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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
DISPOSICIÓN DE EQUIPOS EN SUBESTACIONESDE POTENCIA MEDIANTE EL USO DE AUTOCAD
PEDRO ENRIQUE VILLACRES PAREDES
Tesis previa a la obtención del título de ingeniero ensistemas eléctricos de potencia.
Quito, abril de 1999.
Certifico que la presente tesis ha sido realizada en
su totalidad por el Sr. Pedro Villacrés Paredes,
bajo mi dirección.
Ing. Paúl Ayota/G.
DIRECTOR DE TESIS
AGRADECIMIENTO
Al Ing. Paúl Ayora G.
Magnífico profesor,
ser humano ejemplar.
_ ^ . i , ;in . j ng
DEDICATORIA.
La culminación de mi carrera no hubiera sido posible sin el apoyo y el
cariño de las siguientes personas:
Luis Abdón y Rosa Elvira, mis amados padres.
Ana María y Jeaneth, mis hermanas.
Inés, mi prima y su esposo Luis.
Germánico y Klever, mis primos.
Este trabajo les pertenece tanto o más que a mí.
P.E.V.P.
1. INTRODUCCIÓN í
J . l ANTECEDENTES l1.2 OBJETIVOS 21.3 ALCANCE 2
2. DISTANCIAS DIELÉCTRICAS 3
2.1 DEFINICIONES PRELIMINARES 32.1. J Voltaje nominal de un sistema trifásico , 32.1.2 Voltaje máximo de un sistema trifásico... 32.1.3 Voltaje máximo de un equipo 32.1.4 Aislación externa 42.1.5 Aislación interna 42.1.6 Aislamiento autoregenerable 42.1.7 Aislamiento no autoregenerable , 42.1.8 Factor de falla a tierra , 42.1.9 Sobrevoltaje 52.1.10 Sobrevoltajes por maniobra 52.1.11 Sobrevoltajes por rayos 52.1.1.2 Sobrevoltaje temporal 52.1.13 Voltaje tolerable 62.1.14 Voltaje nominal tolerable de impulso por rayo (maniobra) ó2.1.15 Voltaje nominal tolerable de frecuencia industrial de corla duración 62.1.16 Nivel de aislamiento nominal de equipos 62.1.17 Nivel de protección de un dispositivo de protección 62.1.18 Factor de seguridad, en un dispositivo de protección 72.1.19 Rangos de voltaje máximo de equipos 7
2.2 SOBREVOLTAJES EN SISTEMAS DE POTENCIA 82.2.1 Voltajes de frecuencia industrial 92.2.2 Sobrevoltajes temporales 92.2.3 Sobrevoltajes por maniobra 102.2.4 Sobrevoltajes por rayos 11
2.3 PRINCIPIOS BÁSICOS DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 122.3.1 Pruebas dieléctricas 122.3.2 Aislamientos autoregenerable y no autoregenerable 142.3.3 Selección del tipo de prueba 152.3.4 Protección del aislamiento contra Sobrevoltajes: el pararrayos 16
2.3.4.1 Principales características 182.3.4.2 Respuesta del pararrayos de ZnO a los impulsos 11J2.3.4.3 Característica voltaje-tiempo 202.3.4.4 Selección del voltaje nominal del pararrayos (arrester rating) 222.3.4.5 Otras consideraciones 26
2.3.5 Coordinación de aislamiento 262.3.5.1 Característica de protección del pararrayos 272.3.5.2 Factor de segundad 28
2.4 DISTANCIAS FASE-TIERRA 312.5 DISTANCIAS FASE-FASE 332.6 EFECTO DE LA ALTURA DEL SITIO DE LA INSTALACIÓN SOBRE LAS DISTANCIAS DIELÉCTRICAS. ...342.7 DISTANCIAS DE SEGURIDAD Y MANTENIMIENTO 35
2.7.1 Distancias básicas 352.7.2 Separaciones en relación al suelo 362.7.3 Separaciones mínimas para mantenimiento de equipos sin voltaje en subestacionesenergizadas 372.7.4 Pasillos y caminos de acceso dentro de la instalación 39
3. DISTANCIAS DIELÉCTRICAS Y DE SEGURIDAD UTILIZADAS POR EL PROGRAMA.39
3.1 GENERAL 393.2 PATIO DE 69 KV 433.3 PATIO DE 138 KV 453.4 PATIO DE 230 KV 47
3.5 PATIO DE TRANSFORMADORES 493.6 DISTANCIAS ENTRE PATIOS. 51
4. CONCLUSIONES......... - 61
5. REFERENCIAS - - -.63
ANEXO A. MANUAL DELUSUARIO SEPARATA
ANEXO B. IVJÜVNUALDELPROGRAMADOR. FUNCIÓN "MODELO" B-l
B.l EL ARCHIVO MARCAS.DFS ,„, , B-4B.2 FUNCIONES UTILIZADAS EN EL PROGRAMA MODELO., B-5
B.2.1 Inicio B-5B.2.2 Me_dialog ; B-5B.2.3 Nuevo B-6B.2.4 Okeyeq B-6B.2.5 Ñame............ ...B-7B.2.6 Directorio........ B-7B.2.7 Inic B-7B.2.8 Verify B-10B.2.9 Puntos B-ll
ANEXO C. MANUAL DEL PROGRAMADOR. FUNCIÓN "DDS" C-l
C.l EL ARCHIVO PATIO.DFS... C-6C.2 FUNCIONES DEL PROGRAMADOS C-7
C.2.1 Inijxt C-7C.2.2 Carga_eq C-7C.2.3 Estjac... ..C-10C.2.4 Set_mayor , C-10C.2.5 CalJ>asic..... C-10C.2.6 Dimjnayor .....C-10C.2.1 H_equipos. .....C-10C.2.8 KTbase.. C-10C.2.9 H_electrodo, ..C-10C.2.10 X_mínimo C-llC.2.11 Xint_sec........ ...C-llC.2.12 Cal_detalle C-llC.2.13 Set_defa C-12C.2.14 Dist_dialog C-12C.2.15 Set_dis__mayor ......C-12C.2.16 Cal_detalleJ C-12C.2.17 Set_defa_t.... C-12C.2.18 Distjrafo ..C-12O2.19 Set_dis_trafo..... C-l 3C.2.20 Set_rnenor C-13C.2.21 Dim_menor .C-13C.2.22 Set_dis_menor........ C-13C.2.23 Funjnic ...C-13C.2.24 Inicio C-13C.2.25 Patio_alto C-14C.2.26 Si^altod...... .C-14C.2.27 Patiojrafo ..C-14C.2.28 Patio_bajo ....C-14
111
C.2.29 Si_bajot.... C-15C.2.30 Fio Jsp ....C-15C.2.31 Archivo ..... C-15C.2.32 InsertjSu...... .............C-15
C.3 ACCIONES EJECUTADAS CUANDO EL USUARIO EDITA LAS DISTANCIAS C-16C.4 PATÍOS CON ESQUEMA DE BARRAS DOBLE BARRA.. C-21
C.4.1 Modelación C-21C.4.2 Coorded ..C-22C.4.3 Tonda............................................. C-22C.4.4 Inseqd C-22C.4.5 Barrasd...... .............................C-23C.4.6 Cablesd C-23C.4.7 Puntitod ....C-23
C.5 PATÍOS CON ESQUEMA DE BARRAS BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA. C-24C.ó PATIO DE TRANSFORMACIÓN.. C-25
C.6.1 Coordet .......C-25C.6.2 Inseqt '.. C-26C.6.3 Barrast C-26C.6.4 Pimtitot.................................................... C-26C.6.5 Barrastm C-26
ANEXO D. SUBESTACIONES TÍPICAS DEL JNECEL D-l
ANEXO E. EJEMPLO DE APLICACIÓN E-l
E.l PATIO DE 230 KV...... ..........E-lE.2 PATIO DE 138 KV....................................................... E-2E.3 PATIO DE TRANSFORMACIÓN .....E-2E.4 RESULTADOS OBTENIDOS. E-3
E.4.1 El archivo prueba.Isp E-8E.4.2 El archivo pruebad.lsp E-9
1. INTRODUCCIÓN.
1.1 Antecedentes.
Una estación o subestación eléctricas están constituidas por un conjunto de equipos,
aparatos y circuitos que tienen la función de modificar los parámetros de la potencia
eléctrica (voltaje y corriente) y de proveer un medio de interconexión entre las
diferentes líneas de un sistema. Su diseño y construcción implica la consideración de
una serie de aspectos tanto eléctricos como de otras disciplinas (geología, ingenierías
civil y mecánica).
Entre los estudios eléctricos, se deben incluir:
ubicación geográfica cíe la subestación, respecto de los centros de generación y de
consumo.
determinación de la potencia que va a manejar la subestación, en estado de
operación normal, mediante un estudio de flujo de potencia y en caso de fallas,
mediante un análisis de cortocircuitos.
esquemas de los patíos de maniobra de acuerdo con la función del sistema del cual
forman parte (transmisión, subtransmisión, distribución) para satisfacer las
exigencias de disponibilidad y flexibilidad que requiere el servicio.
coordinación de aislamiento.
sistema de protecciones.
• análisis de costos.
Dentro de la coordinación de aislamiento, la disposición de equipos en la subestación
debe considerar la seguridad de la instalación, la continuidad de servicio, y la seguridad
del personal de operación y mantenimiento.
Por otro lado, los enormes avances en el área informática, permiten en la actualidad
disponer de programas computacionales que facilitan el trabajo en prácticamente todas
las áreas del quehacer humano, principalmente en los complejos trabajos de ingeniería.
Los programas de CAD (Computer Áided Design) se han extendido en todo e] mundo
por constituir una importante herramienta en el diseño y simulación de sistemas. De este
grupo de programas, AutoCAD sobresale por su arquitectura abierta que permite a sus
usuarios crear menúes personalizados, cuadros de diálogo y PROGRAMAS de aplicación.
AutoLISP es el lenguaje de programación especialmente adaptado para obtener toda la
potencia y prestaciones de AutoCAD en tocios los campos del diseño. La Ingeniería
Eléctrica no podía mantenerse al margen, de esta comente progresista, por ello se
plantea el tema de la automatización para la ubicación de equipos en estaciones y
subestaciones.
Para la ubicación del equipo se debe considerar el tamaño de los mismos, las
separaciones dieléctricas fase-tierra y fase-fase y las distancias de seguridad y
mantenimiento. El presente trabajo se concreta en crear un programa en AutoLISP, que
sirva para modelar los equipos usados en subestaciones. El modelo permitirá establecer
los límites de proximidad entre equipos y entre equipos y tierra o estructuras aterrizadas,
de acuerdo a la necesidad y al criterio del usuario del programa, para posteriormente, en.
un segundo módulo del programa, dibujar los diferentes patios de una estación,- esto es
patio de voltaje mayor, de voltaje menor y de transformadores.
1.2 Objetivos.
- Crear un programa en. AutoLISP que permita dibujar los diferentes patios de
maniobra de una subestación, considerando las distancias dieléctricas fase-tierra,
fase-fase y distancias de protección y mantenimiento.
1.3 Alcance.
El programa comprende dos módulos. El primero sirve para la modelación de equipos
de estaciones convencionales, alimentadas por líneas aéreas. Esta modelación se basa en
un gráfico del equipo, realizado por el usuario en. AutoCAD y consiste en crear un
archivo que contenga los datos de las dimensiones de dicho equipo y los puntos
terminales de sus aisladores (bushings). Tal archivo tiene un formato adecuado para que
AutoLISP lo pueda leer posteri.onn.ente.
El segundo módulo ubica los equipos en una estación. Para esto se requiere que el
usuario del programa ingrese la altura del sitio en donde se instalará la estación, y
seleccione los equipos a usarse. El programa determinará las distancias adecuadas y las
pondrá a consideración, del usuario, quien está en. libertad de aceptarlas o modificarlas.
Este proceso se Lo realiza en un ambiente amigable mediante el uso de cuadros de
diálogo.
En cuanto a los esquemas de barra, para los patios de las estaciones se consideran, los
esquemas de "barra principal, y transferencia33 y "doble barra", que son usados en los
sistemas de transmisión y subtransmisión del país, con voltajes de 230, 138 y 69 kV,
2. DISTANCIAS DIELÉCTRICAS
2.1 Definiciones preliminares
Las siguientes definiciones han. sido adoptadas por la "Comisión Electrotécnica
Internacional" y son presentadas en su norma IEC 71 (Coordinación de aislamiento).
2.1.1 Voltaje nominal de un sistema trifásico.
Es e] voltaje eficaz fase—fase para el cual el sistema es diseñado y se lo toma como
referencia paira definir ciertas características operativas del sistema.
2.1.2 Voltaje máximo de un sistema trifásico.
Es el. máximo voltaje eficaz fase-fase que se puede presentar bajo condiciones de
operación, normales en un instante y en ira punto dado del sistema. Se excluyen, voltajes
transitorios (como los debidos a una acción de maniobra) y variaciones temporales de
voltaje debidas a condiciones anormales de] sistema (como las debidas a condiciones de
falla o la súbita desconexión de grandes cargas).
2.1.3 Voltaje máximo de un equipo.
Es el máximo voltaje eficaz fase-fase paira el cual el aislamiento del equipo es diseñado,
y que se toma como referencia para establecer otras características del equipo que se las
considera en las normas de equipos apropiadas.
Este voltaje es el valor más alto del "voltaje máximo del sistema" para el cual el equipo
puede ser usado. En este trabajo, el voltaje máximo para un equipo será representado
por Um.
En sistemas con voltaje máximo de equipos igual o mayor que 123 kV, este voltaje Um,
en general., no es materialmente diferente del voltaje máximo del sistema. En. sistemas
donde Um <123 IcV, el voltaje Um puede ser más alto que el voltaje máximo del sistema,
debido a que cada valor estándar de Um se aplica a diferentes voltajes nominales, los
cuales pueden diferir, cuando más, en un 20% (por ejemplo: Um = 24 kV cubre 20 kV y
22 kV) y tiene por tanto valores diferentes del voltaje máximo del sistema.
¡í.¿-V?£-nt> ~ "-
" ' " ' • • 4
2.1.4 Aislación externa.
Está constituido por las distancias en aire y las superfl.ci.es de aislamiento sólido del
equipo, en contacto con el aire, que están sujetas a esfuerzos dieléctricos y a los efectos
de las condiciones atmosféricas y otras de tipo externo como polución, humedad.,
animales, etc.
2.1.5 Aislación interna.
Las partes internas (sólidas, líquidas o gaseosas) del aislamiento del equipo, las cuales
están protegidas de los efectos cíe las condiciones atmosféricas y otras de tipo externo
como polución, humedad, animales, etc.
2.1.6 Aislamiento autoregenerable.
Es el aislamiento que regenera completamente sus propiedades dieléctricas después de
una descarga di.srupti.va, causada por un voltaje de prueba. El aislamiento de este tipo es
generalmente, pero no necesariamente, aislamiento externo.
2.1.7 Aislamiento no autoregenerable.
Es el aislamiento que pierde sus propiedades dieléctricas o no las recupera
completamente después de mía descarga disruptiva, causada por un voltaje de prueba. El
aislamiento de este tipo es generalmente, pero no necesariamente, aislamiento interno.
2.1.8 Factor de falla a tierra.
En una ubicación específica de un sistema trifásico (generalmente el sitio de instalación
de un equipo) y para una configuración del sistema específica, es la razón entre el
voltaje máximo fase-tierra eñcaz de frecuencia industrial en una fase sana durante una
falla a tierra y el voltaje fase-tierra eficaz de frecuencia industrial que se hubiera
encontrado en el sitio seleccionado en condiciones sin falla (condiciones normales de
operación).
Este factor es un número adimensional (mayor que 1) y caracteriza, en. términos
generales, las condiciones de aterrizamiento del neutro de un sistema, vistas desde el
sitio seleccionado independientemente del valor del voltaje de operación.
Los factores de falla a tierra son. calculados a partir de las componentes de secuencia de
las impedancias del sistema, vistas desde la ubicación elegida, usando para las máquinas
rotativas las reactancias subtransitorias.
Si para todas las posibles configuraciones topológicas del sistema, se cumplen las
condiciones indicadas en la ec. 1, el factor de falla a tierra no será mayor que 1.4.
Xo Ro< 3 y ' ' < 1 Fe 1•vr -1 J -\7 J-íL.. J.
A1 A!
Donde:
Xo Reactancia de secuencia cero.
X, Reactancia de secuencia positiva.
Ro Resistencia de secuencia cero.
2.1.9 Sobrevoltaje.
Voltaje función, del tiempo, entre una fase y tierra o entre fases, cuyo valor (o valores)
exceden el correspondiente valor pico (Um ^2/^3 ó Un, "V2, respectivamente) obtenido
del voltaje máximo del equipo.
2.1.10 Sobrevoltajes por maniobra.
Un sobrevoltaje fase-tierra o fase-fase en una ubicación dada de un sistema debido a
una operación específica de maniobra, falla u otra causa, cuyo aspecto puede ser
considerado, para propósitos de coordinación de aislamiento, como similar al de la onda
de impulso estándar usada para pruebas de impulsos por maniobra (el impulso por
maniobra normalizado tiene un tiempo de cresta de 250 j.ts y nn tiempo para medio
valor de 2500 ¡as). Tales sobrevoltajes son usualmente rápidamente amortiguados.
2.1.11 Sobrevoltajes por rayos.
Un sobrevoltaje fase-tierra o fase-fase en una ubicación dada de un. sistema debida a la
descarga de un rayo u otra cansa, cuyo aspecto puede ser considerado, para propósitos
de coordinación de aislamiento, como similar al de la onda de -impulso estándar usada
para pruebas de impulsos por rayos (el impulso por rayo normalizado tiene un tiempo de
frente de onda de 1.2 jas y un. tiempo para medio valor de 50 |.ts, como se especifica en
la publicación 60 de DSC).
2.1.12 Sobrevoltaje temporal.
Un sobrevoltaje fase-tierra o fase-fase oscilatorio en. un. punto dado, de relativamente
larga duración y que es no amortiguado o es solo levemente amortiguado.
Los sobrevoltajes temporales usualmente se originan en operaciones de maniobra o en
fallas (por ejemplo, rechazo de carga o fallas monofásicas) y/o en no-linealidades
(efectos de ferro-resonancia o armónicos). Pueden ser caracterizados por su amplitud,
sus frecuencias de oscilación, y por su duración total o su decre.m.ento.
2.1.13 Voltaje tolerable.
Es el voltaje máximo (frecuencia industrial o impulso positivo o negativo) que puede
aplicarse a un equipo sin detrimento de su vida útil. Los impulsos se producen por rayos
o por maniobras (este último no se lo toma en cuenta en sistemas con voltaje nominal
menor de 300 kV).
2.1.14 Voltaje nominal tolerable de impulso por rayo (maniobra).
El valor de pico del impulso por rayo (maniobra) tolerable recomendado en normas, que
caracteriza la aislación de un equipo, en cuanto a pruebas de tolerancia de aislamiento.
Para aislamiento autoregenerable y cumpliendo lo que está especificado en las normas
de aparatos pertinentes, las pruebas dieléctricas se realizan para verificar que el voltaje
tolerable de impulso por rayo (maniobra) es igual o mayor que el voltaje nominal
tolerable de impulso por rayo (maniobra).
