-...
J.Q,
I*
Jni
O
oo
Ib =
1 ,73 x V/(Zp + 2 Zo)
1,73 x 46,000/(j 11 + 2 x j 31)
- j 1 «O9O amperios
- O,866 x V/(Zp 4- 2 Zo) + 0,5 x V/j Zp
- 0,5 x In + O,5 x V/j Zp
- 0,5 (- j 1.O90) + O,5 x 46.0OO/ j 11
- j 1.555 amperios
- O,866 x V/(Zp + 2 Zo) - 0,5 x V/j Zp
= - 0,5 x In - 0,5 x V/j Zp
= - O,5 (- j 1.O90) - O,5 x 46.00O/J 11
= j 2,645 amperios
4, Cortocircuito trifásico, se tiene las siguientes
I aciones •
Ic
1O7,
Va
la + Ib + Ic
la
la
= Vb = Ve
= O
= - (Ib + Ic)
= O,577 x V/j Zp
= O,577 x 460OOO/j 11
= - j 2.4OO amperios
Sacando como conclusión que la folla doble a tierra
es la de peores consecuencias con un valor de Ic =
= 20645 amperios; valor que pasando al lado prima
rio de la unidad transformadores será de:
Ic = 2.645/relación de transformación
Relación de transformación = V 3 x 138/46 =
= 5,2:1
Si la conexión de la unidad transformadora es
con 138/46/13,8 Kv«
Ic = 2.645/5,2 = 5O6 amperios
Referido al primario,
1O8.
Con los datos calculados se podrá dimensionar la ca
pacidad de los disyuntores, de lo cual se tratará pos
teriormenteo
CAPITULO VI
DISCUSIÓN DE LA UTILIZACIÓN V PROYECTO
DEL HILO DE GUARDA
CARACTERÍSTICAS
En el capítulo anterior, relacionado con la protección
de sobretensiones, se mencionó que éstas podían te -
ner origen externo, esto es ser ocasionadas por des-
cargas atmosféricas, las que pueden o no impactar
en las líneas de transmisión,,
Hay dos posibilidades de aislamiento contra sobreten-
siones en el circuito línea-subestación; la una es ais-
lar la línea más débilmente que las estaciones y la o
tra posibilidad por el contrario, aislar la línea más
fuertemente, con el fin de que los contorneamientos
se produzcan en lugares determinados e inevitables,
cercanos a la subestación,, La primera posibilidad su
pone que las líneas no estarán sometidas a sobreten-
siones peligrosas, mientras que la segunda solución
garantiza que- la onda móvil llegue amortiguada para
descargar con facilidad en los pararrayos ubicados al
extremo de las líneas,,
La protección más segura contra sobretensiones con-
110,
templa la instalación de elementos de prevención y de
desviación. Entre los elementos de prevención se cori
sidera:
- El uso de cables subterráneos con forro de plo-
mo, que son cables especiales, protegidos en tu-
bos de hierro con aceite o gas a presión, re —
ducen el gradiente de potencial de un 60 a 70 %
aproximadamente. Estos cables subterráneos de_
berían ser el último tramo de la línea de trans-
misión con el fin de garantizar la protección en
la entrada de la subestación ó estos cables debe-
rán formar aquel tramo, en donde en forma corn_
probada, tenga un alto poder de descargas atmos
fericas.
- El empleo de cables de guarda que protegen a tp_
do lo largo de las líneas aéreas y que son ama-
rrados en el mástil de las estructuras, los cua-
les de acuerdo a la experiencia en sistemas de
transmisión han llegado a determinar que la so —
bretensión provocada por descargas atmosféricas
se reducen del 50 al 70 %.
- La conexión del neutro de la instalación a tierra
directamente o por medio de bobinas o resistores
con el objeto de suprimir los arcos a tierra.
111.
- El trazado prudente de la ruta para la línea de
transmisión y ubicación adecuada de la subesta -
ción tal que se evite los lugares demasiado altos,
boscosos o muy profundos, porque en ellos las
descargas atmosféricas son mas frecuentes y vio
lentas 0
- Evitando las maniobras innecesarias en la subes_
tación, como la apertura intempestiva de circLÚ
tos a pieria carga*
Entre los elementos de desviación, se pueden consi-
derar :
a „ 1 Los pararrayos, con amplia capacidad de descarga,
ubicados en la llegada de las líneas de transmisión a
la subestación y a cada lado de los terminales de aj
ta y baja tensión de los transformadores de fuerza.
a»2 Bl empleo de dispositivos de protección, llamados a-
mortiguadores de alta frecuencia, formado por la botñ
na CAMPOS y el condensador MOSCIKI.
El uso de cables subterráneos encarecerá el costo de
la entrada de la Ifnea de transmisión a la subestación
o el costo de aquel tramo en el que se ha intercalado
a la línea aérea el mencionado cable, debido a su con
112o
dición de aislamiento muy especial para 138 Kv0 El
uso de amortiguadores de alta frecuencia duplicaría.
la protección si se consideran necesarios y prácticos
la protección contra sobretensiones con pararrayos .
Todas las otras recomendaciones son válidas, para a_
segurar una buena protección, por lo que tratándose
de los elementos de prevención, el cable de guarda
juega un papel importante comprativamente de efecto
protector similar a los cables subterráneos y de un
costo muy inferior con aquel; por lo que será conve-
niente que las líneas sean protegidas con cables de
guarda, los mismos que deben cubrir también toda el
área de la subestación para seguridad del equipo con
tra rayos directos»
El cable de guarda es un conductor desnudo cuyo ^
metro varía ordinariamente desde 9,5 a 19 mm., fa
bricados con alambres de acero galvanizado, cobre duro
ACSR, copperweld o bronce fosforado, y sujeto direc-
tamente a la parte más alta de las torres o postes y
conectado ampliamente a tierra a través de las torres .
Con el fin de facilitar el templado, tratando de obte-
ner la menor flecha posible, en el área de la subesta_
ción será recomendable utilizar cable ACSR de 9,5
mrn. de diámetro «
113.
b. VENTAJAS
El cable de guarda proporciona las siguientes venta -
jas de protección:
b.1 Disminuye la impedáncia natural externa del circuito
a un valor más bajo posible, por tanto disminuye
también la sobretensión, porque la impedáncia de las
olas de una intensidad constante es proporcional a la
impedáncia externa»
b.2 Ya que el cable de guarda se encuentra directamente
conectado a tierra, a través de la torre, y en la par
te más alta, por tanto la línea más cercana a la nú
be; este cable de guarda presentará una gran canti -
dad de cargas negativas traídas desde el suelo confor
me a las necesidades del campo de la nube, que neu_
tralizarán a las cargas positivas de ésta; disminuyela
do la carga inducida por la nube con las líneas de cp_
míente o
b.3 Al descargar la nube supuesta positiva en objeto _
rado a la línea de transmisión, las cargas negativas
del cable de guarda se dirigen a tierra y son substi-
tuidas por cargas positivas, para formar con las car_
gas negativas de la línea un campo de alta capacitara
cía y baja inductancia cuya impedáncia natural es me
114.
ñor que aquella si el campo tuviera que formarse en_
tre la línea y el regreso equivalente por tierra»
b.4 La ubicación apropiada en la parte más alta puede
dar el caso aunque remoto, que la descarga de la nú
be solo tope al cable de guarda 0
b.5 Que la mayor parte de la corriente transitoria sea
conducida por este cable a tierra, aliviando el traba_
jo de descarga que deberán efectuar los pararrayos.
c. COMPROBACIÓN
La línea de transmisión que llega a la subestación se
sujeta a la estructura formando tres polos que se en_
cuentran a la misma altura del suelo. Cuando el ca_
ble de guarda se encuentra a la misma altura con
respecto a las fases como se indica en la Figura ,
A "-/ i'/n
3ro.
tOlfY)
115.
se tiene las siguientes ecuaciones:
Datos:
Dao = 3,O m.
Dab = 2573 m0
Dac = 5,45 rn.
Línea de transmisión r = 0,127 m»
CabTe de guardia r1 = 0,O0475 m.
V1 = 138 Kv.
Voltaje de fase Va = 80 Kv.
El sistema de ecuaciones de voltaje en función de las
cargas de los conductores de fese y del cable de guar
da con relación a la separación y el radio de los mis_
mos es el siguiente:
10
Va
=
2/K
Q
a
0 Ln (D
ao/r)
+ Q
b
» Ln (D
bo/D
ab)
+ Q
c
„ Ln (D
co/D
ac)
+
+ Q
o
* Ln (r
f/D
ao)J
20
Vb
=
2/K
[Q
a . L
n (
Dao/D
ab)
+ Q
b o
Ln (
Dbo/r)
+ Q
c .
Ln
(D
co/D
bc)
+
•f Q
o
o Ln
(rV
Db
o)J
3.
Ve
=
2/K
[Q
a
o L
n (D
ao/D
ac)
+ Q
b
„ Ln (D
bo/D
bc)
+ Q
c
0 Ln (D
co/r)
+
+ Q
o . Ln
(r'/D
co)]
4o
O
=
Qa
+ Q
b +
Qc +
Qo
K
=
0,1
11
para
m
edio
aire
Ln
=
2,3
lo
gft
Reem
pla
zando
valo
res:
1.
1o
93
0 I
0°
«
Qa
. lo
g (3
/0,1
27)
+ Q
b
0
log (3
/2,7
3)
+ Q
c
0 lo
g (3
/5,4
5)
+
+ Q
o .
log
(0,0
0475/3
)
2.
109
30 ^40°
=
Qa o
log
(3/2
,73)
-f Q
b .
log
(3/O
,127)
+ Q
c .
log
(3/2
,73)
+
^
+ Q
o . lo
g (
0,0
0475/3
)
3.
1,9
30 |
120° =
Q
a .
log (3
/5,4
5)
+ Q
b .
log
(3/2
,73)
+ Q
c .
log (3
/0,1
27)
+
•f Q
o
o l
og
(0,0
0475/3
)
4»
O
=
Qa
+ Q
b +
Qc +
Qo
Realiz
ando
opera
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nes:
1.
1.9
30 [0°
=±
1,3
7 Q
a +
0,0
41
Qb -
0,2
6 Q
c -
2,8
Qo
2.
109
30 \
24
0°
=
0,0
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7 Q
b +
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41 Q
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1.9
30
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= -0
,26
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7 Q
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2,8
Qo
40
O
=
Qa +
Q
b +
Qc +
Qo
K1
=
1 o
930 eos
O°
+ 1.9
3O
sen
0°J
=
1
C9
30
K2
=
1 0
930
eos 240°
+ J
1
.930 sen
240°
=
- 965 - J
1 0
67
0
K3
=
109
30
eos
120° +
J
1.9
30 sen 120° =
-
965
-f
J 1
06
70
118o
Solución de las ecuaciones por Determinantes:
D
1,37
0,O41
- 0,26
1
0,041
1,37
O, 041
1
- 0,26
0,041
1,37
1
- 2,8
- 2,8
- 2,8
1
D = 7,54
DQa =
K1
K2
K3
O
0,041'
1
0
1
,37
,041
- o,
o,
1,
1
26
O41
37
- 2,8
" 2,8
- 2,8
1
DQa = 9.940 + J 1 ,840
DQa = 1O«000 Qa| = 10.000/7,54
= 1 o 330 Mg/Km,
La reactancia capacitiva al neutro es:
Xc = V _ 8CW«q 6,28 x 60 x 1 0330
= O, 16 M
Considerando la entrada del circuito sin cable de guar
da y con regreso por tierra a una profundidad ficticia
ti-pu a través de un conductor virtual TIS", como se
indica en la Figura;
d
O
119,b CG-rO
En donde:
H = 10 rru altura del conductor al suelo
r = 0,127 m o radio del conductor
Cuando T, se calcula en función de la resistencia
real del suelo, en el lugar mismo de la llegada de
la línea, se tiene:
T
P
660 (p/f)0'5
ohms-metro, resistividad volumétrica de la tie
rra,
f = frecuencia
Adoptando:
p = 2O ohms-metro
f = 60
120,
Se tiene:
° *T = 66O (20/60) * = 382 m
Xc = O,11 logT + H
Reemplazando:
Xc = 0,11382 + 10
0,127= 0,384 mega ohms/km,
La impedancia natural externa sin cable de guarda
tiene como valor:
Zo = 138 logT + H
r = 0,127 rn o radio del conductor
Do = (2,73 x 2,73 x 5,45)'/s = 3,44 m. separación
rnedia
Z° -
La relación de reactancias capacitivas, determinan un
aumento en 2,40
Si la resistencia y la inductancia, no se toman en
cuenta por ser valores pequeños, la impedancia exte
rior con cable de guarda quedará determinada en la
misma relación como las reactancias capacitivas; por
121
tanto, con cable de guarda:
Zo = 350/2,4 = 146 ohms
Para:
H = 15 m.
Xc = 0,385 mega ohms/Km.
Zo = 334 ohms sin cable de guarda.
Zo = 149 ohms con cable de guarda.
De los resultados obtenidos, como la impedancia ex-
terna aumenta al eliminarse el cable de guarda, la
sobretensión de impacto, debido a descargas atmosfé
ricas también aumentará; de lo que se deduce que la
ventaja de emplear cables de guarda es indiscutible*
CAPITULO VII
ELECCIÓN DEL EQUIPO
a o TRANS FORMADORES
Los transformadores de la subestación, como ya se
indicó en anteriores capítulos lo constituirán dos urii
dades, cuya capacidad se ha seleccionado, y deben
ser de 66 MVA cada una.-
a01 Principios de Funcionamiento
La función de un transformador es transmitir la po —
tencia con variación de voltaje, que para el presente
caso, el transformador de fuerza efectuará su función
cambiando el voltaje de transmisión de 138 Kv0 a vo^
taje de subtransmisión 46 Kv<>
Ya que el voltaje secundario que se debe obtener del
transformador requiere otro nivel de voltaje del or -
den de los 13,8 Kv para servicio rural de la zona cer_
cana a Quito, será menester otro arrollamiento tercia_
rio del cual se pueda obtener la tensión mencionada*
Luego la unidad transformadora constará de un arro-
llamiento primario que recibe 138 Kv., un arrolla -
miento secundario que entrega 46 Kv0 y un arrolla -
miento terciario del cual se obtenga 13,8 Kv.
123.
a-2 Características
a. 2 o 1 Refrigeración•
Los sistemas básicos de enfriamiento en los transfoir_
madores de fuerza, son del tipo:
OA En baño de aceite, autoenfriado, en
que el aceite refrigerante circula por
termo sifón.
OA/FA ELn baño de aceite, autoenfriado, con
ventilación de aire forzado.
OA/FA/FOA En baño de aceite, autoenfriado, con
ventilación de aire forzado y con cir^
culación forzada de aceite.
A estas tres categorías corresponde una escala de ca
pacidades con influencias económicas debido al costo
del equipo adicional como se puede observar en el
siguiente cuadro:
124.
TIPO
OA
OA/FA
OA/FA/FOA
CapacidadKVA (OA)
100 %
125 %
166 %
Costo refri-gerante y accesorios
1,0
O,88
0,78
Capital conint.por consumo enei —gfe.
—
O, 05
O,33
Costo to-tal enfriamiento
1,0
0,93
1,11
De donde se desprende que para aprovechar mejor la
capacidad del transformador en un 125 % más que a
quel del tipo OA, es muy económico el tipo OA/FA.
a «2.2 Características de Placa
Frecuencia: 6O Hz0
Número de Fases: 3
Clase
Potencia MVA.
Primario:
Kv0
Amp0
Secundario:
Amp.
Terciario:
Potencia MVA
Arnp
OA
66
138
276
46
830
22,5
13,8
94O
OA/FA
82,5
138
346
46
1.040
28,1
13,8
1*180
125.
El transformador tendrá regulador de tomas, para
compensar la cafda de tensión en los circuitos pri -
marios de 46 Kv. y en el de 13,8 Kv0
a.2.3 Datos del Fabricante
A más de las características antes mencionadas, el
fabricante deberá indicar en la placa los siguientes
datos:
- Nivel de impulso con onda completa en alta y ba
ja tensión o
- Impedancia0
- Diagrama de conexiones de las bobinas en alta y
baja tensión.