2.1.15 Voltaje nominal tolerable de frecuencia industrial de corta duración.
El valor eficaz recomendado en. normas del voltaje senoidal de frecuencia industrial que
el equipo deberá soportar durante las pruebas, bajo condiciones específicas y durante un
tiempo especificado, usualmente no mayor de 1 minuto. Este voltaje se aplica entre
partes permanentemente aisladas entre si de los equipos.
2.1.16 Nivel de aislamiento nominal de equipos.
a) Para equipos con voltaje máximo para equipo menor a 300 kV: los voltajes
"nominal tolerable de impulso por rayos" y "tolerable de frecuencia industrial de corta
duración".
b) Para equipos con voltaje máximo para equipo igual o mayor a 300 kV: los voltajes
nominales tolerables de impulso por maniobra y por rayos.
2.1.17 Nivel de protección de un dispositivo de protección.
Son los valores de voltaje pico máximos que no deberían ser excedidos en los
^^^^^SFT^SSñFKsí̂ FT-'.'" -"•*S-.v'l': >-V¿*''¿íií'-' 'CJ > r£v*wOí*í '̂ '•• ' -
.""rf ' ' ;"..f •.,"..íi5í'"''̂ ":;'-"-••-':,: - . - - . • ' • ' -
1
terminales de un dispositivo de protección cuando son aplicados, bajo condiciones
específicas, impulsos de maniobra y rayos, de forma estándar y valores nominales.
El valor para impulsos por rayos es el máximo de los siguientes valores:
• máximo voltaje de descarga con impulsos de 1.2/50 us ;
• máximo voltaje residual a la comente especificada;
• voltaje de descarga de máximo frente de onda dividido para 1.Í5. (el fabricante
generalmente onece los voltajes de descarga para 200, 500 y 800 kV/ms)
Voltaje(kv)
Nivel cíeProtección
Impulso Aplicado
Respuesta del dispositivo.
Tiempo (us)
Figura 1. Nivel de Protección de un dispositivo de protección.
2.1.18 Factor de segundad en un dispositivo de'protección..
Los factores de seguridad en un dispositivo de protección es la razón entre:
el valor del voltaje nominal tolerable de impulso por rayo del aislamiento del equipo a
proteger y el nivel de protección del dispositivo de protección.
La norma IEC recomienda factores de seguridad de al menos 1.2 para equipos con Um
dentro de los rangos B y C (ver numeral 2.1.19).
2.1.19 Rangos de voltaje máximo de equipos.
La norma LEC Publicación 71-1, estandariza los valores de] voltaje máximo de equipos
Um y los divide en tres rangos:
• rango A: mayor de 1 kV y menor de 52 kV,
• rango B: desde 52 kV hasta 300 kV,
• rango C: 300 kV y mayores.
8
2.2 Sobrevoltajes en sistemas de potencia.
Considerando los voltajes y sobrevoltajes a que está sometido, los esfuerzos eléctricos
sobre el aislamiento pueden ser clasificados como sigue:
• voltajes de frecuencia industrial, en. condiciones normales de operación;
• sobrevoltajes temporales,
sobrevoltajes por maniobra,
sobrevoltajes por rayos.
En las definiciones preliminares, los sobrevoltajes fueron clasificados tomando como
referencia la forma de la onda del voltaje, que determina los efectos de tales
sobrevoltajes en el aislamiento y en los dispositivos de protección, sin considerar la
causa de los sobrevoltajes.
El término sobrevoltajes temporales se refiere a sobrevoltajes sostenidos, o a
sobrevoltajes que tienen algunos picos sucesivos, con un decremento de amplitud que
hace que se lo pueda comparar con un sobrevoltaje sostenido de frecuencia industrial o
de una frecuencia armónica.
Los términos sobrevoltajes por maniobra o sobrevoltajes por rayo se refieren a
sobrevoltajes para los cuales sólo el máximo valor de pico debe ser considerado y
pueden ser representados, con respecto a sus efectos sobre el aislamiento y dispositivos
de protección, mediante los impulsos normalizados de maniobra y rayos usados en las
pruebas. Los nombres anteriores han sido escogidos debido a que tales sobrevoltajes
generalmente, pero no siempre, se originan en operaciones de maniobra o descargas por
rayos.
Por ejemplo, la energización de una línea en cuyo extremo se tiene un transformador,
produce el aparecimiento de un sobrevoltaje que puede ser considerado como originado
por maniobra o temporal, dependiendo del decrcmento de los picos sucesivos (es decir,
dependiendo de los parámetros del circuito). Como otro ejemplo: una falla fase a tierra,
puede generai* sobrevoltajes paso, similares a aquellos debidos a rayos. Por otro lado,
una onda de impulso por rayo transferida a través de un transformador mediante
acoplamiento inductivo entre bobinas .puede producir en el lado secundario del
transformador impulsos de largo frente de onda, similares a los debidos a operaciones de
maniobra.
2.2.1 Voltajes de frecuencia industrial.
Bajo condiciones normales de operación, los voltajes de frecuencia industrial pueden
variar algo en. magnitud y pueden ser descritos mediante la distribución de probabilidad
al rededor del valor promedio de operación. Los parámetros de esta distribución serán
diferentes de un punto del sistema a otro. Para propósitos de diseño de aislamiento y su
coordinación, el. voltaje de frecuencia industrial debería sin embargo ser considerado
como constante e igual al voltaje máximo para equipos.
En el rango A y en. el B hasta 72.5 kV; el voltaje máximo de equipos puede ser
significativamente mayor que el voltaje máximo de sistema, como se indica en el
numeral 2.1.3. Por motivos de estandarización, se asume sin embargo que el aislamiento
del. equipo será siempre capaz de operar satisfactoriamente al voltaje máximo de
equipos inmediatamente superior, si no Igual, al voltaje máximo de sistema [1].
2.2.2 Sobrevoltajes temporales.
Los sobrevoltajes temporales generalmente provienen de:
a) Fallas a tierra.
El sobrevoltaje a frecuencia industrial en las fases sanas, cuando otra fase es
accidentalmente aterrizada., depende -en un punto dado del sistema- del tratamiento del
neutro del sistema respecto a tierra, que es caracterizado por su factor de falla a tierra en
ese punto.
En principio, existen tantos valores de factor de falla a tierra en un sitio dado, como
posibles configuraciones diferentes de] sistema. El factor que caracteriza el sitio
considerado es el máximo de tales valores. Las configuraciones del sistema que deben
ser consideradas son las que existen durante una falla, de esta forma se debería tomar en
consideración los cambios en el sistema que pueden ser producidos por la misma falla,
por ejemplo, los producidos por interruptores (desconexión cíe líneas, seccionamiento de
carga, etc.).
Además, los sobrevoltajes a frecuencia industrial que pueden aparecer en una fase sana
durante una falla a tierra en particular no dependen sólo del valor del factor de falla a
tierra, sino también del valor del voltaje fase-fase en el instante de la falla. Este voltaje
fase—fase será general mente tomado como el voltaje máximo del sistema.
En muchos casos, será suficiente considerar un solo factor de falla a tierra que cubra
10
todas las posibles ubicaciones de fallas en el sistema y sus posibles configuraciones.
b) Cambios súbitos de carga.
En condiciones normales de operación, el voltaje fase-fase no excede el valor del
voltaje máximo del sistema, pero valores mayores pueden aparecer temporalmente en el
caso de súbitas desconexiones de grandes cargas. Estos valores dependen de la
topología después de la desconexión y de las características de las fuentes (potencia de
corto circuito en la estación, velocidad y regulación de voltaje de los generadores, etc.).
Este aumento de voltaje puede ser especialmente importante en el caso de rechazo de
carga en el extremo final de una larga línea cuyo efecto capacitivo elevará el voltaje
considerablemente.
Debido a las características de los sistemas, sobrevoltajes de este tipo son más severos
en el rango de voltaje C que en los rangos A y B.
c) Resonancia y ferroresonancia.
Sobrevoltajes temporales debidos a estas causas generalmente aparecen cuando son
energizados circuitos con. grandes elementos capacitivos (líneas, cables, bancos de
capacitores) y elementos inductivos (transformadores, reactores shunt) que tienen
características de magnetización no lineales, o como resultado de repentinas variaciones
de carga.
Estas situaciones son generalmente encontradas para sistemas en los rangos B y C, en e]
caso de una línea débilmente cargada, alimentada o terminada por un transformador, que
puede mostrar oscilaciones armónicas y sobrevoltajes pronunciados si la frecuencia de
la parte lineal del sistema corresponde a una de las armónicas de la corriente de
magnetización del transformador.
2.2.3 Sobrevoltajes por maniobra.
Los sobrevoltajes por maniobra, como se estableció antes, pueden ser simulados por un
impulso de maniobra estándar, una onda aperiódica con duración de frente del orden de
cientos de microsegundos y una duración de cola.de] orden de miles de microsegundos.
Estos causan, un esfuerzo en varias paites de una ais!ación en casi las mismas
proporciones que voltajes de frecuencia industrial, pero no son repetitivos y es
normalmente significativo sólo un pico de una polaridad.
11
Estos sobrevoltajes generalmente pro vienen de:
a) energización de líneas y reconexión,
b) fallas y despeje de fallas,
c) maniobra de corrientes capacitivas y de pequeñas o moderadas corrientes inductivas,
d) rechazos de carga,
e) descargas por rayos (la primera o las subsecuentes componentes del arco eléctrico de
un rayo).
Los sobrevoltajes de los casos a) hasta d) dependen de las características de los equipos,
especialmente de los interruptores, transformadores y reactores shunt. Estos
sobrevoltajes pueden ser, generalmente, reducidos por una adecuada selección de tales
características, por ejemplo, en el caso a) mediante el uso de resistencias de preinserción
o reactores shunt, y en el caso c) mediante el uso de pararrayos conectados entre el
interruptor y el transformador.
2.2.4 Sobrevoltajes por rayos.
Los sobrevoltajes por rayos pueden ser simulados por un. impulso de rayo normalizado,
una onda aperiódica con una duración de frente del orden de un microsegimdo y una
duración de cola de algunas decenas de microsegundos.
Estos sobrevoltajes se deben a las descargas atmosféricas y por lo general se manifiestan
inicialmente sobre las líneas de transmisión, pudiendo ocurrir por:
descargas directamente sobre la línea de transmisión.
* descargas sobre estructuras (torres o postes) o sobre los Míos de guarda en las líneas
de transmisión.
• descargas a tierra (suelo) en. las proximidades de la línea de transmisión.
Los sobrevoltajes que provocan esfuerzo en el aislamiento de subestaciones dependen
de la construcción de las líneas y la configuración del sistema. La configuración de la
estación tiene gran influencia si el tiempo de viaje de las ondas dentro de la estación no
es despreciable en. relación al tiempo de frente de onda del impulso [1].
Las descargas de rayos que producen sobrevoltajes importantes dentro del rango B y C
son las descargas directas en conductores de fase o descargas en torres o cables de
apantallamiento con subsecuentes '"descargas inversas" [1].
El concepto de las descargas inversas se explica .en detalle en la referencia [8].
2.3 Principios básicos de coordinación de aislamiento.
La coordinación de aislamiento comprende la selección del nivel de aislamiento
nominal (ver numeral 2.1.16) de los • equipos y componentes de una estación,
considerando los voltajes que pueden aparecer en el sistema.
En esta selección, se debe tomar en cuenta las características de dispositivos de
protección disponibles, y se debe tratar de reducir a un nivel económico y operacional
aceptable, la PROBABILIDAD de que las exigencias de voltaje impuestas al equipo cause
daño al aislamiento del equipo o afecte la continuidad de servicio.
2.3.1 Pruebas dieléctricas.
Los siguientes tipos de pruebas dieléctricas son consideradas en la norma IEC:
• pruebas de frecuencia industrial de corta duración (1 min.),
• pruebas de frecuencia industrial de larga duración,
pruebas de impulso por maniobra,
pruebas de impulso por rayo.
Las pruebas de impulso por maniobra y por rayo pueden ser de tolerancia a la descarga,
para un adecuado número de impulsos de voltaje de valor nominal aplicado al
aislamiento, o de 50% de descargas disraptivas, en. las cuales la capacidad del
aislamiento para soportar impulsos del voltaje tolerable nominal se deduce de la
medición de su voltaje de descarga disruptiva de 50% (esto, por supuesto, es posible
solamente en el caso de aislamientos autoregenerables).
Las pruebas de frecuencia industrial de corta duración son pruebas de tolerancia a la
descarga.
La selección de las pruebas dieléctricas, de acuerdo a la norma IEC 71, es diferente en.
los rangos de voltaje A, B, C. Esta selección puede ser influenciada por el tipo de
equipo.
En los rangos A y B, el comportamiento bajo voltaje de operación de frecuencia
industrial, sobrevoltajes temporales y sobrevoltajes por maniobra, en general, es
chequeado mediante una prueba de corta duración a frecuencia industria].
El comportamiento ante sobrevoltajes por rayo es chequeado mediante una prueba de
impulso por rayo.
En estos rangos de voltaje, la coordinación de aislamiento para sobrevoltajes por
maniobra puede ser generalmente ignorada y no es necesaria una prueba de impulsos
por maniobra [1]
La vejez del aislamiento interno y la contaminación del externo, cuando pueden, afectar
el comportamiento bajo operación a voltaje de frecuencia industrial y sobrevoltajes,
generalmente requieren pruebas de larga duración de frecuencia industrial.
Voliaje máximo para equipos Um
(eficaz)
kV
l>¿
/ ¿.0
1 ¿o "-- -~^^^
-I 1 r -cr""I 4o ^-— -^^^^
I / U *•— • -^^^
^?Cr---̂
\e tolerable Nominal de
impulso por rayos
(pico)
kV
¿.ou
o¿.l»
^___-— - -^ 4ÜU
^ — — üuu
^^, — --* uoU
/ oU
~~~~—~, ncr,^
^ ^~"v- ri^n
1 050
Voltaje tolerable Nominalde corta duración a freq.
Ind.
(eficaz)
kV
yo
T4U
1uO
¿.JU
¿ib
¿¿5
OPAoUU
OÜO
460
Tabla 1. Niveles de aislamiento normalizados para 52 kV < Um < 300 kV.
En. la tabla 1 se proporciona, las combinaciones recomendadas del voltaje máximo para
equipos en el rango B y las dos componentes del nivel de aislamiento establecidas en el
numeral 2.1.16:
voltaje tolerable nominal de impulso por rayos.
voltaje tolerable nominal de corta duración a frecuencia industrial.
La tabla 1 está basada en la proposición de que, en. este rango de voltajes, los
sobrevoltajes por rayos tienen prioridad en la selección de los niveles de aislamiento y
asocia uno o más niveles de aislamiento recomendados con cada valor estándar del
voltaje máximo del equipo.
14
No se deben emplear voltajes de prueba intermedios. Cuando se presenta más de un
nivel de aislamiento, el nivel más alto es apropiado para equipos situados en sistemas
donde el factor de falla a tierra es mayor que 1,4. Varios niveles de aislamiento pueden
existir en el mismo sistema, apropiados para instalaciones situadas en diferentes sitios o
para diferentes equipos situados en la misma instalación.
En cada caso, la coordinación de aislamiento presupone algún conocimiento de la
magnitud de los sobrevoltajes que se pueden, presentar en la zona de instalación del
equipo, considerando contingencias del sistema, las características eléctricas del sistema
y del. equipo y la experiencia en sistemas similares.
2.3.2 Aislamientos autoregenerable y no autoregenerable.
Sobre la robustez dieléctrica de un equipo, el grado de información, que se puede
obtener directamente puede ser mayor para aislamiento autoregenerable. Sin. embargo,
en el caso de aislamiento no autoregenerable, la importancia económica para el
fabricante del riesgo de tener equipos devueltos, le obliga a diseñar el. equipo para una
muy baja probabilidad de falla bajo prueba. Considerando estos factores, en. la
Publicación ÍEC 71-1 no se hace ninguna diferencia entre niveles de impulsos
tolerables, en relación al tipo de aislamiento o la naturaleza de la prueba.
Aunque e] aislamiento autoregenerable no pierde o modifica su capacidad aislante
después de una descarga disrupíiva en una prueba dieléctrica, no se debería deducir que
no pueden ocurrir daños cuando el equipo ha sido instalado, si la descarga disruptiva es
seguida de un arco de gran, potencia.
Además, los posibles daños al equipo no deben ser el único aspecto considerado en la
seJección de un aceptable riesgo de descarga en servicio, sino que se debe considerar
también la continuidad de servicio. Por ejemplo, una probabilidad más baja de falla en
el aislamiento es necesaria en el caso de las barras de una subestación que en una línea
de transmisión.
Debe recalcarse que el aislamiento de un equipo está siempre fabricado de partes
autoregenerables y no autoregenerables. Por lo tanto, en general, no se puede establecer
si el aislamiento de un aparato es autoregenerable o no autoregenerable. Pero la
probabilidad de que ocurran descargas a través de partes no autoregenerables en
presencia de partes autoregenerables puede, para diferentes tipos de equipos, ser
15
despreciable al voltaje tolerable nominal, aunque puede ser nury apreciable cerca del
voltaje de 50% de descarga disraptiva [1].
2.3.3 Selección del tipo de prueba.
Para algunos tipos de aparatos, dentro del rango de sobrevoltajes que las pruebas deben
simular, Ja probabilidad de que ocurra la descarga a través de una, parte no
autoregenerable es insignificante. En este caso, la probabilidad de descarga coincide con
la de las partes autoregenerables del equipo y su aislamiento puede ser llamado
"esencialmente autoregenerable" o simplemente "autoregenerable". Los seccionadores
pueden ser considerados un ejemplo de este tipo. En efecto, cuando se aplican impulsos
algo superiores al voltaje de 50% de descarga, durante una prueba de 50% de descarga,
el arco toma lugar, generalmente en el aire, sin ninguna perforación de la porcelana.
Para equipos con. aislamiento principalmente no autoregenerable, el costo de esta paite
del aislamiento, .no permite pruebas del equipo completo a voltajes más altos que el
tolerable nominal. El voltaje de prueba es por tanto limitado al voltaje tolerable nominal
ya que esto implica un sobreaislamiento de las partes no autoregenerables para tener una
probabilidad de descarga insignificante hasta el voltaje tolerable nominal. •
Los equipos que también, incluyen una paite de aislamiento autoregenerable que no
puede ser probada separadamente de las paites no autoregenerables, como algunos tipos
de transformadores de medición, podrían requerir un gran número de impulsos para
probar la calidad del aislamiento autoregenerable. El número de impulsos debe, por
tanto, ser restringido debido a la posibilidad de una deterioración gradual de las partes
no autoregenerables del aislamiento. El aislamiento de este tipo de equipo, que puede
ser llamado mixto, debería ser probado con una prueba de tolerancia hasta de 15
impulsos (el procedimiento de esta prueba puede ser consultado en el numeral 53 de la
Publicación IEC 71-1). Otras normas específicas proporcionan el número óptimo de
pruebas.
Para algunos tipos de equipo cuyo aislamiento es principalmente no autoregenerable,
como en transformadores de potencia, el aislamiento autoregenerable (por ejemplo, los
busliings) puede ser probado separadamente con la prueba de descarga disruptiva de
50%. Este tipo de equipo es llamado "esencialmente no autoregenerable" o,
simplemente, "no autoregenerable". El aislamiento de este tipo es verificado por medio
de la prueba convencional de tolerancia de impulso (mencionada en el numeral 54 de la
16
Publicación IEC 71-1).