- Peso del núcleo y bobinas „
- Peso del tanque y accesorios 0
- Cantidad de aceite en litros <>
- Peso total con aceite e
- Tipo 0
— Número de serie»
- Año de -fabricación.
a«2.4 Accesorios del Transformador:
— Tres Bushings de alta tensión para 138 Kv. con
grampas tipo termínalo
- Tres Bushings de baja tensión para 46 Kv«, con
126.
terminales o
- Tres Bushings de baja tensión para 13,8 Kv. con
terminales o
- Un medidor de nivel de aceite, con alarma.
— Un medidor de la temperatura del aceite, con a
Iarma0
- Un relé térmico para temperatura del aceite 0
- Un tanque conservador del aceite, con diafragma.
- Un tubo de escape de gases con dispositivo de des
fogue, de presión*
- Un relé Buchholz con alarma y contactos de dispa
ro<>
- Dos válvulas de circulación de aceite, ubicadas a
ambos lados del relé Buchholz.
- Un respiradero con recipiente de silíceo.
- Una válvula de alivio de agua.
- Dos válvulas, una de entrada y una de salida del
aceite.
- Radiadores desmontables, bornes para tomas de
tierra, escalera de acceso*
DISYUNTOPsES
Los disyuntores de la subestación se ha determinado
en el Capítulo Tercero, que básicamente constarán de
dos: uno en el lado de alta tensión, 138 Kv0 de cada
unidad transformadora, y, otro en el lado de baja ten_»
sión, 46 Kvp 2 para Kneas y 1 para acoplamiento.
127.
b01 Principios de Funcionamiento
El disyuntor es el aparato que abre o cierra el cir-
cuito eléctrico que une el seccionador con el trans -
fbrmador0 La apertura puede realizarse bajo carga
cuando la necesidad lo requiera o cuando se produce
una sobre intensidad, la desconexión será automáti-
ca O
Básicamente la desconexión consiste en la separación
de los contactos. Esta separación de contactos pro-
voca un arco, el cual debe ser extinguido lo más r<á
pidamente posible, dependiendo de la construcción y
la clase del interruptor.
El arco que se forma daría los contactos y origina la
vaporización del aceite en los interruptores que lo
contienen, pudiendo producirse en algunos casos una
explosione
La interrupción ideal se conseguirá cuando el corte
del circuito se realice al paso de la corriente por
cero y se mantenga nula la tensión del arco, durante
los períodos que preceden a la interrupción; a este i_
deal se acercan los interruptores modernos, con la
reducción del tiempo de duración del arco y propician
128.
do una rigidez dieléctrica suficiente de tal forma que
no ocurran los reencebamientos al abrirse los contac
tos.
b.2 Tipo
b»2.1 Por la disposición y número de arcos, deben ser de
dos arcos por fase a fin de garantizar mayor capaci-
dad que la carga nominal.
bo2.2 Por la naturaleza y modo de extinción del arco, los
disyuntores más utilizados para intemperie son los
del tipo en aceite, los que se emplean desde 2,5 has
ta 5OO Kv.
b*2.3 Mecanismo de acción
Neumáticos, es decir que el movimiento de cierre y
apertura se obtendrá por medio de válvulas piloto ac_
tuadas eléctricamente.
b»2.4 Construcción General
En tanque individual sobre el piso, en plataforma o
base de concreto,»
129.
b.2 o 5 Operación
De cierre voluntario y apertura voluntaria, ya que
prácticamente es un acoplador de barras con la uni-
dad transformadora, tanto en el lado de 138 como en
el de 46 Kv.
b.2.6 Equipo de disparo
Con bobinas secundarias en serie o en paralelo, las
que accionarán el disparo por exceso de intensidad,
en forma instantánea o con tiempo inverso, en co -
nexión con transformadores de corriente 0
Puede disparar también por falta de potencial, con re_
tardo ajustable, en conexión con transformadores de
potencial 0
b. 2.7 Desconexión
Con espigas y enchufes, que permitan una desconexión
completa al efectuar el movimiento de los émbolos 0
b03 Características
Las normas EEI-AEIC, establecen los siguientes da-
tos para disyuntores de fuerza a la intemperie:
130.
b03.1 Características de Placa del Disyuntor para 138 Kv.
Regímenes;
Frecuencia 6O Hz.
Voltaje nominal 138 Kv.
Voltaje máximo de diseño 145 Kv.
Nivel básico de impulso 650 Kv.
Capacidad trifásica nominal , 50OOO MVA.
Tiempo de interrupción 3 ciclos
Regímenes de Corriente:
Continua 1 .200 A.
Momentánea . 36 KA.
Por 4 segundos 24 KA.
b«3*2 Características de Placa del Disyuntor para 46 Kv.
Regímenes:
Frecuencia 6O Hz.
Voltaje nominal 46 Kv»
Voltaje máximo de diseño 48,3 Kv.
Nivel de impulso básico 25O Kv.
Capacidad trifásica nominal 1.50O MVA.
Tiempo de interrupción 8 ciclos
Regímenes de corriente:
131
Continua
Momentánea
Por 4 segundos
10 200 A<
35 KA.
22 KA.
b.303 Características de placa del disyuntor para 13,8 Kv.
Regímenes:
Frecuencia
Voltaje nominal
Voltaje máximo de diseño
Nivel básico de impulso
Capacidad trifásica nominal
Tiempo de interrupción
60
13,8 Kv0
15 KVo
110 Kv.
25O MVA.
8 ciclos
Regímenes de corriente:
Continua
Momentánea
Por 4 segundos
1 .200 A.
40 KAo
25 KA.
b»304 Características generales de fabrica
- Tipo
— Serie
132.
- Año de frabricación
- Tipo de accionamiento normal
- Voltaje de mando, para control y disparo
- Presión de servicio,,
b.305 Datos del fabricante:
El frabricante deberá proporcionar los resultados de
las siguientes pruebas:
- Chequeo de la polaridad de los transformadores
de corriente, tipo bushingsa
- Prueba de los bushings de alta tensión 0
- Pruebas de presión para abrir y cerrar la vályu_
la de seguridad o
- Pruebas de resistencia de aislamiento (del orden
de los Mega ohms).
— Pruebas de los mecanismos de operación»
- Pruebas de la resistencia eléctrica del camino de
la corriente (del orden de los Micro ohms)0
- Oscilogramas de las características de operación a
c. PARARRAYOS
Los pararrayos de la subestación, tal como se indi -
can en el diagrama, son aparatos colocados en la lie
gada de los circuitos de transmisión de 138 Kv0, an
133.
tes y después de las unidades transformadoras y en
las diferentes salidas de los circuitos de 46 Kv0
c 0 1 Principios de Funciona miento
La función de un pararrayos es proteger un sistema
de los peligros que causan las sobretensiones, deri-
vando a tierra las ondas que no pertenecen a voltaje
nominal de la línea, sino a un sobrevoltaje de ori -
gen exterior 0
Consiste de un explosor cuyos electrodos, el uno se
encuentra conectado directamente a tierra y el otro,
conectado permenentemente a la lfneaa
El pararrayos entra en funcionamiento únicamente
cuando la tensión alcanza un valor superior a la de
servicio, cuando esto ocurre, salta un arco a través
del espacio del explosor y la onda de corriente que
fue motivo de la sobretensión, se deriva a tierra.
Cuando desaparece la tensión, que sobre éxito al pa_
rarrayos, éste deja de funcionar, desaparece el ar-
co en el explosor y la corriente con derivación a tie_
rra se interrumpe. Este resultado se obtiene gra —
cías a un efecto autovalvular del elemento resistivo
conectado en serie con uno de los electrodos del ex-
plosor o
134.