Los conceptos dados hasta ahora son válidos para los diferentes equipos de una
subestación, entre ellos el aire, que se debe considerar como un aislamiento
autoregenerable.
2.3.4 Protección del aislamiento contra sobrevoltajes: e! pararrayos.
La protección contra sobrevoltajes empezó con. un pararrayos que combinaba pastillas
de carburo de silicio en serie con pequeños espacios de aire llamados "gaps" encerrados
en. una estructura aislante de cerámica.
Posteriormente, se desarrolló un nuevo tipo de pararrayos sin. gaps en serie mediante el
uso de una sustancia sintética basada en el óxido de zinc (ZnO). Esta sustancia está
compuesta de finas partículas cristalinas de ZnO de entre 5 y 10 mieras (10~6 m),
rodeadas por una delgada capa (0.1 mieras) de alta resistencia eléctrica, de manera que
las partículas de ZnO hacen contacto entre si a través de esta delgada capa, que es la que
hace posible que esta sustancia presente una característica voltaje-corriente no lineal. En
la figura 2 se presenta la estructura de esta sustancia.
- Electrodo
Partículas de ZnO
Capa de alta resistencia
Electrodo
Figura 2. Estructura del Elemento ZnO.
La resistividad (menos de I O"10 Q cm) de las partículas de ZnO es mucho menor que la
de las capas que las rodean. Por lo tanto, cuando un alto voltaje es aplicado a un
elemento de ZnO, casi todo este voltaje es aplicado a estas capas. Si este voltaje es
suficientemente alto se produce un fenómeno de multiplicación de corriente, generando
una característica no lineal, casi ideal entre voltaje y corriente.
Como se muestra en la figura 3, existe una corriente en el voltaje fase-neutro normal del
sistema en el caso del carburo cíe silicio, mientras que en el caso del ZnO, ésta es muy
pequeña (del orden de 1 a 10 uA). Como resultado, el compuesto de ZnO sirve como un
aisllSte y no requiere gaps en serie.
17
VoltajeNominal
Pararrayos Ideal
Voltaje, normal F-t (pico)
Corriente(100-500A)
Figura 3. Característica Voltaje-Corriente de los elementos SiC y ZnO.
Así, el pararrayos de resistencia no lineal consiste básicamente de una serie de grupos
de pastillas d.e óxido de zinc cuya resistencia es altamente no lineal, encerradas dentro
de ima cubierta de porcelana. Existen variaciones de este diseño básico depe.ndi.endo del
voltaje nominal del pararrayos (arrester rating). Para algunos de estos voltajes, el
pararrayos tiene dos grupos de pastillas, eléctricamente en paralelo, para incrementar la
capacidad del pararrayos de disipar energía. En otros rangos, se usa un pequeño número
de gaps llamados "shunt gaps", los cuales son conectados en paralelo con un pequeño
porcentaje del número total de pastillas para mejorar la característica voltaje-corriente
del par arrayes.
La empresa "General Electric Company" en el diseño de pararrayos estándar para varios
rangos de voltaje nominal usa los criterios indicados en la tabla 2.
Por su. parte, la compañía MElDENSHA ha añadido al ZnO, elemento base del
pararrayos.
'Voltaje nominal, del
pararrayos (kV)
2.7-48
54-360
Shunt Gaps.
No
Si
Pastillas en
paralelo.
No
No
396-588 Si Si -
Tabla 2. Diseño de pararrayos estándar marca "General Electric'*. [5].
una serie de aditivos para mejorar su característica voltaje-corriente y su capacidad de
tolerar la corriente de descarga basado en la investigación de las microestrncturas y
otros factores.
El resultado es una sustancia en cuya estructura incluye los siguientes compuestos:
ZnO+BiA + CoO + MnO + Sb203.
En la figura 4 se muestra la característica voltaje-corriente de un pararrayos con voltaje
nominal 500 kV de la empresa MEIDENSHA. En esta figura se observa que la curva es
bastante plana hasta una corriente de 1000 A, para luego ser de una pendiente un tanto
más pronunciada.
1600
1400
-̂ 1200
(U•nSOO(tiJJr-í600
400
200
Corriente en amp.
Figura 4. Característica V-I de un pararrayos MEIDENSHA de 500 kV.
2.3.4.1 Principales características.
Puesto que los pararrayos de óxido de zinc no tienen gaps en serie, su característica de
protección se debe exclusivamente a las propiedades del ZnO. Históricamente, las
características de protección de un pararrayos han sido definidas en términos del
máximo voltaje asociado con la descarga de impulsos de corriente de una magnitud
específica.
Debido a la característica no lineal V-I del elemento ZnO, una corriente de descarga
alcanza su valor pico más lentamente y desciende desde este valor más rápidamente que
el impulso de voltaje aplicado al pararrayos.
2.3.4.2 Respuesta del pararrayos de ZnO a los impulsos.
El circuito equivalente del pararrayos de óxido de zinc puede ser expresado como se
muestra en. la ñgura 5, cuando se considera su respuesta a los impulsos. En esta ñgura,
C representa la capacitancia de las pastillas de ZnO, mientras que R representa una
resistencia no lineal expresada en la ecuación. 2. '"
R = Ec. 2
donde A 3' p son constantes y V es el voltaje en los terminales del pararrayos.
Además, L es una inductancia parásita en el pararrayos.
A continuación se describe la respuesta característica del pararrayos, en base a este
circuito equivalente.
1. La corriente de carga del capacitor (Ic) empieza a circular dependiendo del valor de
la pendiente (dv/dt) de la onda de voltaje aplicado, y la comente de operación del
pararrayos (IJ circula abruptamente cuando el voltaje excede el valor VI.
2. Debido a que la corriente IR no circula antes de que el voltaje alcance el valor VI, un
tiempo de retraso aparece en esta corriente y corresponde al tiempo que el voltaje
necesita para alcanzar el valor VI, ti. (Ver ñgura 6)
Figura 5. Circuito equivalente del pararrayos.
20
Voltaj e
Corriente
Figura 6. Corriente C y comente R.
3. Cuando se aplica una serie de voltajes de prueba, cambiando únicamente su valor
pico y manteniendo constante su forma de onda, la longitud del. frente de onda del
voltaje de respuesta varía, y su valor es más pequeño cuando e! voltaje aplicado
aumenta. En otras palabras, cuando el frente de onda del. voltaje al que es sometido
el pararrayos se mantiene constante y su valor pico aumenta, el tiempo de respuesta
(tí) es más pequeño y su pendiente dv/dt es mayor. En la figura 7 se muestra el
voltaje de respuesta a impulsos de diferentes valores pico.
4. Debido a que la respuesta de voltaje varía de acuerdo a lo indicado en. el numeral
anterior, el retraso en la respuesta de corriente también cambia. Este tiempo de
retraso (ti) es casi igual al tiempo de respuesta del voltaje (tí). La figura 8 indica las
fo.nn.as de onda de la corriente de respuesta.
5. El tiempo de retraso ti no provoca que el voltaje residual se incremente, es decir, el
voltaje residual del pararrayos varía de acuerdo a la comente de descarga y está
determinado por la característica V-I del ZnO.
2.3.4.3 Característica voltaje-tiempo.
Las características de protección, como se mencionó antes, están dadas en términos de]
pico del voltaje asociado con descargas de comente de magnitud y forma de onda
determinadas. La característica voltaje-tiempo de un pararrayos es una curva que
representa los picos de voltaje asociados a varios impulsos de corriente de magnitud
constante y longitud de frente de onda variable.
El voltaje residual varía ligeramente de acuerdo a la longitud del frente de onda de una
corriente cuyo valor de pico se mantiene constante.
Esto muestra que la característica V -1 del pararrayos varía con la longitud del frente de
onda de la comente, y el voltaje residual se incrementa ligeramente cuando la longitud
del frente de onda de la corriente disminuye, siempre que el pico de la comente se
mantenga constante.
V
-t f—
\ Bajo
(Voltaje aplicado)
_L! 4 6
t (lis)
Figura 7. Formas de onda del voltaje de respuesta.
(Voltaje aplicado)Alto
Figura 8. Formas de onda ta de co.nien.te.
Esta es la característica V-t del pararrayos, que puede ser definida solamente si se
mantiene constante el pico de la corriente. Por tanto, es necesario especificar el valor de
la corriente cuando se analiza esta característica. La figura 9 indica los resultados
obtenidos de mediciones realizadas por la empresa METDENSHA.
En. estas pararrayos, cuando la corriente es 10 kA, el valor medido en t = 1 jis es apenas
6% mayor que en t = 8 jis.
Corno una referencia también se muestra la característica V-t del carburo de silicio que
es inferior a la del Zn.0.
• 1.2
•3
<ü'51X6
SiqíOkA)
0.1 0,5 1 5 810
Longitud del frente de onda de I (us)
Figura 9. Característica V-t del pararrayos.
2.3.4.4 Selección del voltaje nomina] del pararrayos (arresten raíing).
El objetivo básico de la selección, del voltaje nominal del pararrayos es determinar el
mínimo voltaje nominal del pararrayos que hará que el dispositivo tenga un adecuado
tiempo de vida útil en. el sistema de potencia. Un. pararrayos de bajo voltaje nominal es
generalmente preferido, ya que proporcionará un mayor factor de segundad para los
equipos a proteger. El incremento del voltaje nominal del pararrayos incrementa la vida
útil del pararrayos en el sistema de potencia, pero reduce el factor de segundad
proporcionado para un nivel de aislamiento específico.
Para un determinado voltaje nominal, fase-fase del sistema de potencia, diversos valores
del voltaje nominal del pararrayos que podría ser aplicado, están dados por los
fabricantes y dependen de la condición de atenizamiento del neutro del circuito. En
general, se puede decir que para un sistema con el neutro conectado a tierra se pueden
usar pararrayos con voltaje nominal menor que en el caso de circuitos cuyo neutro no
está aterrizado o se conecta a tierra a través de mía impedancia de alto valor.
Para decidir que voltaje nominal es el adecuado para una aplicación particular, se debe
considerar los siguientes esfuerzos eléctricos a los que el pararrayos estará expuesto:
• el voltaje nominal del sistema
• los sobrevoltajes temporales de frecuencia industrial.
• los voltajes de impulsos por maniobra (especialmente importantes en sistemas con.
voltajes de 345 kV o mayores).
El voltaje nominal del pararrayos seleccionado debe tener la capacidad, suficiente para
satisfacer los requerimientos cíe servicio en las tres categorías.
Voltaje Nominal del Sistema.
Los pararrayos en servicio están continuamente expuestos al voltaje nominal fase-tierra
de frecuencia industrial (60 Hz). Para cada voltaje nominal del pararrayos, existe un.
límite recomendado para la magnitud del voltaje de frecuencia industrial fase-tierra que
puede ser aplicado permanentemente. Este ha sido llamado "capacidad de voltaje
continuo" del pararrayos, que dependiendo de la condición del neutro respecto de tierra,
puede estar entre el 58 y el 81% del voltaje nominal.
El voltaje nominal del pararrayos debe ser seleccionado de manera que el voltaje
máximo del sistema aplicado al pararrayos sea menor o igual que la "capacidad de
voltaje continuo" del pararrayos. Dicha selección debe contemplar el hecho de que en la
práctica, el voltaje del sistema no es perfectamente constante sino que está sujeto a
variaciones debido a cambios en las condiciones del sistema.
Sobrevoltaies Temporales de Frecuencia Industrial.
Los sobrevoltajes temporales de frecuencia industrial pueden ser causados por fallas
fase-tierra, rechazo de carga, y otras contingencias del sistema.
El primer efecto de estos sobrevoltajes sobre el pararrayos es incrementar la corriente a
través del pararrayos y por tanto, las pérdidas de potencia y elevar la temperatura del
pararrayos. El tiempo admisible que estos sobrevoltajes pueden ser aplicados al
pararrayos es proporcionada por el fabricante mediante curvas de duración admisible vs.
voltaje eficaz (por unidad del voltaje nominal del pararrayos). En la figura 10 se
presenta un ejemplo de tales curvas. [5]
Los tiempos admisibles son una función de la magnitud, del sobrevoltaje de 'frecuencia
industrial aplicado al pararrayos y la energía que pudo haber sido disipada en el interior
del pararrayos al inicio del sobrevoltaje. Esta energía inicial se debe, generalmente, a la
descarga de ¡mpulso(s) por maniobra. Estos impulsos serán discutidos en la próxima
sección. En general, la energía contenida en una sola descarga atmosférica puede ser
menor y por lo tanto puede ser ignorada en el uso de las curvas de sobrevoltaje.
La onda del voltaje de prueba usado para definir las curvas, debe ser lo más sinusoidal
posible para permitir que la escala sea establecida en términos de voltaje eficaz. Sin
24
embargo, en sistemas que operan con voltajes que no tienen una forma de onda
perfectamente sinusoidal, los voltajes deberían ser cuantifícados en términos de valores
pico.
Para un nivel de voltaje específico y una energía inicial, las curvas indican el tiempo
máximo que el. voltaje puede ser aplicado al pararrayos antes de que el voltaje deba ser
reducido a su "capacidad de voltaje continuo" y permanecer en este nivel de voltaje
hasta que el pararrayos pueda enfriarse.
1 10 100 1000 10000
Duración permitida (segundos)
Figura 10. Capacidad de soportar un sobrevoltaje a frecuencia industrial para los
rangos 2.7-360 kV para varias energías iniciales. Referencia [5].
El pararrayos de óxido de zinc no es capaz de soportar su voltaje nominal
continuamente, pero puede soportar voltajes superiores a su "capacidad de voltaje
continuo" durante ciertos períodos de tiempo sin que sus discos se quiebren.
Un pararrayos TRANQUElL [5] puede soportar el 111% de la capacidad de voltaje
continuo (= 90% del voltaje nominal del pararrayos) durante:
• 2000 horas (83 días) para voltajes nominales de 16SkV y menores.
• 1000 horas (42 días) para voltajes nominales de 172 kV y mayores.
Sin embargo, el voltaje no debería exceder el. 111 % por un período de más de una hora
(cinco horas para los voltajes nominales de 396 a 588 kV), ni exceder las curvas de la
figura 10. [5]
Así, se debe notar que en la selección del voltaje nominal del pararrayos, debe
considerarse tanto la magnitud como la duración de los sobrevoltajes temporales de
25
frecuencia industrial que el pararrayos debe soportar cuando está es servicio. Si los
sobrevoltajes temporales son breves, su magnitud puede exceder el voltaje nominal del
pararrayos.
Impulsos por maniobra.
La capacidad del pararrayos para disipar voltajes de impulso por maniobra puede ser
cuantifícado en términos de energía. Este hecho facilita el análisis del uso del
pararrayos, ya que no se requiere la consideración de una variedad de factores
adicionales. La unidad generalmente usada en la cuantifícación de esta característica es
"kilovatio segundo por kV del voltaje nominal de pararrayos" (kWs/kV).
La cantidad máxima de energía que puede ser disipada en el pararrayos TRANQUELL de
varios voltajes nominales, se muestra en la tabla 3. En la definición de esta capacidad, se
asume que pueden ocurrir dos descargas a intervalos de 1 minuto y que la comente de
descarga por voltaje de maniobra es menor que 1500 amperios para los rangos 54—360
kV (1000 amperios para los voltajes en el rango 2.7-48 kV y 2700 amperios para
voltajes entre 396-588 kV). Estos son generalmente, los valores para las ondas de
impulso que se transportan por las líneas de transmisión.[5]
Para casos especiales, como e] recierre de un gran banco de capacitores o la maniobra de
un cable de gran longitud, la corriente del pararrayos puede ser mayor y la capacidad de
disipar energía disminuye.
V nominal del
Pararrayos (kV)
2.7 -4S
54-360
396-588
Máxima capacidad de
energía (kWs/kV)
4
7.2
13.1
Tabla 3. Capacidad de energía en pararrayos TRANQUELL.
Cabe recordar que después de que el pararrayos ha descargado los impulsos por
maniobra, durante cierto tiempo puede soportar un sobrevoltaje de frecuencia industrial
de determinada magnitud (los valores de tiempo y amplitud de sobrevoltaje se pueden
obtener de la .figura 10). Después de este tiempo, el voltaje en los terminales del
pararrayos deberá tomar un valor igual o menor que su "capacidad de voltaje continuo"
para permitir que el pararrayos se enfríe.
26
2.3.4.5 Otras consideraciones.
Contaminación ambiental.
En aplicaciones donde se prevé una contaminación severa, se requiere una distancia de
corrientes de fuga mayor que lo normal. Se permite el lavado del pararrayos energizado,
con agua a gran presión, si se toman las medidas de precaución adecuadas. [5]
Temperatura ambiente.
El pararrayos está diseñado asumiendo una temperatura ambiente promedio adoptada
por el fabricante. La norma ANSÍ C62.1 indica que la temperatura ambiente no mayor
de 40 °C es Ja condición de servicio estándar para un pararrayos. [5]
La temperatura máxima permitida en la porcelana de un. pararrayos es 60 °C. El
sobrevoltaje temporal a frecuencia industrial (figura 10) y la capacidad de disipar
energía en los sobrevoltajes por maniobra están basados en esta temperatura de 60 °C.
El calor normalmente generado por el pararrayos mismo debido al continuo flujo de
corriente de fuga a través de los discos de óxido de zinc es bastante pequeño. El
pararrayos disipará aproximadamente 0.2 vatios por kV de voltaje nominal del
pararrayos a 20 °C.
Altitud.
Los pararrayos TRANQUELL son diseñados para una altitud de hasta 3000 metros sobre el
nivel del. mar.
2.3.5 Coordinación de aislamiento.
Una vez que el voltaje nominal del pararrayos ha sido escogido, el siguiente paso es
determinar la protección que el pararrayos podría proporcionar al aislamiento del
equipo. Esta protección depende de las características del pararrayos, de los impulsos
por maniobra y por rayos que se esperan en el sistema y de las características de
aislamiento de los equipos a proteger. Esto es normalmente cuantificado en términos del
factor de seguridad.
Debido a que en una subestación el equipo más importante a proteger es el
transformador de potencia, se le tomará como referencia para definir algunos conceptos
usados en este trabajo, sin embargo, debe entenderse que tales conceptos se aplican por
igual al resto de equipos.
27
2.3.5.1 Característica de protección del pararrayos.
La característica de protección del pararrayos está definida únicamente por su voltaje de
descarga. Generalmente, esta característica de protección es proporcional al voltaje
nomina] del pararrayos y crece con este voltaje. Para el voltaje nominal de determinado
pararrayos, el voltaje de descarga es una función, de la magnitud y de] tiempo de frente
de onda de la corriente que circula por el pararrayos.
En realidad, esta característica es una familia de curvas de voltajes pico de descarga en
función del tiempo de frente de onda de la corriente. Una muestra de tales curvas se
presenta en la figura 9; que como se definió antes, corresponde a la característica V-t del
pararrayos.
Estas curvas han sido generadas aplicando al pararrayos ondas de corriente de varias
magnitudes y tiempos de frente de onda, incluyendo la onda estándar de 8 x 20 jis.
En la figura 11, el tiempo de frente de onda se refiere específicamente ai voltaje de
descarga, ya que los tiempos de frente de onda de voltaje y de corriente no son
idénticos.