Gracias al efecto del pararrayos la tensión de choque
se reduce a la tensión residual, la que para un tiem
po mayor a 3O microsegundos es del mismo valor
que la tensión nominal; asimismo, por la resistencia
en el momento de la descarga atravieza una corrien-
te Imx0, del orden de algunos miles de amperios que
mantendrá un valor algo mas de Imx/2 durante los 30
microsegundos que es el tiempo normalizado del efec
to valvular del pararrayos „
La tensión residual aparece en los bornes del para-
rrayos con un valor igual a Imx.R; en donde R, es
la resistencia que en ese momento tiene el pararra -
c 02 Características
Hay dos tipos de pararrayos:
Co2 0 1 Pararrayos tipo válvula
Los pararrayos tipo válvula son aquellos que emplean
un elemento resistivo en serie con los explosores „
Tanto el CRISTALITE como la RESORBITA, son ele
mentos resistivos con valores bajos de voltaje y bue_
nos conductores, es decir con bajo poder resistivo
para grandes voltajes; este cambio de propiedades e-
135.
léctricas, se realiza sin transformación física ni quf
mica en el pararrayos.
Bl explosor debe funcionar con un retardo corto de
tiempo del orden de
-60,2 x 1O seg,
y la tensión de encebamiento por choque puede ser re
guiada por medio de la separación de los electrodos
a un valor inferior a la de los aislamientos que se re
quiere proteger«
C 0 2o2 Pararrayos tipo expulsión
Los pararrayos tipo expulsión son aquellos que em -
plean una cámara de extinción del arco, en serie con
el descargador, para interrumpir la corriente. Es -
tos pararrayos se especifican en amperios RMS, los
que son seleccionados para la máxima y mínima co -
rriente de corto circuito disponible en el punto de ins
talación0
c03 Clasificación
Los pararrayos se clasifican de acuerdo a los siste-
mas de voltaje;
135.
- Tipo distribución hasta 25 Kv<
— Tipo línea hasta 121 Kv0
- Tipo estación hasta 295 Kv0
c.4 Selección
De acuerdo al diseño se han ubicado pararrayos a la
entrada de la línea a la subestación, los que serán
los protectores de todo el sistema de barras, selec-
cionadores y disyuntores, con el fin de proporcionar
máxima protección a la unidad transformadora, tam-
bién se ha ubicado pararrayos a los dos lados; del
mismo modo en cada una de las salidas de los circuí
tos de 46 Kv., se han colocado pararrayos a
Las características del pararrayos depende del siste-
ma en donde el neutro se conecta o no a la tierra.
c0401 Sistema trifásico con neutro conectado directamente a
tierra«,
Características bajo condiciones de falla:
Xo/Xl debe ser entre O y -f 3.
Ro/X1 debe ser entre O y -f 1 0
Voltaje del pararrayos: igual al voltaje nominal del
sistema.
137.
Voltaje del pararrayos mínimo: 80 % del voltaje no
mínal del sistema.
c.4.2 Sistema trifásico con neutro conectado a tierra a
través de resistencias o reactancias.
Características bajo condiciones de falla:
Xo/X1 debe ser mayor que + 3
Ro/Xl debe ser mayor que + 1
Voltaje del pararrayos: igual o un poco mayor que
el voltaje nominal del sistema.
d. SECCIONADORES
d.1 Principios de Funcionamiento
Los seccionadores son elementos en la subestación
138.
que sirven para abrir o cerrar el circuito con ten-
sión pero sin carga, es decir que su operación se
efectúa con el disyuntor abierto.
En el Capítulo Tercero, en el que se trata del di-
seño eléctrico, se llegó a la conclusión del diagra
ma en donde se ubican seccionadores en cada uno
de los circuitos de la línea de transmisión, seccio
nadores en la entrada del circuito que alimenta a
la unidad transformadora con 138 Kv., y secciona
dores a la salida de los circuitos que conectan las
barras de 46 Kv.
d. 2 Caracte r fe ticas
Tomando en cuenta que los seccionadores tienen que
. 139.
ser de accionamiento tripolar, es decir que abran o
cierren a la vez las tres barras cuchillas, hay dos
tipos de seccionadores apropiados para alta tensión;
El uno, que consiste de, estructuras soportantes, con
tres aisladores por fese, en donde los aisladores cen
trales de cada fase son giratorios 0
Eli otro tipo consiste en dos aisladores por fase, en
donde los dos giran para conectar o desconectare
Mientras en el primer caso se requiere de un juego
de accesorios, para el giro de aisladores móviles, en
el otro caso, se requieren dos juegos de accesorios.
El cuadro adjunto muestra la diferencia:
Seccionador
N*- 1
N¿ 2
N- aisladoressoportes
9
e
Puntos decontacto
6
3
Juegos deaccesorios
1
2
En la fotografía N- 1 se aprecia el seccionador de 9
aisladores soporte'de TAKAOKA ELECTRIC, tipo
THR4A para 168 Kv«, 2.000 amperios y en la fotogra
fía N- 2 se aprecia el seccionador tripolar tipo
BROWN BOVERI para 150 Kv.
140.
Del cuadro y las fotografías se nota que en el seccío
nador N- 2 el menor número de aisladores represen
tara una considerable disminución del costo del sec -
cionador 0
El menor número de puntos de contacto es una cara£
terística ventajosa para detección de daños y simpli-
cidad para el mantenimientoD Estas características
justifican en cambio el aumento de dos juegos de ac-
cesorios .
Los seccionadores tipo THR4A establecen las siguien
tes características de acuerdo a las normas JEC-IEC
dadas en el cuadro:
moa.
SJBtííi ^
!68kV 2000A TYPS THRAA ISOLATOR
-' ,'
^-
..--
••
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l í
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'"
.. ÍT
í? C3 O-
Volta
jeN
om
inal
Kv
6
72
84
120
168
204
Nivel
Básic
ode
im
puls
o(B
IL)
Kv.
350
-
400
550
750
750
Corr
iente
Nom
inal
Am
p0
800
U200
2.0
00
800
1.2
00
2.0
00
800
1.2
00
20 0
00
800
1,2
00
2.0
00
800
1.2
00
2.0
00
Corr
iente
cor
to tiem
po
KA
(2
seg.)
22
22
22
22
27
22
22
22
22
22
22
22
22
22
Mecanis
mo
Opera
ció
n5 K
g/c
m2
P2C
Neum
átic
o15
Kg/c
m2
P3C
142,
De acuerdo con las Normas JEC-IEC; EBI-AEIC, se
puede determinar las características básicas de los
seccionadores 0
d.2o1 Características de placa de los seccionadores para
138 Kv0
Frecuencia 60 Hz0
Voltaje Nominal 138 Kv.
Voltaje máximo de diseño 168 Kv0
Nivel básico de impulso (BIL) 65O Kv.
Corriente nominal 1.2OO A*
Corriente nominal corto tiempo 22 KA.
d.2.2 Características de placa de los seccionadores para
46
Frecuencia 60 Hz0
Voltaje nominal 46 Kv0
Voltaje máximo de diseño 72 Kv«,
Nivel básico de impulso (BIL) 250 KvB
Corriente nominal 1 020O A.
Corriente nominal corto tiempo 22 KA*
d,2.3 Características de placa del seccionador de 13,8 Kv0
Frecuencia 6O Hz.
143.
Voltaje nominal 13,8 Kv0
Voltaje máximo de diseño 15 Kv0
Nivel básico de impulso (BIL) 110 Kv.
Corriente nominal 1.200 A.
Corriente nominal de corto tiempo 40 KA.
d0204 Otras características
El mecanismo de operación será un dispositivo de pa
lanca para accionar simultáneamente los tres seccio-
nadores unipolares, gobernados a motor.
Un conmutador de puesta a tierra será acoplado en
la parte superior de la estructura del seccionador,
que servirá para poner a tierra la línea, el que debe
rá ser accionado por el mismo dispositivo de palanca
de abrir o cerrar las fases unipolares indicadas 0
Este tipo de seccionador provisto de conmutador de
puesta a tierra será necesario únicamente en la lle-
gada de la línea de 138 Kv. y en aquellas de las salí
das de 46 Kv.
e, TRANSFORMADORES DE MEDIDA'
e01 Principios de Funcionamiento
Los transformadores de medida son aquellos que sin-
144.
ven para el funcionamiento de aparatos de medida y
protección instalados en los tableros de control y
mando de la subestación*, Estos aparatos de protec-
ción y medida funcionan ordinariamente con tensiones
de 110-120 voltios y con intensidad de 1-5 amperios 0
Por tanto, los transformadores de medida sirven pa-
ra obtener tensiones e intensidades necesarias para
el funcionamiento de los instrumentos de medida ins-
talados y para el funcionamiento de los aparatos de
protección.
Tomando en cuenta que se deben instalar instrumen -
tos como, voltímetros, amperímetros, vatímetros y
relés de protección, hay dos clases de transformado-
res de medida necesarios:
- Transformadores de potencial, aquellos que to -
mando voltaje de 138 Kv. o 46 Kv., en el pri-
mario, entregarán 110 voltios en el secundario.
Elstos transformadores son de tamaño reducido
y con capacidad reducida ya que los aparatos e
instrumentos a los que deberá servir tienen pe-
queño consumo.
— Transformadores de corriente, aquellos de cuya
relación de transformación se obtenga en el se-
cundario, generalmente un valor de 5 amperios.
145.
e02 Potencia Nominal
Las capacidades comunes para los transformadores
de potencial son: 5O - 100 - 2OO - 40O - 500 VA0
NEMA, establece cargas normalizadas para transfor-
madores de potencial:
Carga W: 12,5 VA0 a FP0 '1O % atrás*
Carga X: 25 VA. a FP0 7O % atrás 0
Carga Y: 75 VAo a FP. 85 % atrás 0
Carga Z: 2OO VA. a FP. 85 % atrás.
L_as clases son las siguientes:
Clase 1 : error ratio 1 % error fóse 40 minutos 0
Clase 1/2 : error ratio 0,5 % error fase 20 minutos.
Clase 1/4 : error ratio 0,25 % error fase 10 minu-
tos.
Las capacidades comunes para los transformadores de
corriente son entre 15-50 VA«, siendo los de 5O VA
para tipo estación „
NEMA, establece cargas típicas según su impedancia
y resistencia como sigue:
146.
Carga X: 0,1 ohmios Z-0,O9 ohmios R«2,5 VA* 5
amperios 0
Carga Y: 0,6 ohmios Z;0,54 ohmios R;15 VA. 5 am
perios .
Carga Z: 2,0 ohmios Z;1,00 ohmios R; 50 VA. 5 am
perios o
Los errores establecen las siguientes clases:
Clase 1/4 error ratio mx. 0,25 %, error fese 1O mi
ñutos 5 amperios 0
Clase 1/4 error ratio mx. 0,5 %, error fase 2O mi-
nutos O,5 amperios.
Clase 1/2 error ratio mx, 0,5 %, error fase 2O mi-
nutos 5 amperios.
Clase 1/2 error ratio mx. 1,O %, error fase 4O mi-
nutos O,5 amperios.
Clase 1 error ratio mxe 1,O %, error fese 4O mi-
nutos 5 amperios.
Clase 1 error ratio rnx. 2,0 %, error fóse 8O mi-
nutos 0,5 amperios0
ee3 Características de Placa
Para determinar las características de placa, tanto
de los transformadores de potencial como de los de
corriente, se debe considerar las cargas que se apli
147,
can a cada uno de estos transformadores:
e.3.1 Valor de Cargas Típicas:
Cargas para transformadores de potencial 115 voltios;
INSTRUMENTO
Voltímetro Fe „ dulce
Voltímetro dinámico
Voltímetro gráfico
Vatímetro polifásico
Factorímetro polifásico
Medidor polifásico
Frecuencímetro resonante
Frecuencímetro reactivo
Sincronoscopio
Relé de tensión
Relé direccional
Relé de impedancia
Relé de impedancia direccional
Regulador potencial
VA.
3,5
10
14-20
8,5
12,5
10
3,5
16
12
8
23
16
22
5O-200
% FF
10O
10O
10O
1OO
1OO
15
99
85
1OO
32
15
86
6O
8O
Cargas para transformadores de corriente 5 amperios;
Amperímetro Fe. dulce 0,7 8O
Amperímetro dinámico 2,5 99
Amperímetro gráftco 4-10 85-62
148.
INSTRUMENTO
Vatímetro polifásico
Factorírnetro polifásico
Medidor polifásico
Relé corriente normal
Relé corriente especial
Relé direccional normal
Relé direccional especial
Relé impedancia simple
Relé impedancia direccional
Relé impedancia tres zonas
Relé ratio diferencial
Relé temperatura
Relé corriente equilibrada
Relé corriente equilibrada neutro
VA.
2-4
3
2,5
16
3
20
5
5
7
23
19-12
28
2,5
8,5
% FP
99
99
37
5O
5O
50
40
8O
6O
85
50
27
57
45
e,3«2 Selección de cargas:
Como cargas del transformador, de potencial serán:
1 Voltímetro
3,5 x 1,O = 3,5 Watt.
1 Vatímetro polifásico
8,5 x 1,0 = 8,5 Watt.
1 Factorfmetro polifásico
12,5 x 1,O = 12,5 Watt.
149,
1 Frecuencímetro reactivo
16,0 x 0,85 == 13,6 Watto
1 Relé de baja tensión
8,O x 0,32 = 2,5 Watto
3 Relés de impedancia direccional
3 x 22 x 0,6 = 39,6 Watt.
1 Medidor polifásico WH0
10 x 0,15 = 1,5 Wat±0
1 Medidor polifásico VARH0
10 x 0,15 = 1,5 Watt.
CARGA REAL: 83,2 Watt.
1 Frecuencímetro reactivo
16 x 0,53 = 8,5 VAR
1 Relé de baja tensión
8 x O,95 = 7,4 VAR
3 Relés de impedancia direccional
3 x 22 x O,8 = 52,8 VAR
1 Medidor polifásico de WH
1O x O,99 = 9,9 VAR
1 Medidor polifásico de VARH
1O x 0,99 = 9,9 VAR
CARGA REACTIVA: 88,5 VAR
Carga compleja:
(83, 2)2 + (88, 5)2 = (120)2
150.
FP = 83,2/12O = 0,70
De acuerdo con la tabla corresponderá a un transfor
mador de potencial de carga tipo Z para 20O VA.
FP. 85 %0
Para el cálculo de los transformadores de corriente
se deben considerar las siguientes cargas:
- Cargas de los transformadores de corriente para
instrumentos:
1 Amperímetro
O,7 x O,8
1 Vatímetro polifásico
3 x 0,99
1 Factorímetro polifásico
3 x 0,99
1 Medidor polifásico de WH
2,5 x 0,37
1 Medidor polifásico de VARH
2,5 x 0,37
1 Relé de temperatura
28 x 0,27
0,56 Watt.
2.97 Watt.
2.98 Watt.
0,92 Watt.
0,92 Watt,
7,6 Watt.
CARGA REAL 15,94 Watt»
151 .
1 Amperímetro
0,7 x O,6
1 Vatímetro polifásico
3 x 0,174
1 Factorfmetro polifásico
3 x O,174
1 Medidor polifásico de WH
2,5 x 0,93
1 Medidor polifásico de VARH
2,5 x 0,93
1 Relé de temperatura
28 x 0,962
= 0,42 VARo
- 0,52 VAR,
= 0,52 VAR.
= 2,34 VARo
= 2,34 VAR0
= 27,0 VAR.
CARGA REACTIVA 33,14 VAR.
Carga compleja:
(15,94)2 + (33, 14)2 = (37
FP = 15,94/37 = 0,43
Con estos valores se escoje según NEMA, un
transformador de carga tipo Z con dos ohmios
de impedáncia, 1 ohmio de resistencia. 5O VA<
a 5 amperios 0
152,
Carga de los transformadores de corriente para
protección de los relés de impedancia de tres zo
ñas:
1 Relé de impedancia de 3 zonas:
Carga real 23 x 0,85 = 19,6 Watt.
Carga reactiva 23 x 0,53 = 12,2 VAR»
Carga compleja
(19,6)2 + (12,2)2 = (23)2
FP = 19,6/23 = 0,85
Según NEMA, en la tabla corresponde a la carga
tipo Z con dos ohmios de impedancia, 1 ohmio
de resistencia, 5O VAo, 5 amperios 9 FP 85 %,
que es la carga más aproximada al cálculo.
Carga de los transformadores de corriente para
protección de los relés de ratio diferencial:
1 Relé de ratio diferencial:
Carga real 15 x 0,5 = 7,5 Watt*
Carga reactiva 15 x 0,866 = 13,0 VAR.