«i 2,4o
Oí!-(03UW0)Tí
ti)TJ
(U
id1JJrHO
ni
0-
tuT3
OÜ
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§
t-ítu
T3
P
Á
2,2
2.0
1,8
1,6
1,4
1,2
1,0
40 kA
0,5 l 10 100 1000
Tiempo de frente de onda del Vdescarga (// s)
Figu ra 11. Característica de protección de pararrayos de voltaje nominal 54—360 kV.
Pararrayos TRANQUELL.
Como se ilustra en la figura 11, las características de protección del pararrayos han sido
definidas para los impulsos de corriente más rápidos, con tiempos de frente de onda de
menos de 8 us. Esto se debe a que se ha encontrado que los impulsos por rayos y los
estudios de simulación de impulsos por maniobra dentro de subestaciones indican que
28
los pararrayos en. servicio están sujetos a rápidas ondas de corriente. [5]
Para ilustrar la protección del pararrayos en ondas de baja frecuencia, la característica de
voltaje de descarga con 3000 amperios ha sido definida en la región de impulsos por
maniobra. La selección de la magnitud en Ja onda de 3000 amperios será discutida en Jas
siguientes secciones.
2.3.5.2 Factor de segundad.
Como se puede observar en la figura 11, la característica de protección del pararrayos es
una función continua definida sobre un amplio rango de tiempos. Por otro lado, la
robustez del aislamiento de un transformador está generalmente definida tan sólo por
tres puntos:
1. voltaje tolerable nominal de impulso por maniobra.
2. voltaje tolerable nominal de impulso por rayos (1.2 x 50 (is).
3. voltaje tolerable de onda de impulso cortada (chopped wave).
Para facilitar la comparación con estas tres características del transformador, se
seleccionan tres puntos correspondientes en la característica de protección del
pararrayos, como se indica en la tabla 4.
Voltajes tolerables nominalesdel transformador
Características deprotección correspondientes
en el pararrayos.
Impulso por maniobra
Impulso por rayo
Onda Cortada
Impulso por maniobra
Voltaje de descarga porimpulso (onda de corrientede 8x20 us)
Frente de onda equivalente
Tnbla 4. Relación entre las características del transformador y del pararrayos.
Referencia [5].
Las tres características de protección del pararrayos mencionadas en la tabla 4 son
puntos específicos sobre la característica de protección total mostrada en la figura 11, y
son definidas como se indica a continuación:
1. Nivel de protección contra impu l sos por maniobra.- El voltaje de descarga de
29
impulso por maniobra del pararrayos aumenta con el aumento de la comente. Para
definir el nivel de protección contra impulsos por maniobra del pararrayos, se ha
seleccionado un "impulso de corriente por maniobra para coordinación" de 3000
amperios (45 x 90 J.LS) para los voltajes nominales del pararrayos entre 54-588 kV y
500 amperios para los voltajes 2.7-4S kV. Ambos niveles de corriente han sido
escogidos como los máximos valores que se pueden encontrar en la práctica [5]. La
magnitud de este voltaje está dado por los fabricantes. Como un ejemplo se incluye
una tabla con las características de protección de pararrayos fabricados por la
compañía General Electric titulada "Tranquell Station. Arrester. Protective
Characteristi.es". Para cada voltaje nominal del pararrayos, en la columna 5 de esta
tabla se presenta el nivel de protección contra impulsos por maniobra,
2. Voltaje de descarga de Impulsos por rayos (impulso de corriente de 8 x 20 \is).-
Este es el voltaje pico que resulta cuando un impulso de corriente de 8 x 20 \.\s es
aplicado al pararrayos. Los voltajes pico resultantes para una variedad de corrientes
pico para todos los voltajes nominales del pararrayos se presentan en la columna 4
de la tabla de TRANQUELL.
Para la coordinación con los transformadores, se debe escoger un impulso de
corriente de una magnitud, específica.
3. Nivel de protección de frente de onda equivalente.- Este es el voltaje de descarga
para un impulso de comente muy rápido (0.6 x 1.5 us) de una amplitud de 10 kA
(15 kA para voltajes nominales del pararrayos entre 396-444 kV, 20 kV para 588
kV), el cual genera un impulso de voltaje con su pico en 0.5 ¡¿s. Los voltajes pico
resultantes para todos los voltajes nominales del pararrayos se muestran en la
columna 3 de.la tabla de TRANQUELL. Además, la figura 11 proporciona voltajes
pico en 0.5 jas para otras magnitudes de comente.
STÁTION AND INTERMEDÍATE NlGH-VOLTÁGE ÁRRESTERSINDOOR OR OUTDOOR SERVICE
TRANQUELL® Statíon Arresters2.7-*612 kV Rms
5918Págé ÍOÍ
Juíy 13, 1981
PROTECTIVE CHARACTERISTICS
(1)ArresterRatina
kV RMS|
2.73.04.55.1
6.07.58.59.0
10121518
21242730
3639454854
6006729096
108120132144168
172180192228240
258264276
288294300312
300(S)A312(S)A330360
396420444588*612
(2)MáximumContínuousVollage
Capabiiilva-N) ;W RMSf
2.20.2.543.704.20
5.08ó. 100.907.62
8.4710.1612.7015.24
17.119.521.924.4
29.331.730.538.943.7
48.653.558.372.977.8
. 87.597.2105no119
139146152164171
209214224
228232234236
243253265275
32]340.350476
*496
MáximumEquivalen!
Front-of-WoveProiective level
kV Cresf
8.19.313.515.2
18.422.125.027.6
30.636.745.955.1
61.870.579.188.2
10o115132141142
158174189237253
284315347380441
451474506600629
678694726
756772788820
788820882947
1078 • .114212091645
*1712
Máximum Discharge Voltage (kV Crest)al Indícaled Impulse Current Using
an 8 x 20 Mlcrosecond Curren! Wave
1.5 kA
6.16.910.011.3
13.616.418.520.4
22.727.234.040.7
45.752.158.565.2
78.284.697.4103.8105
117128140175187
210233256280326
333350374443465
500512530
558570582606
582606651699
7828298771161
*120S
3.0 kA
6.47.310.511.9
\4.417.219.521.5
23.928.635.742.8
48.054.861.568.5
82.389.0103109110
123135147184196
220245269295342
350368393466488
526539564
586599611637
olí637684735
8188679171215
*1265
5 kA
6.77.711.012.5
15.0-18.020.422.5
24.929.937.344.7
50.257.264.371.5
85.992.9107114115
128141153192204
230255281307357
365383410.486509
549562588
612625638664
638664714766
8498999521261
*1313
10 kA
7.38.3
11.913.4
16.119.321.824.0
20. 732.039.947.8
53.661.268.676.4
91.799.2114122122
136150163204218
245272
• 299327380
389408436517542
584598626
651665679707
¿79707760816
89795010061330
*1384
15 kA
7.99.012.814.5
17.420.923.626.0
28.834.543.051.5
57.865.974.082.3
98.7107123131129
144158172215230
258287310345401
410431460545572
616631000
687702716746
716746802861
93098510431380* 1436
20 kÁ
8.59.713.815.5
18,022.425.227.7
30.736.945.954.9
61.670.378.987.7
105114131139135
150166180225241
271300331302420
-Í30451482572599
646661692
720735751782
751782840902
955101210711418
*1476
40 kA
10.311.716.418.4
22.026.529.732.7
36.143.453.964.4
72.182.4:92.3102.5
• 123133153163157
174192209261279
313348383419487
498523558662694
748760801
834852869905
869905,9731045
1056111811841567
*1Ó31
MáximumSwilchingSurge
ProiectiveLevel .
kV Creslí
5.66.49.210.4
12.615.117.018.8
20.925.031.337.5
42.148.053.960.1
72.178.089.895.7106
118130142177189
213236260284331
338355379449471
508 .520544
5óó578590615
590615661709
7798258741197
*1246
f TRANQUELL arrestéis are desígned to be opcrated át voltages equalto or less than theír continuous capability as stated ¡n column (2).
In addition, TRANQUELL arresters can withstand longer termpower frequency overvoltages that are 111 percent of this contmuousvoltage capabilily. During trie life of the arrester, it can withstandvoltages at this higher level for 5 percerit of thc time. Ány_ singleovervoltage period at this higher voltage ¡evel should be iimíted toapproximately 2000 hours (83 days) for arresters rated 168 kV andbelow, and 1000 hours (42 days) forarresters rated 172 kV and ab.pve.
Ratings 360 kV and below can withstand 60 Hertz voltages up totheir ratíng (column (1)) for a máximum of 30 minutes; rating
396-*612 kV for 2-1/2 hours. Refer to factory for complete overvolt-age capability curves.
* Equivalent FOW protecüve level ís the dischárge voltage for a 10 kÁimpulse current wave (15 kA for ratings 396-444 kV and 20 kA for588-^612 kV ratings), which has a voltage wave crestmg in 0.5 Ji sec.
$ Switchíng Surge Protective Characteristics are based on a máximumswitching surge coordination current of 500 amperes for 2.7-54 kVratings and 3000 amperes for 60-*612 kV ratings.
A 300 and 312 kV ratings for 400 kV system appiícation.
since July 16, 1979 fsfue. (C/Q Dala íub¡ect to change wíthou't nolíce
PK 700, 701, 702, 711-713, 721-723, 731-737G E N E R A L © E L É C T R Í C
31
La ecuación para calcular el factor de seguridad [referencia 1] es:
Voltaje nominal tolerable de impulso por rayos. Factor de seguridad = ——— : ——: : Ec. 3
Nivel de protección del pararrayos
Los factores de seguridad calculados deben ser suficientemente altos para que el
pararrayos pueda proporcionar una adecuada protección al aislamiento del
transformador. El factor mínimo recomendado por IEC es 1.2 en la región, de impulsos
por rayo para equipos con Um dentro los rangos B y C.
El cálculo de los factores de seguridad contra impulsos por rayos, asume que la
distancia entre el pararrayos y el transformador es despreciable. Si esta condición no se
cumple, una onda de impulso por rayo puede hacer que el voltaje del transformador
oscile por encima del voltaje del pararrayos, reduciendo el factor de seguridad. [5]
Como se verá en la siguiente sección, las distancias de aislamiento en el aire dependen
únicamente del voltaje tolerable nominal de impulso por rayos, por lo que será
suficiente definir este voltaje para establecer las mínimas distancias ente fases y entre
fase y tierra.
El factor de seguridad para el aire, sobre todo si se calculan distancias entre partes vivas
y zonas de trabajo, debería ser lo suficientemente alto como para garantiza]' la seguridad
del personal.
2.4 Distancias fase-tierra.
Aquí se presentan las separaciones en aire entre partes conductoras vivas y estructuras
aterrizadas para asegurar la 'tolerancia a un impulso de voltaje específico para
condiciones ambientales en seco.
La condición a ser satisfecha es que los voltajes tolerables de impulso por maniobra y
por rayos en aire entre partes vivas y tierra deberían ser iguales o mayores que los
voltajes nominales tolerables de impulso por maniobras y por rayos, según se especifica
en la Publicación IEC 71-1. Esto genera una separación mínima a ser observada, la cual
depende de la configuración de las paites vivas y las estructuras adyacentes
(configuración de electrodos).
Las separaciones incluidas en un mismo equipo (interruptor, seccionador,
transformador, aislador) son responsabilidad de los fabricantes, siendo garantizadas por
32
los mismos en base a resultados de pruebas tipo. Tales separaciones no serán pues,
tratadas aquí, cabiendo apenas observar que las separaciones en un determinado equipo
pueden, resultar diferentes de las aquí recomendadas en aire, en virtud de características
geométricas o físicas de aquel equipo. Además, imponer separaciones obligatorias
podría molestar el diseño del equipo, incrementar su costo e impedir los avances
tecnológicos en el diseño de aislamiento.
Cuando el aire es usado como medio aislante, la fonna de los electrodos, para la misma
distancia y mismas condiciones ambientales, condiciona el orden relativo (de mayor a
menor) de los voltajes de descarga para los diversos tipos de requerimiento dieléctrico
(impulso de maniobra +, voltaje alterno e impulso atmosférico +, impulso atmosférico -
,impulso de maniobra-), etc. [7]
La tabla 5, es adecuada para aplicaciones generales, proporcionando como una primera
aproximación una separación a ser especificada en relación al nivel de aislamiento. La
tabla presenta en la primera columna el voltaje nominal tolerable de impulso por rayos y
en la segunda, las separaciones en aire para la configuración más desfavorable de
electrodos entre partes vivas y aterrizadas. La configuración "conductor-estructura"
cubre un amplio margen de configuraciones usadas normalmente. [1]
Los valores de separaciones en el aire dados en la tabla5, son los valores mínimos de
acuerdo a consideraciones eléctricas, y no incluyen alguna adición por tolerancias en la
construcción, efecto de cortocircuitos, efectos del viento, seguridad del personal, etc.
Estos valores son válidos para alturas que no excedan los 1000 metros sobre el nivel del
mar (m.s.n.m).
Voltaje nominal tolerable de
impulso por rayos
(kV)
"40
60
75
95
Separaciones mínimas fase-tíerra
en aire
(mm)
60
90
120
160
.3,3
125
145
170
250
325
450
550
650
750
850
950
1050
220
270
320
480
630
900
1100
1300
1500
1700
1900
2400
Tabla 5. Separaciones mínimas fase-tierra. [1]
2.5 Distancias fase-fase.
La Norma IEC 71-A de 1962 recomienda que esta distancia sea al menos 15% mayor
que la distancia fase-tierra.
Los valores de separaciones en el aire dados en Ja tabla 6, son Jos valores mínimos de
acuerdo a consideraciones eléctricas, y no incluyen alguna adición por tolerancias en la
construcción, efecto de cortocircuitos, efectos del viento, segundad del personal, etc.
Estos valores son válidos para alturas que no excedan Jos .1000 m.s.n.m.
Voltaje nominal tolerable de
impulso por rayos
- (KV)
40
60
75
95
Separaciones mínimas fase-fase en
aire
(mm)
69
104
138
184
34
125
145
170
250
325
450
550
650
750
850
950
1050
253
311
368
552
725
1035
1265
1495
1725
1955
2185
2760
Tabla 6. Distancias mínimas fase-fase, [1]
2.6 Efecto de la altura del sitio de la instalación sobre las distancias
dieléctricas.
Los valores de voltaje de los Impulsos entre electrodos, que producen descarga en el
aire, están influenciados por los valores de presión atmosférica, temperatura y humedad.
Este criterio es válido para todos los aislamientos externos (cadenas de aisladores en
líneas de transmisión, bushings de transformadores, bushings de interruptores,
porcelanas de transformadores de potencial y corriente, etc.) ya que las pruebas se
efectúan en las condiciones atmosféricas normalizadas de 20 °C de temperatura, 760
mm de mercurio de presión barométrica, y una humedad absoluta de 11 g/m3 y ha sido
demostrado que el voltaje disruptivo aumenta con la densidad del aire y el inverso de la
humedad por lo que los valores de voltajes disruptivos deben ser corregidos por estos
dos factores.
Debido a que las distancias fase-tierra y fase-fase dependen del voltaje nomina]
tolerable de impulso por rayos, estas distancias también deben ser corregidas cuando se
tienen condiciones diferentes de las normalizadas. La norma IEC 71-A recomienda un
incremento de 1.25% en las distancias dieléctricas por cada 100 metros de altura sobre
los 1000 ni.s.rum.
35
Por lo tanto las distancias dieléctricas en el sitio de la instalación, están dadas por:
Distancia diseño eu sitio =Hsitio - 1000
1 + — * 0.0125100
Distancia o Ec. 4
donde Distancia0, corresponde a las distancias presentadas en las tablas 5 y 6. Los
valores de estas tablas son válidos para instalaciones ubicadas hasta 1000 m sobre el
nivel del mar, por lo que la ecuación 4 se debe aplicar para sitios de una altura superior.
2.7 Distancias de seguridad y mantenimiento.
Las llamadas distancias de seguridad tienen por objetivo permitir la operación y el
mantenimiento de la instalación, salvaguardando la integridad del personal que labora
en la instalación, y con la mínima interrupción en el servicio eléctrico. Estas distancias
se dan solo a través del aire, son complemento de las de aislamiento y son tan
importantes como éstas. Un conjunto de estas distancias de seguridad delimitan las
"zonas de circulación" y las áreas o "zonas de mantenimiento" dentro de cuyos límites
el personal puede desplazarse sin riesgo para su integridad ñsica. La seguridad en estos
casos debe entenderse como que las personas dentro de estas zonas no corren riesgo cíe
sufrir una descarga eléctrica desde los elementos que permanecen energizados.
2.7.1 Distancias básicas.
El criterio generalmente adoptado es el de definir una zona de seguridad representando
la. envolvente de las posiciones extremas alcanzables por el personal, o por dispositivos,
herramientas o vehículos con que el personal pueda tener contacto directo, y que debe
estar ai potencial de tierra. Entre la periferia de esta zona y las partes vivas, es fijada una
separación básica, igual a la distancia mínima fase—tierra (corregida, para alturas
superiores a 1000 m.) más cierto margen de seguridad. La separación básica adoptada. D
es de 1,1 veces la distancia mínima fase-tierra, dando así un margen, de seguridad de
1 0%. [7]
Se consideran aquí las dimensiones que corresponden a la talla de una persona estándar
y se considera la posibilidad de que el personal de operación y mantenimiento porte una
herramienta metálica de 30 cm (ver figura 12).
36
2.7.2 Separaciones en relación al suelo.
Aquí son recomendados los valores de las separaciones a adoptar, siguiendo la
orientación dada en 2.7.1, cuya definición es ilustrada en la figura-1-3, y son presentados
en la tabla 7. Se aclara que tales separaciones se refieren al punto más bajo de los
conductores, debiendo pues, en cada caso, ser aumentadas las flechas de los cables, y el
radio medio del conductor (especialmente en caso de barras sólidas), para ser obtenida
la distancia del suelo a la'línea del centro del conductor en el punto de sustentación.
Estas separaciones delimitan la "zona de circulación'1
En la. figura 13 se muestra la zona de circulación de camiones con una altura máxima de
5 m, y se asumen tolerancias laterales de 0,7 m. y superior de 1,0 xn. (marcadas con un
asterisco). Además, aunque no consta en el gráfico, se debe considerar una zona de
circulación de vehículos pequeños con una altura de hasta 2,8 m. La distancia mínima
entre paites vivas y el suelo, considerando este aspecto, está dada por h3 en. tabla 7.
Es importante observar que para diseño, tiene prioridad la distancia h2 sobre hl, que en
caso de ser necesario, puede ser mayor que el mínimo establecido de 2,44 m.
También cabe indicar que, para subestaciones de extra alto voltaje (arriba de los 500
kV.), es necesaria la verificación de los efectos de la inducción electrostática, los cuales
pueden -dependiendo del tipo y configuración de la subestación- exigir separaciones
mayores. [7]
a-2,44
Figura 12. Dimensiones de una persona estándar. Referencia 7.
37
Figura 13. Separaciones mínimas en relación del suelo. Referencia 7.
Separación
básica
D
1,1 *dminr-t
Altura mínima
hasta la base del
aislador.
hl (m)
2,44*
Altara mínima de partes vivas encima del suelo.