Carga compleja:
<7,5)2 + (13)2 = (15,1)2
FP = 7,5/15,1 = 0,495
Según NEMA, y tomando en cuenta que son trans_
- 153.
formadores de corriente tipo estación, se escoje
la carga tipo Z con 2 ohmios de impedancia, 1
ohmio de resistencia, 50 VA», 5 amperios FPa
50 %.
- Carga para los transformadores de corriente de
los relés de corriente normal:
1 Relé de corriente normal
Carga real 16 x 0,5O = 8 Watt,
Carga reactiva 16 x 0,866 = 13,8 VAR.
Carga compleja
(8)2 + <13,8)2 = (16)2
pp = 8/16 = 0,5
Se adopta según NEMA, la carga tipo Z, con 2
ohmios de impedancia, 1 ohmio de resistencia,
50 VA* , 5 amperios, FP 50 %<,
e „4 Datos del Fabricante
En todo caso el fabricante debe proveer los datos de
características de placa de los transformadores de
medida, con:
- Normas adoptadas,»
Tipo O"A«> TV)a
154*.
- Número de fabricación.
- Relación de transformación 0
- Frecuencia (60 Hz0).
- Nombre de la sociedad constructora.
fo AISLADORES
Los aisladores son los elementos a los que se apo —
yan los conductores eléctricos y establecen la separa_
ción, es decir el aislamiento entre los conductores
(en forma de cables o barras) que transportan el fluí"
do eléctrico a través de los diferentes equipos de la
subestación y las estructuras sean estas de hierro,
hormigón o madera 0
f .1 Características
Después de las barras, los aisladores son los elemen
tos más importantes para asegurar la entrada y sali-
da de conductores hasta y desde la unidad transforma
dora en la subestación 0
Los materiale.s empleados en la construcción de aisla_
dores son la porcelana, el vidrio, la bakelita y otras
derivados fenol icos.
Las formas que adoptan los aisladores son variables,
155.
desde la de campana o disco hasta la de gusano o tem
piador con uniones rígidas o articuladas 0 Los aislado
res superpuestos forman cadena o columna, según que
los esfuersos a los que estén sometidos sean de ex —
tensión o compresión.
Las dimensiones de los aisladores estarán en reía —
ción directa con la tensión límite que puede soportar
sin flamear; entendiéndose como flameo, el salto de
un arco eléctrico desde el conductor energizado hasta
el perno del aislador en la estructura, a través del
contorno del aislador0
Los aisladores apropiados para la subestación serán
de porcelana y de columna ya que estos son los ade-
cuados para barras y desconectadores a la intemperie
con tensiones mayores a 75 Kv0
f.2 Nivel Básico de Aislamiento
El nivel básico de aislamiento se refiere a la posibi
lidad o seguridad que presenta el aislamiento de los
equipos para soportar sobretensiones tales que este
aislamiento no sea afectado« El equipo empleado de^
be someterse al principio de coordinación de aisla -
miento es decir, a la selección de un nivel adecuado
a fin de que la perforación o contorneo de los varios
156.
aislantes del equipo se efectúen a un voltaje superior
a aquel del nivel seleccionado. NEMA, define que
los niveles básicos de aislamiento son los niveles de
referencia expresados como el voltaje de cresta de
una onda de sobretensión momentánea de 1,5 x 4O mi
ero segundos y el aislamiento de los aparatos debe
ser igual o mayor que el nivel básico de aislamiento.
f-3 Selección
En forma general para seleccionar los aisladores de
una subestación se deben tomar en c uenta la línea de
escape, la tensión de flameo húmedo y la carga de
ruptura que en todo caso no deben ser menores a los
niveles de aislamiento determinados por las normas .
AIEE, EEI, NEMA y ROIE, conforme a la siguiente
tabla:
NIV
ELE
S D
E A
ISLA
MIE
NTTO
E
N K
v0
Y T
EN
SIÓ
N D
E FLA
ME
O
SE
CO
Seg
ún l
a te
nsió
n no
min
al
de l
a lí
nea
, en
Kv<
Nom
inal
Kv
0
2,5
5,0
7,2
8,7
11,0
15,0
Niv
el
Kv
0
45
60
— 75
95
110
Ram
eo
Kv
0
20 — 40
— 55
—
Nom
inal
Kv
0
23
35
46
69
92
115
Niv
el
Kv
0
150
200
250
350
450
550
Ram
eo
Kvo
75
100
125
175
31
5
Nom
inal
Kvo
138
161
196
230
287
345
Niv
el
Kv.
650
750
900
1.05
0
1.3
00
1 .5
50
Ram
eo
Kv.
390
445
640
Ül
tflí
158,
En consecuencia, de acuerdo a la tabla, las dimensio
nes de los aisladores de columna deben ser tales que
su línea de flameo seco sea equivalente a 125 KvOJ
en el caso de los aisladores para el lado de 46 Kv0
y de 390 Kv,, para el lado de 138 Kv«; análogamen
te el nivel básico de aislamiento será de 25O y 650
Kv. para 46 y 138 Kv., respectivamente, a nivel del
mar.
DE
NS
IDA
D
RE
LA
TIV
A
DE
L
AIR
E
(R
AD
)
Altitud
sobre
el
niv
el
del m
ar
(m) 0
*
300
1.0
00
1.5
00
2.0
00
2.5
00
3o 0
00
3o 5
00
* V
alo
r asum
ido
**
Valo
r sta
ndard
Pre
sió
nB
aro
métric
a(m
m0
Hg
0)
760
744
674
635
597
561
525
492
TE
MP
ER
AT
UR
A
10
1,0
52
1,0
16
0,9
34
0,8
80
0,8
27
0,7
77
0,7
30
0,6
81
°C
15
1,0
34
0,9
88
0,9
16
0,8
65
0,8
04
0,7
64
0,7
16
0,6
70
20
1,0
18
0,9
82
O, 9
02
0,8
50
0,7
99 *
0,7
51
*
0,7
05 *
0,6
58 *
25
1,0
**
0,9
65
*
0,8
86
*
0,8
35
*
0,7
85
0,7
38
0,6
92
0,6
46
-j. en (D
160,
Ya que el nivel básico de aislamiento es inversamen
te proporcional con la densidad del aire, se tiene:
Vh = Vo(ma r )/d
En donde:
exponente n = 1 para onda de impulso
densidad d = 0,7 para altitud 2.800 m. a 25°C
Vh = 25O/0,7 = 356 Kv. que es el nivel básico
para 46 Kv0
Vh = 650/0,7 = 930 Kv0 que es el nivel básico
para 138 Kv0
C A P I T U L O V I I I
ALAMBRADO DE LA SUBESTACIÓN
Planos
TJ- LL-~~ ]/
3
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(•)
ESCUELA POLITÉCNICA
DCSfOSiCION DE EQUIPOS f« LA SU&
PATIO De MKV.
CAPITULO IX
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
Con el objeto de recopilar datos de los diferentes equipos,
para motivos de selección de ofertas, es conveniente acia
rar que son necesarios las siguientes especificaciones pro-
porcionadas por el fabricante:
a. DATOS TÉCNICOS
a.,1 Transformador de Fuerza
a. 1 o 1 Voltajes nominales
- Primario (Kv0)
- Secundario (Kv.)
- Terciario (Kve)
a. 1.2 KVA. nominales continuos para +_ 10 % del voltaje
nominal •
- Para clase OA
- ffara clase OA/FA
- Para clase FOA
a«103 Regulación a capacidad y voltajes nominales
- Con O,8 Fp0
163,
- Con 0,85 FPo
- Con 0,95 FP.
- Con 1,0 FP o
a. 1.4 Pérdidas totales a voltaje y capacidad nominal
- Para clase OA
- Para clase OA/FA
- Para clase FOA
a.105 Corriente de exitación en % de la corriente nominal
- A 10O % del voltaje nominal
- A 110 % del voltaje nominal
a.106 Eficiencia en % a voltaje y capacidad nominal con
FP. 1,0
- A 50 % de capacidad nominal
- A 75 % de capacidad nominal
- A 10O % de capacidad nominal
— A 125 % de capacidad nominal
Con FPo 0,85
- A 50 % de capacidad nominal
- A 75 % de capacidad nominal
164.