En áreas con
circulación
exclusiva de
personas
h2
2,44 + D
Circulación
limitada a
vehículos con
altura de hasta
2.S m.
h3
2.8 + D
Circulación de
camiones con
altura máxima de
5 m. (tolerancia
de Irn.)
h4
5 + 1+D
TabJa 7. Separaciones en relación al suelo. [7]
2.7.3 Separaciones mínimas para mantenimiento de equipos sin voltaje en
subestaciones energizadas.
Para la práctica más usual, de mantenimiento con conductores desenergizados y
aterrizados, es indispensable una definición precisa de las zonas de mantenimiento, que
serán delimitadas de forma evidente por seccionadores que aislen el equipo a ser
mantenido.
38
La configuración de la ''zona de mantenimiento" depende del contorno del equipo sujeto
a mantenimiento, y de los dispositivos (escaleras, plataformas, etc.) utilizados.
A partir de las posiciones en que pueda estar situado el personal y equipo de
mantenimiento, será delimitada la zona de segundad, conforme se ilustra en la figura 1.4.
Figu ra 14. Ejemplo de creación de la zona de mantenimiento. Referencia 7.
Nótese que, para la configuración indicada en la figura 14, el mantenimiento del equipo
está previsto en un plano paralelo al papel, y no por el lado directo de Ja figura
(perpendicular al papel).
Entre la periferia de la zona de mantenimiento y las partes vivas, en su posición más
desfavorable, se deberá mantener una separación igual o mayor que la básica D, definida
en el numeral 2.7.1.
Cuando se diseña una subestación, es necesario verificar si las separaciones básicas
están siendo respetadas trazándose en los respectivos diseños, en planta y perfil, los
límites de las zonas de seguridad, y midiendo la distancia que los separa de las partes
vivas (en las posiciones extremas, tomando en cuenta posibles movimientos, flechas o
dislocaciones).
39
Para seguridad del mantenimiento, la distancia entre partes vivas de fases adyacentes
pertenecientes a circuitos diferentes deberá ser, en el mínimo, igual a la distancia básica
D más 2 m. superando por tanto las distancias mínimas entre fases del mismo circuito
dadas en. la tabla 6 [7]. Esta distancia será la que se use para separar los equipos de
posiciones (bays) adyacentes, siempre que no existan, otros requerimientos que
determinen una separación mayor (como una zona de circulación de vehículos o
estructuras de soporte entre las dos posiciones).
2.7.4 Pasillos y caminos de acceso dentro de la instalación.
Los pasillos y caminos de acceso deben ser lo suficientemente anchos como para
permitir una libre circulación de personas.
La norma VDE 0101/4.71 recomienda como mínimos los valores dados en. la tabla S.
Finalidad del pasillo o
camino de acceso
p Para inspección
Para operación
Unilateral (mm)
soo
1000
Bilateral (mm)
1000
1200
Tabla 8. Pasillos y caminos de acceso. Referencia [10].
En este trabajo se adoptará un ancho de pasillos de Im que permite la circulación
unilateral para operación.
3. DISTANCIAS DIELÉCTRICAS Y DE SEGURIDAD
UTILIZADAS POR EL PROGRAMA.
3.1 General.
La disposición de equipos y configuración de las subestaciones del país están
determinados básicamente por el tipo de esquema utilizado en cada nivel de voltaje, esto
es, "doble barra con un interruptor" para los sectores de 230 kV y "barra principal con
barra de transferencia" para los sectores de 138 y 69 kV.
40
Los patios de cada nivel son uniformes en. cuanto a su configuración para todas Jas
subestaciones del país, con excepción de la subestación Molino (Central Paute), que ha
merecido un tratamiento y soluciones particulares. [2]
En el desarrollo del programa de computación presentado en esta tesis, se han
considerado distancias mínimas y recomendadas. Las mínimas se han establecido de
acuerdo a las dimensiones de los equipos y a las distancias mínimas fase-fase y fase-
tierra dadas en la tabla 9. Estas distancias son corregidas de acuerdo a la ecuación 4 si la
altura del sitio supera los 1000 m sobre el nivel del mar.
Nivel de Voltaje
(kV)
69
138
230
Distancia fase-tierra
(metros)
0.63
1.1
1.5
Distancia fase-fase
(metros)
0.72
1.27
1.73
Tabla 9. Distancias mínimas fase-tierra y fase-fase.
Para las distancias recomendadas se han considerado las distancias fase-fase y fase-
tierra específicas para el nivel de aislamiento seleccionado por el usuario y las distancias
de circulación. Además, como una referencia se presentan las distancias usadas por el
INECEL.
Las últimas corresponden a posiciones típicas de las subestaciones diseñadas por el
INECEL, que se ha basado en. su propia experiencia y en la de compañías extranjeras
que utilizan esquemas similares a los adoptados para las subestaciones del Sistema
Nacional Interconectado (SNI), entre ellas: Southern California Edison Company,
U.S.A.. (Mira Loma Subestation); Companhia Estadual de Energía Eléctrica, Brasil
(Subestación Cidade Industrial Porto Alegre); City of Anaheim Company, California
U.S.A. (Lewis Substation) y varios diseños presentados en las publicaciones de CIER
[2], En estos esquemas se han dispuesto los equipos y estructuras en cada sector y en
cada posición de acuerdo a los siguientes criterios:
1. Mantener las distancias mínimas entre fases y de fase a tierra.
41
2. Mantener las distancias libres necesarias entre partes conductoras y el suelo.
3. Disponer de distancias suficientes entre elementos, tales que faciliten las labores de
construcción, operación y mantenimiento.
4. Ubicar las posiciones de cada patio (bays) de tal manera que se consiga una
distribución uniforme de comente en barras.
5. Proveer de espacio suficiente para desmontar y remover cualquier elemento
(transformador, interruptor, seccionador, etc.) sin necesidad de remover otros
elementos.
6. Contar con suficientes vías interiores para movilización de equipos y de personal.
7. Proveer de suficiente espacio en cada patio para facilitar expansiones futuras.
8. Realizar las conexiones rn.edian.te uniones flexibles. Se usan, barras rígidas solamente
en los sistemas de barras terciarias de los autotransfonnadores.
9. Ubicar las casas de control, lo más cerca posible del centro geométrico de las
subestaciones, a fin de evitar longitudes considerables de circuitos de control.
El INECEL ha desarrollado subestaciones típicas considerando las peores condiciones
geográficas y ambientales que se pueden encontrar en el país. Así, estos modelos
consideran las distancias entre los diferentes elementos de la subestación como
constantes e independientes del sitio de instalación.
Los fundamentos para establecer las distancias entre equipos, cables de las barras y
cables de llegada de la línea de transmisión, no dependen del esquema de barras
utilizado ni del nivel de voltaje, por lo que a continuación se los menciona, como
generales y aplicables al diseño de cualquier patio de una subestación:
En el caso de distancias entre equipos de una misma posición, las separaciones
utilizadas no requieren considerar distancias dieléctricas ni de seguridad, ni
dependen de la altura o de las condiciones ambientales del sitio donde se construirá
la subestación, sino que se establecen con el criterio de facilitar la instalación y el
mantenimiento de sus elementos desenergizados, ya que ninguno de ellos puede ser
objeto de mantenimiento sin previa desconexión y aterrizamiento de la línea de
transmisión a la que está conectado. Particularmente en este caso, son importantes
las recomendaciones del INECEL.
42
La única excepción a lo dicho en el párrafo anterior, constituyen las distancias entre
el interruptor y los seccionadores que se colocan en sus extremos, donde se debe
establecer una zona de mantenimiento para el interruptor, que es el único elemento
al que se puede dar mantenimiento sin necesidad de desenergizar la línea (Ver figura
14).
• Entre elementos de posiciones adyacentes, la separación recomendada es la máxima
cíe entre:
i. distancia básica D más 2 m. (numeral 2.7.3).
ii. distancias fase-tierra entre partes vivas de dos posiciones adyacentes y
estructuras de soporte intermedias, mis el ancho de la misma estructura.
Es conveniente manifestar que en el país no se considera la posibilidad del ingreso
de vehículos de mantenimiento a los patios de una subestación energizada.
• Las separación entre cables de las barras, deben ser la suma de 1,1 veces la distancia
fase-fase más una distancia que considere la flecha de los cables y el efecto del
viento.
• La altura de las barras en relación al suelo se establece como la simia de la altura de
los electrodos del seccionador, 1,1 veces la distancia fase-fase y la flecha de los
cables de las barras.
Los pórticos de llegada de las líneas, deben tener una altura igual a la suma de la
altura de las barras, 1,1 veces la distancia fase-fase y la flecha de los cables de las
líneas.
Finalmente, es necesario indicar que el ancho de las estructuras soporte de barras y de
los pórticos de llegada considerados en este trabajo, son los que INECEL ha utilizado en
la construcción de las subestaciones del país y que se presentan, en la tabla 10.
Nivel de Voltaje (kV)
.' $30
138
Ancho pórtico de
llegada (metros)
2.5
2.0
Ancho soporte de
barras (metros)
1.6
1.0
43
* . : ' ^ 1.5 i.oi .
Tabla 10. Ancho de las estructuras metálicas de soporte.
3.2 Patio de 69 kv.
En la figura 15 se presenta una vista en planta del patio y en la figura 16 se presenta una
posición típica de Línea para 69 kV. En estas figuras se presentan, las distancias: di, d2,
d3, c!4, d5, d6, que corresponden a distancias entre barras la primera, y entre electrodos
de equipos, las siguientes. Además se muestran las distancias: X l 5 X2, X3, X4, X5, X6, que
son las que existen, entre puntos medios de equipos.
En la figura 16 también se puede apreciar las alturas de barras y de estructuras de
llegada de líneas, hb y he.
El usuario del programa podrá modificar cualquiera de estas distancias.
La determinación de la flecha de los cables de las barras sale fuera del alcance de esta
tesis, por lo que se adoptarán criterios establecidos por otros autores. Zoppetti indica
que "las flechas que se adoptan para las barras y conexiones son reducidas e inferiores al
2% del vano que se analiza" [3]. Por otro lado INECEL manifiesta que en. Francia se ha
elegido como flecha el. 3% de la longitud del vano a la temperatura ambiente máxima.
[4]
En este trabajo se usará el criterio de Zoppetti, considerando una flecha de 1% del vano,
debido a que en visitas realizadas a varias subestaciones se ha visto que la flecha es
realmente pequeña.
En cuanto al vano, INECEL para los de patios de 69 kV ha previsto módulos de cuatro
posiciones (bays). Cada posición ocupa un ancho de 8 m. entre ejes dando un total de 32
m. para cada módulo [2]. Este será el vano usado para el cálculo de la flecha de las
barras, para este nivel de voltaje.\V El programa permite variar el vano de los cables de barras modificando la distancia do,
sin embargo, se presume que la distancia no será considerablemente superior a los 32 m.
De esta forma, la flecha es de 32 x 0,01 = 0,32 m.
Con estos datos, es posible establecer las distancias mínimas y recomendadas. Estas se
muestran en la tabla 11 junto con las distancias típicas de INECEL.
44
Se recuerda que las distancias D y b han sido definidas en 2.7.2 y que las distancias
dieléctricas fase-tierra y fase-fase deben ser corregidas si la altura del sitio donde se
construirá la subestación es superior a los 1000 m. sobre el nivel del mar.
El programa permite al usuario la selección del nivel, de aislamiento para cada patio de
maniobra. El programa de acuerdo a este dato, determina las distancias fase-tierra y
fase-fase, en base a las cuales calcula las separaciones entre equipos.
Las posiciones de transferencia y de transformador, en este nivel de voltaje, son para los
fines de desarrollo del programa, iguales a la posición de línea. Las diferencias reales se
pueden editar por parte del usuario en el plano generado por el programa.
Distancia
X}
X2
X3
X4
X5
X6
Distancia MÍNIMA
1,1 * df-f^fo + flecha +.flecha
• Tal que los electrodos delseccionador y delinterr up to r es ten 1 o m ascerca posible.
• Tal que d2 = D + b.
• Tal que los electrodos delseccionador y delinterruptor estén lo máscerca posible.
• T a l q u e d 3 = D + b.
Anchosec2 + 0.5"'*
llega,, + anchosec2
• llega^ -i- barrita..
• ta] que d6 = llega + 2*D
• tal que c!6 = D + b
Hb Hseccionador + D + flecha
Distancia RECOMENDADA
1,1 dp.f + flecha + flecha
• Tal que el seccionador yel interruptor esténseparados una distanciapaso*
• Tal que d2 = D + b.
• Tal que el seccionador yel interruptor esténseparados una distanciapaso
* Tal que d3 = D + b.
• Tal que el seccionador yel la estructura esténseparados una distanciapaso
9 X4min
X5rnm + Paso
• tal que d6 = llega +2*D
• tal que d6 =D +b
LongitudTNECEL
(m)
2.0
3.5
5.5
3.0
3.0
8.0
Hseccionador + D + flecha ¡ 7.0
45
He Hb + D + ñecha Hb + D + flecha 10.0
Tabla 11. Distancias para patios de 69 kV.
Notas:
1. Cuando al definir una distancia mínima o recomendada, se presentan más de una
alternativa, se escoge el valor más alto.
2. Se debe tener en cuenta que en el caso de distancias mínimas, la distancia "D"
considera la mínima distancia fase-tierra, es decir la que ha sido tomada de la tabla
9, de acuerdo al nivel de voltaje del patio. Como ya se ha dicho antes, esta distancia
es corregida por el programa para instalaciones en sitios cuya altura es superior a los
lOOOm.
En el caso de distancias recomendadas, se considera la distancia fase-tierra
ingresada por el usuario, a través del nivel de aislamiento.
3. En. la tabla 11 aparecen algunas variables cuyo significado se define a continuación:
Llega Ancho de la estructura de llegada de las líneas de transmisión.
Anchosec Ancho del seccionador
• Barrita Ancho de la estructura que sostiene las barras.
Estas variables, en algunos casos, terminan con el número 2. Esto significa que es la
mitad del valor que representa. Por ejemplo, Ilega2 es la mitad del ancho de la
estructura de llegada de las líneas de transmisión,
*> La distancia de 0.5 m es una distancia para permitir la curvatura del cable que
desciende de la estructura de llegada de la línea y se conecta con el seccionador.
* La distancia paso corresponde al ancho del pasillo o camino de acceso, definido en
el numeral 2.7.4 como Ira..
Estas notas son válidas también para los patios de 138 y 230 kV.
3.3 Patio de 138 kV.
El cálculo de las distancias en este nivel de voltaje se basa en el mismo procedimiento
expuesto en. el caso de patios de 69 kV, debido a que los dos niveles de voltaje utilizan
el mismo esquema de barras: barra pricipal y de transferencia.
46
Una planta del patio se presenta en. la figura 15 y una posición típica de línea en la
figura 16. Estas figuras corresponden también al patio de 69 kV.
Las principales diferencias entre estos dos niveles de voltaje son:
1. En el patio de 138 kV existe una trampa de onda que se utiliza con propósitos de
comunicaciones. La ubicación de este equipo no requiere considerar distancias
dieléctricas ni de seguridad y no aparece en el plano generado por e] programa.
2. Las estructuras para el nivel de voltaje de 138 kV, tienen un ancho mayor para los
pórticos de llegada de las líneas y para las estructuras que sostienen Jas barras,
respecto del patio de 69 kV.
Por otro lado, El INECEL ha dispuesto módulos de 4 posiciones (bays). Cada posición
ocupa un ancho de 12 metros entre ejes, dando un total de 48 metros para cada módulo.
Por lo tanto, la flecha de los cables en. las barras, usando el criterio de Zopetti, se tiene
una flecha de 0,48 m.
La separación entre conductores de fase es de 3,5 metros en barras y de 4 metros para
salidas de las líneas [2]. En la tabla 12 se resumen los valores de las distancias mínimas,
recomendadas y las utilizadas por el INECEL para patios de este nivel de voltaje,
obtenidos de la referencia [2].
Distancia.
x,
X2
X3
X4
Distancia MÍNIMA
1,1 * clf~fmin + flecha +flecha
• Tal que los electrodos delseccionador y delinterruptor estén, lo máscerca posible.
• Tal qued2 = D + b.
o Tal que los electrodos delseccionador y delinterruptor estén lo máscerca posible.
• Tal que c!3 = D + b.
Anchosec, + 0.5 v"
Distancia RECOMENDADA
1,1 *df-f + flecha*flecha
• Tal que el seccionador yel interruptor esténseparados una distanciapaso
• Tal qued2 = D + b.
• Tal que el seccionador yel interruptor esténseparados una distanciapaso
• Tal que d3 = D + b.
• Tal que el seccionador y
LongitudINECEL
(m)
3.5
4.5
7.0
3.5
47
X5
X6
Hb
He
• Ueg^ + anchosec2
• lleg^ + barrita-.
• tal que ció = llega -1- 2*D
• tal que d6 = D + b
Hseccionador + D + flecha
Hb + D 4- flecha
el la estructura esténseparados una distanciapaso
* X4min
X5min+Paso
• tal que d6 = llega +2*D
• tal que do = D + b
Hseccionador + D + flecha
Hb + D + flecha
3.5
12.0
9.0
15.0
Tabla 12. Distancias para patios de 138 kV.
3.4 Patio de 230 kV.
Según, el INECEL, este patio se forma con módulos de 3 posiciones. Cada posición
ocupa un ancho de 17 metros entre ejes, dando un total de 51 metros para cada módulo.
La separación entre conductores de fase es de 4.5 metros en barras y de 5 metros para
salidas de líneas, se prevé una distancia mayor en el último caso a fin de facilitar el
rebatimiento de los conductores de disposición horizontal en. la subestación a
disposición vertical en la última torre de la línea. [2]
La flecha en las barras según el criterio de Zopetti es: 51 x 0,01 = 0,51 m.
En las figura 17 se muestra la planta típica, mientras que en las 18, 19 se presentan, las
posiciones típicas de línea y de transferencia, respectivamente. En estas figuras, las
distancias sobre las que el usuario tiene control han sido designadas con. las letras d y x.
Las alturas b. también pueden ser manejadas por el usuario.
En la tabla 13 se resumen los valores de las distancias mínimas, recomendadas y las
utilizadas por el INECEL para patios de 230 kV, obtenidas de la referencia [2].
Distancia
x,
Distancia MÍNIMA
Tal que el TP y el
Distancia RECOMENDADA
X1min + paso
LongitudINECEL
(m)
3.0
48
X2
X3
X4
X5
Xs
X7
Xg
X9
XIQ
Hb
He
pararrayos estén juntos
Tal que ej pararrayos y latrampa de onda estén juntos
Ancho s ec2 + tramp ax2 +*
0.5
0.4 + anchosec2 + lac -dsec2^
• Tal que los electrodos delseccionador y delinterruptor estén lo máscerca posible.
• Tal que d5 = D + b.
• Tal que los electrodos delseccionador y delinterruptor estén lo máscerca posible.
• Tal que d6 = D + b.
• 0.5 + anchosec2• 0.5 + anchosec2 + 1/1 *
df-fmin + flecha- 4.0f
U*df-fmin + .flecha + flecha
• Tal que los electrodos delseccionador y delinterruptor estén lo máscerca posible.
• Tal que c!9 = D + b.
• tal que d lO = llega +2*D
• ta lqued lO = D + b
Hseccionador + D 4- flecha
Hb + D + flecha
X2min + paso
Tal que el seccionador y latrampa de onda esténseparados una distancia paso
X4min
• Tal que el seccionador yel interruptor esténseparados una distanciapaso
• Tal que d5 = D + b.