- A 1OO % de capacidad nominal
- A 125 % de capacidad nominal
a.1,,7 Impedancia de secuencia cero (%)
a.108 Clases de aislamiento
a.109 Nivel Básico de Aislamiento (Kv0)
a. 1010 Cantidad de transformadores de corriente tipo bu-
shing •
a. 2 Equipos de Protección
a o2.1 Disyuntores en aceite para 138-46-13,8 Kv.
- Voltaje nominal (Kv«)
- Voltaje máximo de diseño (Kv.)
- Voltaje mínimo de interrupción (Kvc)
- Corriente continua (A)
- Corriente momentánea (A)
— Corriente en 4 segundos (A)
- Capacidad de interrupción (MVA)
- Corriente asimétrica máxima de funcionamien_
tO0
a.2» 1.1 Voltaje mínimo disruptivo
165.
- Con bushing húmedo a 60 Hz,
- Con bushing seco a 60 Hz.
a020102 Máximo impulso de voltaje
- Que soporta el bushing
— Que soporta el disyuntor
a02o1<,3 Tiempo de interrupción
- Máximo
- A 25 % de capacidad de interrupción
a.2.104 Tiempo de cierre (ciclos)-
a.2.1o5 Tiempo de cierre sin recargar el resorte
a,2.106 Tipo mecanismo de operación
a02e107 Ciclo normal de operación
a Q2 «1.8 Nivel de ruido (Db)
a«202 Transformadores de potencial para 138-46-13,8 Kv«
a.20201 Tipo
a,2o2,2 Relación de transformación
166.
a.2.203 Voltaje
- Nominal (Kv.)
- Máximo de diseño (Kv0)
a<,2.2.4 Capacidad térmica
A 30°C
A 50dC
a.2.2.5 Nivel básico de aislamiento (Kv.)
a.o2«2,6 Clase de precisión
a02.207 Carga de embobinado
a0202c8 Voltaje de radio interferencia
a020209 Clase de aislamiento
a.2.3 Transformadores de Corriente para 138-46-13,8 Kv,
a.2e301 Tipo
a«2.3.2 Relación de transformación
a0203.3 Voltaje
167o
- Nominal (Kv.)
— Máximo de diseño (Kv0)
a.2.3.4 Corriente continua nominal (A)
a.20305 Capacidad térmica (A)
a.2.3.6 Tiempo de soporte en corto circuito (seg.)
a02.307 Nivel básico de aislamiento (Kv0)
fa.2«3.8 Clasificación de precisión
a.2.4 Pararrayos de 138-46-13,8 Kv0
a.2.401 Tipo
ae20402 Voltaje nominal (Kv0)
a.20403 Voltaje de descarga a 6O Hz. (Kv0)
a.204.4 Voltaje mfnimo de descarga por sobrevoltaje de
maniobra.
a«,2o4.5 Voltaje máximo de descarga
- Sobre frente de onda de impulso (Kv0)
168,
A 1O.OOO amperios (Kv0)
aft2,4.6 Corriente nominal de descarga (Kv0)
a.2.407 Voltaje de cresta máximo con onda de:
5 KA (Kv.)
10 KA (KVo)
15 KA (Kvo)
20 KA (Kv0)
a,2.4.8 Corriente de dispersión a voltaje nominal
a03 Equipo de Seccionadores para 138-46-13,8 Kv.
- Tipo
- Voltaje nominal (Kv«)
- Voltaje máximo de diseño (Kv0)
- Corriente continua nominal (A)
- Corriente instantánea (A)
- Capacidad de interrupción (A)
— Nivel básico de aislamiento
a*4 Instrumentos de Medida
a. 4 o 1 Amperímetros
— Precisión
169.
— Escala
a „ 4 o 2 Voltímetros
- Precisión
- Escala
a«4 o 3 Vatímetros
- Precisión
— Escala
a»404 Varfmetros
~ Precisión
— Escala
a 04 o 5 Vatihorfmetros
- Precisión
- Escala
a«5 Sistema de 125 Voltios corriente continua
- Tipo
- Capacidad de interruptores termornagneticos
170,
a.501 Baterías
a*5»1 e 1 Capacidad de descarga continua
— Durante 8 horas hasta 1,75 Ve por celda0
- Durante 2 horas hasta 1,75 V. por celda.
- Durante 1 minuto hasta 1,75 V0 por celda.
a o5.1.2 Voltaje de batería
- Nominal
- Mínimo
- De flotación
- Máximo de carga a capacidad nominal
a.5.2 Cargador de Baterías
- Voltaje de entrada, Voltios corriente alterna
- Voltaje de salida, Voltios corriente continua
— Rango de corriente de carga (A)
- Protecciones
— Aparatos de medida
a°^ Sistema de Tierra, Estructuras y Accesorios
a»6.1 Sistema de tierra
- Resistencia de malla
171.
a0602 Estructuras de acero y accesorios
a o 6 o 2 o 1 Normas
a06.2o2 Acero a utilizar
a06.2e3 Suelda
a0602.4 Esfijerzos de diseño de los ángulos
2- Tensión Lbs/pulg
2- Compresión Ibs/pulg
ac6.205 Esfuerzos de diseño de los pernos
2Resistencia de corte simple, Ibs/pulg
2Resistencia de corte doble, Ibs/pulg
a0602o6 Espesor mínimo
a.6o2.7 Diámetro mínimo de los pernos
a06.208 Valor máximo L./R (relación de esbeltez)
a.6.2.9 Miembros principales
ae602.1O Otros miembros con esfuerzos calculados
* 172,
a06<,2.11 Otros miembros con esfuerzos no calculados
a.7 Sistema de Iluminación
- Panel de distribución
- Número de paneles
- Número de tomas del circuito
a.7.1 Transformadores de Alumbrado
— Tipo
— Capacidad
- Voltaje primario y conexiones
a.7«2 Luminarias propuestas
- Potencia (W)
- Nivel luminoso
b, DATOS INFORMATIVOS
be1 Transformador de Fuerza
b. 1 o 1 Fabricante
b.1,,2 Aceite del Transformador
- Resistencia dieléctrica
173,
- Acidez 0
2Densidad a 40° C (gr/cm )
- Viscosidad a 40° C (c0 stokes)
- Temperatura del punto de la chispa (°C)
- Temperatura de ignición (°C)
b<>1 «3 Factor de Potencia
bo1.4 Materiales
- De las placas del núcleo
- Del tanque
- De las tuberías
- De las válvulas
- De los accesorios
b.1e5 Tipo de la base
b0186 Curvas características, en anexo
b. 1 o 7 Normas
b0108 Sistema de enfriamiento
b01.9 Pruebas
b. 1 o 10 Dinnensiones
b01011 Información adjunta, dibujos, folletos y catálogos
174.
b02 Equipos de Protección
b02.1 Disyuntores en aceite para 138-46-13,8 Kv.
- Fabricante
— Tipo y designación
- Número de tanque
- Número de polos
- Lista de accesorios
- Aceite, datos en anexo
- Dimensiones
Peso
- Información adjunta, dibujos, folletos y cátalo
gos0
b.202 Transformadores de Potencial
- Fabricante
- Número de secundarios
- Dimensiones
- Información adjunta: dibujos, folletos y catálp_
gose
b.2.3 Transformadores de Corriente
- Fabricante
- Número de secundarios
175.
- Dimensiones
- Información adjunta: dibujos, folletos y cátalo
gos0
b o 2 o 4 Pararrayos
- Fabricante
- Normas
- Pruebas, en anexo
- Dimensiones
- Peso
- Información adjunta: dibujos, folletos y cátalo
gos<>
b03 Equipo de Seccionadores, para -133-46-13,8 Kv0
- Fabricante
b.3Q1 Mecanismo de Operación
- Tipo de apertura
- Material de los contactos
- Información adjunta: dibujos, folletos y cátalo
gos
b.3ft2 Dimensiones
b0303 Pesos
.176.
b.4 Instrumentos de Medida
- Fabricante
- Información adjunta: dibujos, folletos y catato
gos
b«5 Sistema de 125 Voltios Corriente Continua
b „ 5 01 Baterías
- Fabricante
- Material de los recipientes
- Material de las placas
- Electrolito
- Dimensiones por celda
- Dimensiones por rack
- Información adjunta: dibujos, folletos y cátalo
gos
bo502 Cargador de Baterías
- Fabricante
- Dimensiones del panel
- Información adjunta: dibujos, folletos y catato
gos
M77.
bo6 Sistenna de Tierra, Estructuras y Accesorios
bo6.1 Sistema de Tierra
- Fabricante
- L-ista de componentes /
- Información adicional; dibujos, folletos y catá_
logos
b.7 Sistema de Iluminación .
- Fabricante luminarias
- Información adjunta: dibujos, folletos y catá-
logos
b.8 Paneles de Control
- Tipo
- Dime ns iones
- Material
- Acabado
CAPITULO X
CONTROL V MANDO
El control y mando se deberá efectuar desde los tableros, u_
bicados en una construcción apropiada junto al patio mismo
del área de la subestación 0
a. REQUERIMIENTO DEL NUMERO DE PANELES
- 1 Panel para cada una de las líneas de entrada
de 138 Kv.
- 1 Panel para cada una de las alimentaciones a
las unidades transformadoras.
- 1 Panel para control de los servicios auxiliares.
- 1 Panel para control de bancos de condensadores,
- 1 Panel para cada uno de los alimentadores de
46 Kvo
- 1 Panel para salida de 13,8 Kv0
- 1 Panel para cargador de baterías 0
- 1 Panel para sistema de alumbrado e
b. REQUERIMIENTOS DE SALAS EN LA CONSTRUC -
CION
- 1 Sala de tableros de control y comunicaciones 0
- 1 Sala de compresores y cámaras de aire, con
179.
su respectivo tablero de control y maniobra 0
1 Sala de baterías 0
- 1 Sala de taller..
- 1 Sala de servicios varios para el personal que
opera en la subestación o
c. FUNCIONALIDAD
Los tableros de control, tipo DÚPLEX, son adecuados
dentro del punto de vista funcional, el que consta de
dos cuerpos con un acceso al interior por un costado
lateral„
En la parte frontal se colocarán en la parte superior
lámparas de señalización y simétricamente, siguiendo
hacia abajo los instrumentos de medida con s us res-
pectivos conmutadores; diagrama mímico de barras con
sus respectivas llaves de mando para los diferentes e
quipos o
En la parte inferior de los tableros habrán tomas de
pruebas CTS-VTS de corriente y voltaje respectiva —
mente para calibración y prueba de instrumentóse
En la parte posterior del panel se colocarán conveniern
temente todos los relés de protección principales y
auxiliares y algún otro instrumento de control o regis
180,
tro, que por su tamaño no convenga ubicarlo en el la_
do frontal del panel 0
En todo caso la disposición de instrumentos y relés
de protección, quedará a -cargo del constructor de los
tableros de control, el que deberá presentar en su p_
ferta el plan de disposición.
L_as alarmas acústicas serán colocadas adecuadamen-
te sobre los tableros de control „
Habrá un sistema de alumbrado de emergencia con co
rriente continua proveniente de las baterías 0
d. MANDO DE LOS DIFERENTES EQUIPOS
El mando se efectuará con el accionamiento de llaves
de manija desde los tableros respectivos, chequeando
su funcionamiento correcto con la ayuda de las lámpa_
ras de señalización y focos piloto 0
CAPITULO XI
SEGURIDADES
La seguridad del equipo y la continuidad del servicio depen-
den de los siguientes factores:
a o De la acertada selección de los niveles básicos de ais
lamiento del equipo de pararrayos, seccionadores, dis
yuntores y transformadores 0
La ejecución precisa de la instalación a partir del
proyecto respectivo, la selección de los equipos, ma
teriales y herramientas auxiliares para el montaje.
El personal de trabajadores y técnicos que realizan y
supervisan la obra, los que deben ser de responsabi-
lidad y solvencia calificada D
bo Del empleo de dispositivos integrales que funcionan a
base de temperatura y corriente los que pondrán en
marcha ventiladores adicionales para la refrigeración,
como en el caso de la unidad transformadora,,
Co El empleo de unidades dobles, tanto en líneas como en
el sistema de barras y unidades transformadoras, ca
da una con capacidad suficiente para la carga total a
182.
signada para el sistema en particular, lo cual facili-
tara la reparación y mantenimiento de una de las una
dades, sin ocasionar interrupciones 0
d. Los cables de guarda, los que deben cubrir toda el
área de la subestación, protegiendo así el equipo, ba_
rras y líneas de las posibles descargas atmosféricas.
e o Por principio, todas las instalaciones eléctricas debe_
rán ser autorizadas por la oficina legal correspondiera
te, antes de ser puestas en servicio» Pero entratári
dose de subestaciones, líneas aéreas, líneas subterra
neas e instalaciones ocultas en particular, la autori-
zación deberá preceder a la ejecución»
f. I_a instalación en lugares peligrosos en donde es fácil
o posible la existencia de gases o vapores en cantidad
suficiente para constituir mezclas combustibles o
explosivos con el oxígeno o el óxido nitroso; a este
respecto la instalación eléctrica debe ofrecer el gra
do más alto de seguridad 0
g. PRESCRIPCIONES DE REGLAMENTO
El reglamento sobre estaciones transformadoras y en
la parte que corresponde a instalaciones a la intempe_
ríe, establece lo siguiente:
183.
g01 Clima, Temperatura y Viento
Se tomará en cuenta la temperatura mínima del lu -
gar donde se proyecta el emplazamiento de la subes-
tación, para efectos de posibles entorpecimientos de
los mandos, por la influencia de la niebla, helada o
bajas temperaturas que influencian en los aceites de
disyuntores y transformadores 0
Estructuras de construcción y material adecuado para
que resistan las variaciones de temperatura, humedad,
fenómenos eléctricos, etc.
Se tomará también en cuenta la velocidad y dirección
del viento.
g,2 Cierre exterior del lugar de la subestación, protegien
do con malla metálica de una altura mínima de 2,20
mts,, y de buena consistencia, con el fin de evitar
el acceso de personas extrañas al personal de opera
ción, al interior del patio 0
g.3 En la zona libre que cubre a la malla de la subesta-
ción y que debe ser igual a 1,5O mtsB -f- 1 ,2O cm.
. por Kv. de la tensión de servicio, no se debe ubicar
ningún equipo de alta tensión»
184,
g04 Los pasos y accesos para el personal de servicio de_
ben tener un ancho mínimo de 1,5O mts.3 entre las
partes no sometidas a tensión, las que deben estar
bien conectadas a tierra 0
CAPITULO XII
INFORMACIÓN GENERAL
a. Todos los materiales que se suministren para su cons.
trucción deben ser nuevos y de la mejor calidad 0
b. Las estructuras de acero serán diseñadas de acuerdo
a las disposiciones del equipo -y de las líneas, con di,
ferentes características de acuerdo a la función que
desempeñan los pórticos como se indican en los pla-
nos o
e» NORMAS:
Los diferentes equipos de la subestación, materiales
y modalidad de construcción, estarán sujetos a nor-
mas que deben indicar las firmas oferentes del equi
CONDICIONES DE SERVICIO
Todo el equipo y materiales deben ser diseñados y
construidos para funcionamiento en servicio continuo,
para 20800 metros de altura y con variaciones am -
bientales, como indican los datos meteorológicos da-
dos en tablas adj untas «
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BIBLIOGRAFÍA
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Autor: ZOPPETTI
28 Plantas Eléctricas: Teoría y Proyecto
Autor: CARLOS LUGA M.,
30 Líneas e Instalaciones Eléctricas
Autor: CARLOS LUCA M.,
4. Electrical Engineering
Autor; E. KNOWLTON
5. Distribution Systems
WESTINGHOUSE
6. Schemario Impianti Electtrici
Autor: G. BIASUTTI
7. Power System Stability, Vol. I and II
Autor: KIMBARK
8. Matemática Superior para Ingenieros y Físicos
Autor: I,S. SOKOLNIKOFF Ph. D.
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90 Información Técnica
HITACHI LTD. Tok/o, Japón.
1O. Información Técnica
Instituto Ecuatoriano de Electrificación (INECEL)
Quito, Ecuador