• Tal que el seccionador yel interruptor esténseparados una distanciapaso
• Tal. que d6 = D + b.
* X7min• 0.5 + anchosec2 + 1,1 *
df-f - 4.0
l,l*dp.f+ flecha + flecha
• Tal que el seccionador yel interruptor esténseparados una distanciapaso
• Tal qued9 = D + b.
• tal que dlO = llega +2*D
• tal que dlO = D -i- b
Hseccionador + D + flecha
Hb + D + flecha
3.5
6.0
• 3.0
3.0
6.0
12.0
4.5
6.0
17.0
12.0
1S.O
Tabla 13. Distancias para patios de 230 kV.
Notas:
1. Todas las notas indicadas en el patio de 69 kV son válidas para el patio de 230 kV.
2. En la tabla 13 aparecen variables adicionales a las mencionadas en las tablas 11 y
49
12. A continuación se indica su significado:
trampax2 Mitad del ancho de la trampa de onda.
lac Longitud de la cadena de aisladores que sujetan, los cables de la
línea de transmisión a la estructura de soporte.
dsec2 Distancia entre el. punto terminal del bushing al centro del
seccionador.
* La distancia de 0.5 m es para permitir la conexión entre la línea de transmisión y la
trampa de onda.
3% La distancia de 0.4 m es para garantizar la posibilidad de conexión entre la línea de
transmisión y el costado derecho de la trampa de onda.
f la distancia 0.5 m es para permitir la curvatura del cable vertical que conecta el
seccionador con los cables horizontales que están, sobre él. La distancia 4.0 m es Ja
distancia entre el centro de la estructura que sostiene las barras y el cable de la fase
más cercana a dicha estructura (ver figura 18).
3.5 Patio de transformadores.
En el caso de unidades trifásicas la instalación de los transformadores no reviste
ninguna particularidad que merezca resaltarse. Cuando se instalan bancos de unidades
monofásicas, se ha previsto siempre la existencia de mía unidad de reserva, la misma
que permanece conectada a barras auxiliares desenergizadas de voltaje mayor y menor.
Si. existe un solo banco de transformadores monofásicos, la unidad de reserva se ubica
en uno de sus extremos. Si existen dos bancos, está ubicada en medio de los dos bancos
cuyas unidades pretende reemplazar. La unidad de reserva pued.e sustituir en un coito
tiempo y medíante operaciones simples, a cualquiera de las unidades avenadas de los
bancos. De este tipo de conexión se exceptúa la Subestación Paute, en la misma que el
reemplazo de una unidad averiada se realiza mediante la remoción completa de la
misma, mediante un sistema de rieles, para que su lugar lo ocupe la unidad de reserva.
[2]
Anexo a las unidades de transformación, existe un sistema de barras terciarias a 13,8
kV, que se vmplementa con barras expuestas de tubos de aluminio, de las cuales derivan
las conexiones para servicios auxiliares y bancos de reactores o de capacitores, en caso
50
de requerirse. Las barras terciarias no son analizadas en esta tesis.
Para el patio de transformación el INECEL no ha establecido distancias típicas, como en
el caso de los patios de maniobra analizados previamente, porque las distancias
dependen principalmente del tamaño de las unidades de transformación, que a su vez
depende de la potencia y de los niveles de voltaje para los que está diseñado.
Además es importante mencionar que el nivel del terreno sobre el que se construyen los
patios de voltaje mayor, voltaje menor y de transformación generalmente no es el
mismo, sino que existen diferencias de nivel entre uno y otro patio. Por esta razón, la
altura de las estructuras que sostienen los cables que conectan las unidades de
transformación y una posición del. patio de maniobra merece un análisis particular en
cada proyecto.
El ancho de las estructuras de este patio depende del nivel de voltaje mayor y sus
valores se presentan en la tabla 14.
Nivel de Voltaje
Mayor (kV)
138
230
Ancho pórtico de
llegada (metros)
2.0
2.0
Ancho soporte de
barras (metros)
1.0
1.6
Tabla 14. Ancho de las estructuras metálicas de soporte para transformadores.
En las figuras 20 y 21 se muestra un banco de transformadores monofásicos visto en
planta y en perfil. Aquí se pueden apreciar las distancias que pueden ser editadas por el
usuario y que se resumen en la tabla 15.
Distancia
d,
d2
Distancia MÍNIMA
* dyirafo + 2*Paso + llega
• 2*{dyclectrodoaiio + D + llega2}
• 2 * {dYelectrodobajo + D + Hega2}
• dx2 + paso + barrita2
DistanciaRECOMENDADA
^Imin
^2min
51
d3
hb
he
• dxeleclrodo + D + b + barrita2
• dx3 + paso + baiTÍta2
• ^electrodo + D + b + bam'ta2
Htrafo + 0.5f
hb + D + flecha
^3min
hb PATIO DE VOLTAJEMAYOR
he PATIO DE VOLTAJEMAYOR
Tabla 15. Distancias en un banco de transformadores monofásicos.
Notas:
1. Las variables incluidas en la tabla 15 y cuyo significado no se ha explicado
previamente, son presentadas en la figura 23.
2. La distancia fase-tierra usada es la que fue aceptada en el patio de voltaje mayor. El
valor de la flecha también, adopta el usado en el mencionado patio.
t la distancia de 0.5 es para permitir la conexión de la unidad de reserva con las barras
auxiliares.
El caso de unidades trifásicas es más sencillo de analizar como se puede apreciar en la
figura 22 donde se representan dos unidades trifásicas. Las distancias involucradas en
este tipo de unidades se presentan en la tabla 16.
Distancia
d,
he
Distancia MÍNIMA
• dylralb + 2*paso + llega
' 2Mdyelectrodosallos-1-D + Llega2}
• 2 * {dye|ecu.odosbajos + D + llega?}
htrafo + D + flechai
DistanciaRECOMENDADA
^ I m i n
he PATIO DE VOLTAJEMAYOR
Tabla 16. Distancias en transformadores trifásicos.
3.6 Distancias entre patios.
Para definir la distancia entre los patios de voltaje mayor, de transformación y de voltaje
menor, se debe considerar la posibilidad de que vehículos (camionetas) que ingresen a la
subestación encalen entre estos patios. En las figuras 24 y 25 se ha representado con
CCX" el espacio destinado a la circulación de vehículos.
Lamentablemente no se ha encontrado información sobre el valor que debe tener esta
distancia ni en las: normas TEC ni en las VDE. Sin embargo y considerando que este
espacio debe oñ'ecer la suficiente comodidad a los vehículos, en este trabajo se asume
una distancia de 5 m entre el patio de voltaje mayor y el de transformación y de 5 m.
entre éste y el de voltaje menor.
Es conveniente resaltar el hecho de que para la determinación de estas distancias no
hace falta considerar la seguridad de los vehículos desde el punto de vista eléctrico, sino
únicamente prever el espacio suficiente para que el vehículo pueda circular con
facilidad.
AA i j
Fig
ura
15. P
lant
a tí
pica
de
los
pati
os d
e 69
kV
y 1
38 k
V.
h
T h
Q
©--
A.
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2——
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1.
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2.
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XX
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-X3
45
Figu
ra
16. P
osic
ión
típic
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ios
pat
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de 6
9 y
138
kV.
(cor
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1. T.P.
2. Pararrayos
3. Trampa de onda
4. Seccionador
5. Interruptor
»—
H
Fig
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18
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ició
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líne
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pat
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0 kV
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B-I
IC!
d2-
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Figura, 20. Planta de un banco de fransformadores monofásicos.
heñ a
hb
Figur;a 21. Vista de un banco de ü'ansformadores monofásicos.
*.
;¡' f tlt1
djl
h
Figura 22. Planta y vista de Itansfonnadores TRIFÁSICOS.
60
dy elec. alto
\
-dx electrodo
i—dy elec. bajo
-dx3 •
Figura 23. Variables que definen distancias en un transformador monofásico y que sonusadas en la tabla 15.
i camión';
: ; • ü T T ?
Figura 24. Zonas de circulación. Transformadores monofásicos.
M""K M
Figura 25. Zonas de circulación. Transformadores trifásicos.
61
4. Conclusiones.
1. En la modelación de equipos, se han definido reglas claras y sencillas que el usuario
debe tener en cuenta a la hora de elaborar los dibujos tridimensionales que
representarán a los diferentes equipos. Además, se ofrece Ja posibilidad de que
corrija posibles errores cometidos en el señalamiento de los puntos que el programa
solicita.
2. En los dos programas elaborados en esta tesis se ha procurado que su manejo sea
sencillo, mediante el uso de cajas de diálogo que tienen la misma concepción que las
propias de AutoCAD y, en general, de los programas que funcionan bajo el sistema
operativo WINDOWS.
3. Para la determinación de las distancias mínimas calculadas por el programa dds se
han considerado el tamaño de los equipos y las distancias fase-fase y fase-tierra
mínimas, mientras que las distancias recomendadas consideran, las distancias df-f y
df-t actuales (ingresadas por el usuario del programa, a través del BIL), las zonas de
circulación y las distancias recomendadas por el INECEL, que aporta en un aspecto
muy importante, como es la normalización.
4. Las separaciones consideradas en una instalación dependen del contorno de los
conductores (vanos y flechas), de los equipos y estructuras. En el caso de las flechas,
el programa considera valores constantes para cada nivel de voltaje,
independientemente de otras características como la potencia de cada posición, etc.
Sin embargo, el usuario siempre puede modificar las distancias que el programa
pone a su consideración.
5. Para la selección de las distancias df-f y df-t se deben conocer ios sobrevoltajes por
rayos y -maniobra que se espera, aparezcan en la subestación. En el caso de los
sobrevoltajes de frecuencia industrial, se debe considerar su magnitud y su duración.
Además se debe considerar el nivel de protección proporcionada por el pararrayos.
ó. En la selección de las distancias df-f y df-t, según lo recomienda la norma IEC y
para los niveles de voltaje considerados en este trabajo, tiene prioridad el voltaje
nominal tolerable de impulso por rayos sobre el voltaje nominal tolerable de
impulso por maniobra.
7. Cuando la altura del sitio de la instalación es superior a los 1000 metros, las
distancias entre fases y entre fase y tierra establecidas en la norma IEC, deben ser
corregidas según la ecuación dada en el numeral 2.6. Esta ecuación, según
recomendación; de la norma IEC 71-A de 1962, solamente considera la altura del
sitio y no toma en cuenta la temperatura o la humedad.
8. El pararrayos instalado en una subestación sirve como protección del aislamiento de
los equipos. Si se requiere proteger la carga conectada a la subestación se deben usar
otros equipos, entre ellos barisíores.
9. En la disposición de equipos en una instalación pueden haber varias posibilidades,
según el criterio del diseñador. Sin. embargo, en este trabajo S"e ha considerado la
disposición típica utilizada por el LSTECEL y por otras empresas a nivel
internacional, como se indicó en el numeral 3.1.
63
5. Referencias.
1. IEC Norma 71 partes 1 y 2. Insulation co-ordination. 1976.
2. Vintimilla Luis. Consideraciones para el diseño de subestaciones.
3. Zoppetti ludes, Gaudencio. Estaciones transformadoras y de distribución, su estudio,
montaje, regulación y ensayo.
Barcelona, Gustavo Gilí, 1972.
4. INECEL. Tendencias actuales en la concepción de las subestaciones de A.T. Quito,
1985.
5. General Electric Co. Tranque!!: Station Surge Arresters. 1972.
ó. Meidensha Electric Mfg. Co., Ltd. Technical Literatee for SORESTER. 1978.
7. FURNAS CENTRÁIS ELÉTRTCAS S.A. Espacamentos elétricos em subestacones
de alta e extra alta tensao (138 230 345 e 500 kV). Rio de Janeiro. 1975
S. López, Marcelo. Coordinación de aislamiento de la subestación de Ambaío en 138
kV. Tesis de Grado. EPN. 1975.
9. Enríquez Harper, Gilberto. Elementos cíe diseño de subestaciones eléctricas.
México, Lhmisa, 19S3.
10. VDE Norma 0101/4.71. Determinaciones para la ejecución de instalaciones de
comente industrial con tensiones nominales superiores a 1 IcV.
VDE-VERLAG GMBH
BISMARCKSTRASSE 33 D-1000 BERLÍN 12
Abril 1976.
B-l
Anexo B
Manual del programador. Función "Modelo"
En este anexo se presentan los algoritmos que se han usado para la elaboración del
programa "Modelo" y un resumen de las principales funciones y subrutinas utilizadas.
El diagrama cíe flujo en que se basa este programa se muestra en la figura B.l. Se
empieza definiendo todas las variables usadas en el programa como locales. Luego se
ejecutan las diferentes funciones que constituyen el programa.
Las principales variables se muestran en la tabla B.l.
Barra
Borra 1
Borra2
DCLjd
Dir
Dos
Dy
Elec
Equipo
Fich
Ini
Lista!
Long
String que indica si un seccionador tiene barra central rotatoria o no.
Conjunto de entidades que serán borradas de la base de datos del dibujo.
Conjunto de entidades que serán borradas de la base de datos del dibujo.
Nombre con el que el programa maneja al archivo dds . del
Contiene el nombre del directorio donde se guardarán los archivos delmodelo.
Para seccionadores, interruptores y transformadores3 la segunda esquinade la "caja" o base del equipo.
Altura de la base del equipo.
Punto terminal del bushing de aisladores, T.P. y pararrayos.
Key del radio button seleccionado del grupo de equipos en la caja dediálogo: interruptor, aislador, etc.
Descriptor del archivo donde se escribirán datos: marcas.dfs y xxxx.lsp,que contiene los datos del equipo modelado.
Inicial del tipo cíe equipo: interruptor, aislador, etc.
Lista de características de entidades que se deben borrar cuando elusuario decide modificar los terminales de bushins de equipos.
Cantidad de caracteres que contiene la palabra "modelo" ingresada porel usuario.
B-2
Marca
Marcas_lis
Mas?
MasS
Md_dir
Mod
Modelo
Nmarca
Nom_dwg
Nomjsp
Nóvale
Nulo
Op
Opl
p
Pl
Ptb
Pt
Radio
Texto ingresado en la caja de texto "Nueva".
Lista de marcas disponibles en la caja de diálogo "Modelación deEquipos".
Verdadero si el texto de "modelo" contiene más cíe siete caracteres.s
Verdadero si el texto de "nueva marca" contiene más de ochocaracteres.
String que se usa para crear el directorio donde se guardarán losarchivos en el disco duro.
Indica si el usuario ha decidido o no modificar un punto señalado comoterminal de bushing o de la base de un equipo.
Texto ingresado por el usuario en la caja de texto "modelo".
Posición, dentro de la lista de marcas o fabricantes de equipos, de lamarca actual.
Nombre de] archivo que contiene el gráfico de AutoCAD.
Nombre del archivo que contiene los datos de los puntos señalados porel usuario.
Verdadero si el nombre del "modelo" del equipo o una marca nuevacontienen el carácter espacio.
Verdadero si el nombre del "modelo" del equipo o una marca nueva nocontienen ningún carácter.
Respuesta dada por el usuario a la pregunta Modificar<Continuar>respecto de las esquinas de la base de un equipo.
Respuesta dada por el usuario a la pregunta "Que punto de losterminales de los bushins de un equipo desea modificar".
Punto designado por el usuario como terminal de un bushing.
Nuevo punto designado cuando el usuario decide modificar algúnpunto.
Punto designado como base del equipo. Este punto se indica respecto alUCS universa].
Sitio donde se escribe el texto que indica al usuario que punto haingresado.
Radio (distancia) de la base cilindrica de un aislador, T.P. o pararrayos.
Radiox
Radioy
Texto
Uno
X
Y
Z
Coordenada X del punto "radio".
Coordenada Y del punto "radio".
Stiiiig que contiene la descripción, del puntó que el usuarioingresado y que aparece temporalmente en el dibujo comoreferencia,j
hauna
Primer punto ingresado corno esquina de la base de raí equipo.
Coordenada X del punto "ptb".
Coordenada Y del punto "ptb".
Coordenada Z del punto "ptb".
Tabla B - 1. Variables usadas en el programa "modelo".
B-4
Inicio
Se definen todaslas variables como
locales
Se asignan:blipmode = Ocmdecho = O
Se define lafunción
*ERROR*
Se carga elprograma
C:dds marcas.dfs
Se ejecuta lasubrutina"Defecto"
de marcas.dfs
Yf—-.A
Se ejecuta lasubrutina
"me_dialog"
Se ejecuta lasubrutina"ñame"
Se ejecuta lasubrutina
"directorio"
v
Se ejecuta lasubrutina
"¡nic"
V
Se ejecuta lasubruíina"puntos"
>
Figura B -1. Diagrama de .flujo del Programa "Modelo".
B.1 El archivo marcas.dfs
Contiene la definición de la función defecto.
Cuando se ejecuta esta ñmción se asigna a la variable ma.rcas__lis la lista de marcas
o fabricantes de equipos que estarán, disponibles cuando el usuario use la función
B-5
modelo. Esta lista se puede modificar cuando se tenga en pantalla la caja de diálogo
"Modelación de Equipos" dentro de AutoCAD.
Además se asigna a la variable nmarca la posición., dentro de la lista marcas_lis,
de la marca que el usuario usó la última vez dentro de AutoCAD y que es la aparecerá
en la caja de diálogo como preseleccionada.
B.2 Funciones utilizadas en el programa modelo.
B.2.1 Inicio.
Cuando se ingresa por primera vez o cuando se abre un ai-chivo nuevo en AutoCAD, se
cargan las funciones definidas en el archivo acad.lsp. Para nuestro propósito y de
acuerdo a lo indicado en el manual del usuario, se han añadido al mencionado archivo
las líneas que definen la función "modelo" que carga el archivo modelo. Isp y ejecuta
la. función inicio que constituyenuest.ro programa principal.
Este programa, como se ha dicho antes, empieza por definir como locales todas las
variables utilizadas. Luego asigna a las variables blipmode y cxidecho el valor O
para que no se visualicen las marcas de puntos designados por el usuario ni. los mensajes
que el AutoCAD presenta normalmente al usuario cuando se ejecutan sus comandos. A
continuación se carga el archivo c:\dds\marcas.lsp y se ejecuta la función
defecto, contenida en este archivo. Finalmente se ejecutan las subrutinas:
me_dialog
ñame
directorio
inic
puntos.
B.2.2 Me_dialog.
Se empieza asignando a la variable apertura el valor mínimo (1), para minimizar la
posibilidad de errores cuando el usuario señale los puntos del equipo. También se oculta
el icono del UCS actual.
Luego carga, inicializa y muestra la caja de diálogo "eg-uipo_dcl" que consta en el
archivo dds.lsp. Mediante el comando set_tile se hace que en Ja lista de marcas,
B-6
aparezca como preseleccionada la que el usuario utilizó la última vez. También se hace
que el equipo preseleccionado sea el interruptor.
También se asignan como acciones para los botones eeNueva", "OK" y "Cancel55, las
funciones nuevo, okeyeq y exit.
B.2.3 Nuevo.
Esta función se ejecuta cuando el. usuario desea agregar una marca a la lista de marcas
existente. El programa debe verificar que el nombre introducido cumpla las siguientes
condiciones:
No debe tener más de ocho caracteres ya este texto es el nombre del directorio en el que
se guardarán los archivos generados con este programa y en el sistema operativo DOS
no se admiten nombres de directorios de más de ocho letras.
No debe contener espacios en blanco por la razón indicada en la condición anterior.
No se admite una cadena vacía.
Para esto, se asignan al tile error una cadena vacía y a las variables de control
nóvale y nulo el valor /?//. Luego en la variable marca se guarda el texto ingresado
por el usuario en la caja de texto. Si esta cadena no cumple con las condiciones
establecidas, una o más de las variables de control toman el valor verdadero y al tile
error se le asigna un mensaje de error adecuado. Caso contrario, la nueva marca es
añadida a la lista de fabricantes y se convierte en la marca preestablecida. El usuario
puede ingresar libremente el texto en letras mayúsculas o minúsculas ya que el
programa lo convierte a un formato en el que la primera letra es mayúscula y las demás
minúsculas. Además la nueva lista, que incluye la marca recién, ingresada por el usuario,
es ordenada alfabéticamente y la posición de esta última marca es guardada como
cadena en la variable nmarca.
B.2,4 Okeyeq.
Usando el procedimiento descrito para el botón "Nuevo", se verifica que el modelo
ingresado por el usuario cumpla las siguientes condiciones:
No debe tener más de siete caracteres.
No debe contener espacios en blanco.
B-7
No se admite una cadena vacía.
Si estas condiciones son verificadas, se guardan en las variables equipo, nma.rca y
modelo los valores de los tiles Equipo, Marca y Modelo.
Luego, en el archivo c:\dds\marcas.dfs se establece la fun.ci.on defecto que
asigna a la variable marcas_lis la lista de marcas disponibles para el usuario y a la
variable nxnarca la posición de la marca preestablecida.
B.2.5 Ñame.
El programa modelo permite modelar interruptores, seccionadores, pararrayos,
transformadores (monofásicos y trifásicos), aisladores de pedestal y transformadores de
potencial (T.P.). En la subrutina ñame se asigna a la variable ini la inicial mayúscula
del equipo y a la variable di r el directorio donde se creará el directorio cuyo nombre se
establece en la variable marca. En este último directorio se guardarán los archivos que
contienen el gráfico y la lista de puntos del equipo. El nombre de estos archivos estará
formado por la unión de ini y modelo.
B.2.6 Directorio
Mediante el comando shell de AutoCAD se crea el directorio donde se guardarán los
archivos generados con la función "Modelo".
Los nombres de los archivos con extensiones dwg y Isp que contienen el gráfico y la
lista de puntos del equipo son guardados en las variables nombre_dwg y
nombre_lsp. Estos nombres incluyen élpath de los archivos.
Si el usuario lia indicado como modelo el nombre de un archivo ya existente, este
archivo es eliminado mediante el comando shell.
B.2.7 Inic
Constituye Ja subrutina principal y más grande. Aquí se ejecutan una serie de acciones:
Se establece el tipo de puntos que se dibujarán como una ayuda para la vlsualización del
usuario. Para esto se asignan a las variables pdrnode y pdsize los valores 100 y 0.05,
respectivamente.
Se crean las capas te_text de color 120 y te_jpunto de color amarillo.
B-8
Con el fin de reducir el tamaño del archivo gráfico de extensión dwg, se borran los
objetos de las capas ame_frz y ashade. Estas capas contienen las entidades de
sólidos que se generan cuando se editan sólidos mediante comandos como unión.,
subtract, intersect, etc.
Se crean tres ventanas en la pantalla de AutoCAD para que el usuario pueda visualizar
mejor los puntos que debe señalar. Las ventanas tienen la configuración mostrada en la
figura B.2.
Figura B - 2. Ventanas creadas en la pantalla de AutoCAD.
A la ventana 2 se le asigna como punto de vista (-1 -1 2).
Si se está modelando un seccionador, interruptor o transformador de potencia, se
ejecutan las siguientes acciones:
Asigna a las ventanas 3 y 4 puntos de vista adecuados.
Se pide al usuario que ingrese los puntos que definen las esquinas de la base del equipo.
Se ofrece la posibilidad de que el usuario modifique los puntos que ha señalado.
Se calcula el punto base del dibujo. Este punto será utilizado como punto de inserción
cuando se considere al dibujo como un bloque, para los seccionadores e interruptores.
Para los transformadores el punto de inserción es el punto medio de la línea obtenida al
proyectar los puntos de los electrodos sobre el plano x-Y, y el punto mostrado en la
figura B.3 es el origen de coordenadas.
Figura B - 3. Punto base del equipo.
Se establece en la ventana N° 2 una vista de planta del equipo. Luego se establecen
dos lazos repeat para ingresar los puntos terminales de los bushings del equipo.
B-9
El lazo interior "repeat cuantos" sirve para ingresar los bushings de los lados
izquierdo y derecho, que si se trata de un seccionador, interruptor o transformad or
trifásico, son tres y si se trata de un transformador monofásico es solamente uno. El
lazo exterior c'repeat n2" sirve para ingresar primero los bushings izquierdos y luego
los derechos.
Dentro de estos lazos se pide al usuario que señale los puntos terminales de los
bushings, se dibuja una entidad "punto" en este sitio y a 0.3 unidades a su izquierda
se escribe un texto que servirá como referencia. Este texto depende del equipo que
se esté modelando y se lo selecciona mediante lazos IF. Además se crea una lista
con los puntos indicados por el usuario, que están referidos al punto base del equipo.
• Se calculan las dimensiones X, Y y Z de la base del equipo y estos valores son
añadidos a la lista de puntos.
• Se ejecuta la subrutina verify que pregunta al usuario si desea modificar algún punto
de los ingresados.
Si el equipo que se modela es un aislador de pedestal, un pararrayos o un T.P., se
ejecutan las siguientes acciones:
• Definición de los puntos de vista de las ventanas 3, 4 y 2.
• Se ejecuta un lazo while que evalúa si el usuario quiere modificar los puntos que
ha señalado. Dentro de este lazo se van pidiendo los puntos que definen el equipo: el
centro de la base, un punto en la periferia de la base y el terminal del bushing.
Para el primer punto, se asigna a la variable de AutoCAD osinode el valor 4, que
corresponde al modo de referencia CENtro. Cuando el usuario señala el punto, este se
convierte en el punto base para AutoCAD y se dibujan dos entidades: un punto en el
centro de la base del equipo y el texto "Base" a la izquierda de este punto. Estas
entidades son añadidas, mediante el comando ssadd, al conjunto denominado
borra.1.
Para el segundo punto, la variable osmode toma el valor 16 que corresponde al
modo QUAdrant. Después que el usuario ha indicado un punto, se dibujan dos
entidades: un punto en el cuadrante derecho de la base del equipo y e] texto "Borde".
Estas entidades son añadidas al conjunto borral. La variable radio almacena el
radio (distancia) de la base del equipo.
B-10
Para que el usuario ingrese el punto terminal del bushing, se asigna a la variable
osmode el valor 1 que corresponde al modo END. Igual que para los puntos
anteriores, se dibujan dos entidades: un punto en el sitio señalado por el usuario y el
texto "Elec." que son agregados al conjunto borral. La variable elec contiene
las coordenadas del punto señalado.
• Se pregunta al usuario si desea modificar los puntos que ha indicado y con su
respuesta se evalúa la condición del lazo while: si decide modificar, los puntos y
textos referenciales son borrados y se ejecuta nuevamente el lazo while. Si. decide
continuar, se asigna a la variable lista una lista que contiene el punto final del
busbing y el radio de la base del equipo.
B.2.8 Verify
Como se explicó en el inciso anterior, esta subrutina se ejecuta cuando el usuario decide
modificar uno o varios puntos terminales de aisladores cuando modela seccionadores,
interruptores o transformadores de potencia.
Consiste en un lazo while que evalúa si el usuario desea modificar algún punto. Si el
usuario decide hacer correcciones, se solicita que indique el punto. Para esto se tienen
tres lazos IF: para transformadores de potencia trifásicos, transformadores monofásicos
y seccionadores o interruptores.
En el lazo que corresponda, y luego de que el usuario ha indicado mediante el teclado el
punto que desea modificar, se asigna a la variable ni la posición del punto a ser
modificado. De la lista lista, generada previamente, se obtiene el punto que ocupa la
posición ni. Este punto es transformado del sistema de coordenadas cuyo origen es la
base del equipo al sistema de coordenadas universal y se lo guarda en la variable pi.
Se crea un conjunto con las entidades punto y texto que corresponden al punto que
el usuario desea modificar y se lo elimina de la base de datos de AutoCAD. Luego se
pide al usuario que señale el nuevo punto e igual que cuando ingresó los datos por
primera vez, se dibujan un punto y el texto que le indica al usuario el punto que acaba
de señalar. Con este punto se actualiza la variable lista y se pasa a evaluar la
condición del lazo while: ¿Desea modificar algún punto?
Este lazo se repetirá hasta que el usuario esté seguro de que ha señalado los puntos
\\*
correctos y decida continuar.
B.2,9 Puntos.
En esta subrutina se abre el archivo noru_lsp y se escriben las lineas que definen la
función punto. Cuando se ejecute esta función, se asignará a la variable lista los puntos
de los terminales de aisladores y las dimensiones de la base de seccionadores,
interruptores y transformadores mono y trifásicos. En el caso de aisladores, pararrayos y
T.P, se asigna la lista formada por el punto terminal del aislador y el radio de la base del
equipo.
Luego se ejecutan las siguientes acciones:
• Se borran las entidades que se encuentren en las capas te_punto y te_text.
• Se especifica como UCS actual el universal.
• A las variables thickness y eleva tion se les asigna el valor 0.
• Se establece una sola ventana mediante el comando vports.
• El archivo gráfico se guarda en el archivo cuyo nombre se especifica en la variable
nom_dwg.
• Se crea un nuevo archivo para evitar que el archivo del equipo pueda ser editado.
C-l
Anexo C
Manual del programador. Función "DDS"
En este anexo se presentan los algoritmos qne se han usado para la elaboración del
programa dds y un resumen de las principales funciones y subrutinas utilizadas.
El diagrama de flujo en que se basa este programa se muestra en la figura C.l. Se
empieza definiendo algunas de las variables usadas en el programa como locales. No se
definen todas como locales debido a que sus valores no están disponibles en algunas de
las subrutinas. Luego se ejecutan las diferentes funciones que constituyen el programa.
Las principales variables se muestran en la tabla C.l.
a
acoplaav
alt
alttxt, temtxt
altu
alturas
ancho est
ancho es t2
ancho int2
ancho sec2
auxblo
barrita
barritat
base
base2
Coordenadas de los electrodos del aislador de pedestal actual.
'Ubicación de la posición de transferencia. Patio de doble barra.
lista con los elementos (0 0 h_base)
Mensaje de que la altura del. sitio y la temperatura no son válidas.
Altura del sitio
Coordenada z de cada uno de los electrodos de un equipo.
Ancho de la estructura que se está dibujando.
Mitad del ancho de la estructura que se está dibujando.
Mitad del ancho del interruptor actual.
Mitad del ancho del seccionador actual.
Lista de nombres de bloques auxiliares que se usarán para copiar loscables entre equipos de una posición a otra.
Ancho de la estructura que sostiene los cables de las barras.
Ancho de la estructura de las barras auxiliares de transformadoresnomofásicos.
Ancho de la estructura que se está dibujando.
Mitad del ancho de la estructura que se está dibujando.
C-2
bloque
borra
dltxt adlOtxt,hbtxt,hetxt
dff
dfñiiin
dft
dftm, dffm
dftrnln
dfttxt, dfftxt
dibujo
disy
dsec2
equis
esqa
esqb
esty
fích
flecha
fo
ge
gcmin
gctxt
Conjunto de entidades que se copiarán o se borrarán, de acuerdo a lasituación.
Conjunto de entidades que se borrarán.
Mensaje de que la distancia d no es válida.
Distancia fase-fase actual.
Distancia fase-fase mínima.
Distancia fase-tierra actual.
Mensaje de que las distancias dft y dff no pueden ser menor quemínimos.
sus
Distancia fase-tierra mínima.
Mensaje de que las distancias dft y dff no son válidas.
Nombre del archivo . dwg de cada equipo.
x6 para los patios de barra principal y transferencia y xlO para patiosdoble barra.
de
Distancia en X entre el electrodo del seccionador y su punto medio.
Lista de coordenadas X de los puntos de inserción de los equipos depatio.
un
Texto que define el esquema de barras del patio de Vmayor.
Texto que define el esquema de barras del patío de Vmenor.
Coordenadas Y de los centros de las estructuras que sostienen los cablesde las líneas de transmisión.
"Nombre" de un archivo para escribir en él, datos de texto.
Flecha de los cables de las barras.
Lista de puntos de electrodos de un transformador. Incluye tambiéndimensiones de la base del transformador.
las
Distancia ge actual.
Distancia ge mínima.
Mensaje de que la distancia ge no es válida.
C-3
h_base
b_basea
h_baseb
h_eq
h_eqa
h_eqb
Ha
Hb
hbaux, heaux
hbi, hei
He
he,hb
hea, hba
heb, hbb
Hs
i
Id_dcl
Infizqa
Ini
Ispta
Isptaa
Isptab
Lac
Laca
Lacb
Lista de las alturas de los soportes de los equipos del patio actual.
Lista de las alturas de los soportes de los equipos del patio de Vmayor.
Lista de las alturas de los soportes de los equipos del patio de Vmenor.
Altura del electrodo más bajo de los equipos del patio actual.
Altura del electrodo más bajo de los equipos del patio de voltaje mayor.
Altura del electrodo más bajo de los equipos del patio de voltaje menor.
Altura del aislador.
Mínima distancia entre el seccionador y los cables de las barras.
Alturas consideradas como por defecto para cada patio.
Alturas de las barras y de líneas de transmisión, típicas de INECEL.
Mínima distancia entre los cables de las barras y los de las líneas detransmisión.
Valores de he y hb actuales.
Valores de he y hb del patio de Vmayor.
Valores de he y hb del patio de Vmenor.
Altura del seccionador.
Coordenadas de los electrodos del interruptor actual.
Identificador del archivo que contiene la definición de las cajas dediálogo.
Punto inferior izquierdo del patio de Vmayor
Inicial del nombre de cada equipo
Lista de puntos de electrodos de los equipos del patio de Vmayor.
Lista de puntos de electrodos de los equipos del patio actual.
Lista de puntos de electrodos de los equipos del patio de Vmenor.
Longitud del aislador de cadena actual.
Longitud del aislador de cadena del patio de Vmayor.
Longitud del aislador de cadena del. patio de Vmenor.
C-4
Leqa
Leqa
Leqb
leqt
lis_dib
lis_ini
listae
lisx
llega
llegat
marca
modelo
nauxbl
no_acopla
nom_dwg
nom_lsp
npos
npos_txt
nposa
nposb
npost
nva
nvb
P
Lista de equipos del patio de voltaje mayor.
Lista de elementos del patio de Vmayor.
Lista de equipos del patio de Vmenor.
Lista de unidades de transformación.
Lista de archivos , dwg de los equipos de un patio de maniobra.
Lista de iniciales de equipos de un patio.
Lista de equipos en un patio de maniobra.
Lista de coordenadas X de los puntos de ubicación de las estructuras y delos cables de las barras en el esquema de Barra principal y Transferencia.
Ancho de la estructura a la que llegan las líneas de transmisión.
Ancho de la estructura a la que llegan, los cables que conectan unaposición del patio con las unidades de transformación.
Lista de marcas de los equipos: interruptor, seccionador, pararrayos,transformador capacitivo de voltaje, aislador de pedestal.
Lista de modelos de los equipos: interruptor, seccionador, pararrayos, t
Posición, dentro de la lista atablo, del nombre del bloque auxiliar actual.
Mensaje de que la posición de acoplamiento no es válida.
Nombre del archivo con extensión . dwg.
Es el nombre de un archivo con extensión . Isp.
Número de posiciones de un patio.
Mensaje de que el número de posiciones no es válida.
Número de posiciones del patio de Vmayor.
Número de posiciones del patio de Vmenor.
Número de unidades de transformación.
Número entero que deñne el nivel de voltaje en el. patio de Vmayor.
Número entero que deñne el nivel de voltaje en el patio de Vmenor.
Coordenadas de los electrodos del pararrayos actual.
C-5
pl, ql
p2, q2
p3, q3
Pb
ptosx
ptosy
piran s
rae
raca
racb
s
supdera
t
tipo
trafo_txt
trampax
volta
Voltaje
voltb
xl .x lO
xla, xlOa
xlaux,xlOaux
xlb,x6b
xbp
Lista de puntos 1, 2 y 3 del seccionador y del interruptor.
Lista de puntos 4, 5 y 6 del seccionador y del interruptor.
Puntos utilizados para calcular la distancia entre el interruptor y elseccionador o viceversa.
punto de inserción de la barra principal.
Cordenada X de los sitios donde se dibujarán puntos.
Cordenada Y de los sitios donde se dibujarán puntos.
punto de inserción de la barra de transferencia.
Radio del aislador de cadena actual.
Radio del aislador de cadena del patio de Vmayor.
Radio del aislador de cadena del patio de Vmenor.
Coordenadas de Jos electrodos del seccionador actual.
Punto superior derecho del patio de Vmayor
Coordenadas de los electrodos del T.P. actual.
Tipo de unidades de transformación: monofásico o trifásico.
Mensaje de que el número de unidades no es válido.
Longitud de la trampa de onda.
Número entero que define el nivel de voltaje en. el patio de Vmayor.
Nivel de voltaje de cada patio de maniobra.
Número entero que define el nivel de voltaje en el patio de Vmenor.
Valores de ̂ Tactuales.
Valores de Jf del patio de Vmayor.
Variables consideradas como por defecto para cada patio.
Valores de X del patio de Vmenor.
Coordenada X de la barra principal. Esquema de barra principal ytransferencia. UCS universal.
C-6
xbt
xil ,xilO
xil,xilO
xid
Xid
Xii
xml, xmlO
xrltxt,xrlOtxt
Ybp
Ye
Yinf
Ysup
Zetaest
Coordenada X de la barra de transferencia. Esquema de barra principaltransferencia. UCS universal.
y
Distancias JiT recomendadas por el INECEL.
Distancias típicas de INECEL.
Coordenada J5T del punto inferior izquierdo de un patio.
Coordenada X inferior derecho de un patio.
Coordenada X inferior izquierdo de un patio.
Distancias mínimas X.
Mensaje de que la distancian no es válida.
Coordenada X de la barra principal. Esquema de barra principaltransferencia. UCS universal
y
Lista de coordenadas 7 de los puntos de inserción de los equipos de unpatio.
Coordenada 7 inferior de un patio.
Coordenada 7 superior de un patio.
Altura de la cara inferior de la estructura en que se sostienen los cablesde las líneas.
Tabla C -1. Principales variables del programa dds.
El número de funciones utilizado en este programa es demasiado grande, por lo que
solamente se mencionará las principales y de modo general. Sin embargo, el programa
ha sido escrito de manera que pueda ser fácilmente revisado.
C.1 El archivo patio.dfs.
Este archivo contiene la función defecto que cuando se carga y ejecuta, asigna a las
variables respectivas, los datos que aparecerán en la caja de diálogo "Diseño de
Subestaciones" y que corresponden a los que el usuario estableció la última vez que usó
el programa.
Entre las principales variables se incluye la lista de equipos que se usaron, en los tres
patios de una subestación, el esquema de barras de los patios de maniobra y su número
C-7
de posiciones, el tipo de transformadores y el número de unidades y los datos
ambientales del sitio donde se instalará la subestación.
C.2 Funciones del programa dds.
La figuras C-l y C-2 muestran la estructura del programa principal, cuyas subrutinas se
analizan a continuación.
C.2.1 Inijxt.
En esta función se definen, los mensajes de error que aparecerán en las cajas de diálogo,
cuando en los espacios para indicar las distancias entre equipos, el usuario ingrese
valores que no son números.
También se definen mensajes de error para las variables: condiciones climáticas del sitio
de instalación, número de posiciones en los patios, etc.
C.2,2 Carga_eq.
Se cargan los archivos que contienen los datos de los equipos que se usarán en los patios
de maniobra, se ejecuta l&función punto y se asigna a las variables i a, sa, pa, ta, aa,
ijb, sb, pb, tb y ab las listas de los puntos de cada equipo.
Se definen algunas de lasvariables como locales
Se asignan:blipmode = O cmdecho = O
Se define la función*ERROR*
Se carga el archivo patio.dfsy se ejecuta la función "defecto"
in Jxt
C-8
Ingreso de los datos:• Altura del sitio sobre el nivel del mar.• Niveles de voltaje nomina! de la subestación.• Lista de equipos eléctricos a ser usados.
carga_eq
esí lac
seí_mayor
cal basic
dim_mayor
^ ,
h_equipos
•* ,
h base
Y
h electrodo
Tf—-A
x_minimo
" ,
xiní_sec
cal_detalle
set_defa
^ ,
disí_dialog
^ ,
set_dis_mayor
cal detalle t
set defa t
T
Figura C - 1. Diagrama de ñujo de la función deis.
C-9
díst trafo
_Íset dis trafo
seí_menor
1,
cal_basic
1 -
dim_menor
' '
h_equipos
h base
h electrodo
x mínimo
xint sec
cal detalle
set defa
disí_dialog
set dis menor
fun inic
inicio
seí_mayor
Tpatio_alto
Y
si altod
patio_trafo
set menor
pat¡o_bajo
•l ,
si_bajoí
finjsp
archivo
insertjin
v
Figura C - 2. Continuación del diagrama de ñujo del programa deis.
C-10
C.2.3 Estjac.
Se establece el ancho de las estructuras, la longitud y radio de la cadena de aisladores y
la distancia de circulación de los patios de maniobra.
C.2.4 Set_mayor.
Se definen como actuales las variables volta, nvp, llegaa, barritaa, laca,
raca, pasoa y esqa.
C.2,5 Cal_basic.
Dependiendo del nivel de voltaje del patio de maniobra que se analice se definen las
distancias fase-fase, fase-tierra y ge. Si la altura es mayor que 1000 m, estas distancias
son corregidas y definidas como distancias mínimas.
C.2.6 Dimjaaayor.
Se definen como actuales las variables isptaa, dsecl, dsec2, anchosec,
anchosec2, dsec2, anchoint2, trampaxl, trampax2.
C.2.7 H_equipos.
Se tiene la lista de las alturas del electrodo más bajo de cada equipo, en el siguiente
orden: interruptor, seccionador, pararrayos, TP y aislador de pedestal del patio de
maniobra analizado. Esta lista se asigna a la variable h_eqa o h_eqb.
C.2.8 H_base.
Los equipos utilizan una base de soporte para asentarse en el suelo. Esta base debe ser
de una altura tal que se cumplan dos condiciones:
1. El punto más bajo de los bushings de los equipos debe estar a una altura ge respecto
del suelo.
2. La altura del electrodo más bajo del equipo debe ser por lo menos: ge + l.l*df-t,
En esta subrutina se obtiene una lista de la altura de estas bases. Además y considerando
un aspecto estético, se calculan las bases del seccionador y del aislador de pedestal tal
que sus electrodos tengan la misma altura.
C.2.9 Hjslectrodo.
Cuando a un equipo se le añade la base de soporte, la coordenada Z de sus electrodos
C-ll
debe ser modificada considerando la altura de esta base. Esta función cumple esta tarea
y asigna a la variable isptaa o ísptab la lista con los datos de los puntos de los
electrodos de los equipos.
Además de definen las variables pl, p2, ql y g2.
• pl es una lista de los puntos de los tres primeros electrodos del seccionador.
• p2 es una lista de los puntos de los tres últimos electrodos del seccionador.
• ql es una lista de los puntos de los tres primeros electrodos del interruptor.
• q2 es una lista de los puntos de los tres últimos electrodos del interruptor.
C.2.10X_mínimo.
Se comienza definiendo la variable d como l.l*df-t. Luego se calcula la distancia
entre los puntos medios de equipos adyacentes. Se considera que los equipos estén lo
nías junto posible, es decir solo se considera sus dimensiones. En esta subrutina,
mediante un lazo IF, se calculan las distancias mínimas para los dos esquemas de barras
posibles: Barra principal y transferencia y Doble barra.
También se define la separación mínima entre los electrodos del seccionador y las
barras y entre éstas y los cables de las líneas de transmisión. Para esto se usan las
variables dhb y dhe respectivamente.
C.2.11 Xint_sec
En esta subrutina se calcula la distancia mínima seccionador-interruptor o interruptor-
seccionador desde el punto de vista de seguridad, es decir que entre los electrodos vivos
del seccionador y los electrodos del interruptor, más cercanos a ellos exista una
distancia b + d. En la definición de d se considera la distancia df-t mínima.
C.2,12 Cal_detalle
En esta subrutina se calculan las distancias X y d que serán presentadas como
recomendadas al usuario. En este cálculo se consideran las distancias d f - f y df-t
actuales.
Además se definen las funciones que se ejecutan, cuando el usuario ingresa nuevos
valores para estas distancias. Los diagramas de flujo de estas funciones se presenta en la
C-12
sección C.3. Se incluye un lazo IF para realizar los cálculos según el esquema de barras
analizado.
C.2.13 Set_defa
Las variables obtenidas en la función cal_detalle son fijados como los valores por
defecto. Para esto se crea una serie de variables auxiliares a las que se asigna los valores
de distancias d y x actuales. Se incluye un lazo IF para realizar las asignaciones según
el esquema de bairas analizado.
C.2,14 Dist_dialog
De acuerdo al esquema de barras del patio de maniobras, se carga la caja de diálogo
apropiada y se les asigna a sus elementos los valores de distancias actuales.
Se definen los actionjile para cada elemento de la caja de diálogo y se la presenta al
usuario.
C.2.15 Set_dis_mayor
Se asigna a vari.abl.es adecuadas, las distancias en el patio de voltaje mayor que el
usuario ha aceptado a través de la caja de diálogo.
C.2,16 CaJ_detalle_t
En esta función se analiza si hace falta el uso de una base donde se asiente el
transfonnador con el fin de que se cumplan las condiciones: 1) el electrodo más bajo se
encuentre a una altura ge + d (variables tomadas del patio de voltaje mayor) y 2) la
parte más baja de los bushings esté a una altura ge. En caso de requerirse una base, esta
es dibujada y asociada al transformador para crear un bloque traf o.
La variable transformador contiene la lista de ]os puntos de los electrodos y las
dimensiones del tanque del transformador, considerando la base.
Luego se calculan las distancias mínimas y recomendadas necesarias, de acuerdo al. tipo
de transfonnador utilizado (monofásico o trifásico) y se defínen las funciones que se
ejecutarán cuando el usuario edite estas distancias,
C.2.17 Set_defa_t
Define como por defecto las distancias calculadas en la subrutina cal_detalle_t
C-13
C.2.1SDistJrafo
De acuerdo al tipo de transformador utilizado, se carga la caja de diálogo apropiada y se
les asigna a sus elementos los valores de distancias actuales.
Se definen los action_tile para cada elemento de la caja de diálogo y se la presenta al
usuario.
C.2.19 Set_dis_trafo
Se asigna a variables adecuadas, las distancias en el patio de transformación, que el
usuario ha aceptado a través de la caja de diálogo.
C.2.20Set_menor
Se definen como actuales las variables voltb, nvp, llegab, barrítab, lacb,
racb, pasoby esqb.
C.2.21 Dim_menor
Se definen como actuales las variables ísptab, dsecl, dsec2, anchosec,
anchosec2, dsec2, anchoínt2.
C.2.22 Set_dis_m.enor
Se asigna a variables adecuadas, las distancias en el patio de voltaje menor que el
usuario lia aceptado a través de la caja de diálogo.
C.2.23 Funjnic
Ejecuta las siguientes aciones:
• Se define el vector auxblo que contiene la lista de nombres de bloques auxiliares
que serán usados para copiar los cables que conectan dos equipos entre sí.
• Se crean las capas necesarias para alojar las entidades que serán generadas al.
ejecutar las distintas funciones del programa.
• Se crea un bloque unión que será insertado en los sitios donde dos cables se
empalmen.
C.2,24 Inicio
Ejecuta las siguientes aciones:
C-14
• Si el usuario ha indicado como nombre de la subestación, el nombre de un archivo
con extensión .dwg existente en el directorio c:\equipos, este es borrado
mediante el comando shell.
• Se abre el archivo donde se guardarán los datos de los equipos utilizados y los
vectores equis e ye que definen su ubicación y se escribe en él la primera línea
para determinar la función datos.
C.2.25 Patio_alto
Esta función es definida cuando el usuario presiona el botón OK de la caja de diálogo
"Diseño de Subestaciones". Dependiendo del voltaje mayor de la subestación, la
función patio jilto ejecutará la subrutina doble_barra (230 kV) o prmjrans (138 kV).
Estas dos funciones serán analizadas en. detalle en las secciones C.4 y C.5.
C.2.26 Si_altocl
En esta función, sí el esquema del patio de voltaje mayor es de doble barra, se ejecuta el
comando de AutoCAD nñrror para que el patio posteriormente se inserte asumiendo
que las lineas de transmisión llegan del lado izquierdo.
Todas las entidades son asociadas al bloque al to.
C.2.27 PatioJrafo
Esta función es definida cuando el usuario presiona el botón OK de la caja de diálogo
"Diseño de Subestaciones". Dependiendo del tipo de transformadores, la función
patio__trafo ejecutará la subrutina trafojnoiio (monofásico) o trafo_tri (trifásico). Estas
dos funciones serán analizadas en detalle en la sección C.6.
C.2,28 Patio_bajo
Esta función es definida cuando el usuario presiona el botón OK de la caja de diálogo
"Diseño de Subestaciones". Debido a que para los patios de voltaje menor solo se puede
usar el esquema de Barra Principal y Transferencia, la función. patio_bajo ejecutará la
subrutina_p77n_í7-ans. Esta función será analizada en detalle en la sección C.5.
;r:J8ll• C-15
C.2.29 SJLbajot
En esta función se ejecuta el comando de AutoCAD mirror para que el patio
posteriormente se inserte asumiendo que las líneas de transmisión llegan del lado
derecho.
Todas las entidades son asociadas al bloque ha jo.
C.2,30 Finjsp
Se cierra el archivo donde se guardaron los datos de los equipos (electrodos y
dimensiones).
C.2.31 Archivo
Esta subrutína abre el archivo con el nombre de la subestación y escribe en él los datos
relacionados con los equipos (marcas y modelos), alturas de sus bases, ancho de las
estructuras utilizadas, niveles de voltaje y número de posiciones en cada patio.
Además se incluyen los datos ambientales del sitio de la instalación.
Finalmente este archivo es cerrado.
C.2,32 Insertjm
En. la capa O, definida como actual, se insertan los tres patios: de voltaje mayor, de
transformación y de voltaje menor, con una separación de 8 y 14 m como'sé explicó en
la sección 3.6.
C-16
C.3 Acciones ejecutadas cuando el usuario edita las distancias.
A continuación se presentan los esquemas de ñujo de acciones que se ejecutan cuando
el usuario edita las distancias que existirán entre equipos.
Escoger un " B I L"
Calculo de distanciasdf-f y df-t
y
h base
h electrodo
Y
xint sec
cal detalle
set defa
Se actualizan las distancias entre equipos en laCaja de Dialogo
Figura C - 3. Acciones realizadas al escoger un BIL de las cajas de diálogo "Distancias:
Barra Principal y Transferencia" ó "Distancias: Doble Barra."
"C-17
Ingreso nuevo valor de "X"
Es el valoringresado unnumero real?
Mostrar alertaamarilla
Borrar alertaamarilla
El valoringresado es
< mínimo?
El valor ingresado es< recomendado?
Mostrar alertaroja
Borrar alertaroja
Calcular distancia "d"
N.
Actualizar los valores de "d" y "X" en la caja de dialogo
C - 4. Acciones ejecutadas cuando el usuario ingresa un. nuevo valor
C-18
Ingreso nuevo valor de "d"
Es el valoringresado unnumero real?
Mostrar alertaamarilla
Borrar alertaamarilla
El valor de X" es< recomendado?
Mostrar alertaroja
Borrar alertaroja
Calcular distancia "d"
N
Actualizar los valores de "d" y "X" en ia caja de dialogo
Figura C - 5. Acciones ejecutadas cuando el usuario ingresa un nuevo valor de d.
C-19
Ingreso nuevo valor de "hb"
Es el valoringresado unnumero reaí?
Mostrar alertaamarilla
Borrar alertaamarilla
El valoringresado es
< minimo?
El valor ingresado es< recomendado?
Mostrar alertaroja "hb"
Borrar alertaroja "hb"
Calcular altura he recomendada y mínima
he < he minimo
he = he minimo
Figura C - 6. Acciones ejecutadas cuando el usuario ingresa un nuevo valor de hb.
El valor de he es< recomendado?
Mostrar alertaroja "he"
Actualizo los valores de "hb" y "he" en la Caja de Dialogo
Figura C - 7."Continuación de acciones realizadas cuando se tiene un nuevo valor de
hb.
C-21
Ingreso nuevo valor de "he"
Es el valoringresado unnumero real?
Mostrar alertaamarilla
Borrar alertaamarilla
he < he mínimo
he = he mínimo
El valor de he es
< recomendado?
Mostrar alertaroja "he
Borrar alertaroja "he
Actualizo ei valor de "he" en la Caja de Dialogo
Figura C - 8. Acciones ejecutadas cuando el usuario ingresa un nuevo valor de he.
C.4 Patios con esquema de barras Doble Barra.
En la ñgura C-9(a) se presenta las subrutinas que se utilizan para dibujar un patio de
maniobra de esquema Doble Barra, que son analizadas a continuación.
C.4.1 Modelación.
Se establecen como actuales los equipos y sus dimensiones que el usuario ha
C-22
seleccionado para el patio de maniobra que se esté dibujando. Luego se insertan los
equipos: interruptor, seccionador, pararrayos, TP y aislador de pedestal.
El nombre con que se insertan es una combinación de letras: inicial del equipo, "a" ó
"b" según se trate del patio de voltaje mayor o menor, y la letra "s" que indica que se
trata del equipo sin su base de soporte. Por ejemplo, ias representa al interruptor del
patio de voltaje mayor sin su pedestal.
Luego, se construyen los soportes para cada equipo. Para los seccionadores e
interruptores se construyen bases de cuatro pilares, una en cada esquina del equipo,
mientras que para los pararrayos, TP y aisladores de pedestal se dibuja un solo pilar que
sostiene al dispositivo. Esta base es asociada al equipo para formar un bloque cuyo
nombre se forma con la inicial del equipo y la letra "a" o "b" según se trate del patio de
voltaje mayor o menor.
Finalmente se escribe en el archivo abierto en la función inicio los datos de los equipos
(sus dimensiones y coordenadas de electrodos)
Este proceso se lo realiza dentro de un lazo REPEAT 5.
C.4.2 Coorded
Se definen como actuales las distancias que el usuario aceptó para el patio de voltaje
mayor en la caja de diálogo "Distancias: Doble Barra", en base a las cuales se generan
los vectores equis e ye que contienen las coordenadas de inserción de los equipos en
el patio.
Estos vectores son escritos en el archivo abierto en inicio.
C.4.3 Tonda
Se construye un bloque llamado trampa y que representa una trampa de onda
monofásica. En este bloque se incluye un cilindro de una longitud 0.6m menor a la que
el usuario ingresó en la caja de diálogo "Diseño de Subestaciones", sostenido por dos
pararrayos., que se los ha tomado como soportes.
C.4.4 Inseqd
Esta subrutina inserta todos los equipos del patio, excepto los correspondientes a la
posición de transferencia, de la cual solo se inserta el seccionador del costado derecho.
Tampoco se inserta el seccionador de bypass que será insertado en la función barrasd.
C-23
C.4.5 Barrasd
Inicialmente se calculan los puntos en que se asentarán las estructuras que sostienen los
cables de las barras y los puntos extremos de éstas últimas.
Luego se realizan las siguientes acciones:
• Se dibujan las estructuras y las barras.
• Se define un. bloque "estra" que contiene una estructura de soporte de barras con
aisladores a cada lado. Este bloque podrá ser insertado posteriormente por el
usuario.
• Se calculan los puntos de ubicación de las estructuras que soportan, los cables de las
líneas de transmisión y de las que sostienen los cables utilizados para establecer el
bypass del interruptor de una posición y se dibujan estas estructuras.
Se inserta el seccionador de bypass.
Se establecen los puntos de las esquinas inferior izquierda y superior derecha del
patio
C.4.6 Cablesd
Dibuja los cables eléctricos del patio siguiendo el proceso:
Los cables entre electrodos de equipos de las posiciones de línea se dibujan, usando
la subrutina eq_coble.
• Los cables que conectan el seccionador con las barras, cables verticales que
conectan las líneas de transmisión con los seccionadores y demás cables de las
posiciones de línea, primero se dibujan y luego se copian usando la subrutina
ins_bloq o el comando copy de AutoCAD.
• Se insertan los equipos de la posición de acoplamiento y se dibujan los cables entre
estos equipos.
C.4.7 Puntitod
Dibuja puntos en sitios donde el usuario puede tener interés, ya sea para insertar equipos
o para usar el comando 3c. Estos puntos se ubican en la capa te_punto y toman
varios colores para facilitar su. visualización.
C-24
C.5 Patios con esquema de barras Barra Principal y Transferencia.
En la figura C-9(b) se presenta el diagrama de flujo que se utiliza para dibujar un patio
con esquema de Barra Principal y Transferencia, cuyas subrutinas son totalmente
análogas a las analizadas en el caso del esquema de Doble Barra.
Inicio Doble Barra Inicio Prin Trans
modelación
^ .
modelación
^ ,
coorded coorde
tonda mseq
inseqd
^ ,
barras
barrasd cables
^ ,
cablesd
puníiíod
T
puntito
^ •
Fin
Fin(b)
Figura C - 9. Diagramas de flujo'de las funciones a) doble_barra y b}prin_tmns.
Una diferencia que merece resaltarse se presenta en la subrutina puntito. En el caso del
esquema de barra principal y transferencia, además de dibujarse los puntos que el
usuario puede utilizar como referencia cuando edita el plano generado por el programa,
se insertan los pararrayos y parte de las líneas de transmisión que llegan a la
subestación.
C-25
C.6 Patio de transformación.
Inicio Trafo Mono Inicio Trafo Tri
coordeí coordet
^ ,
inseqt inseqt
barrast barrast
puntitot puntitoí
^ ,
barrasím Se define el bloque "Transforma"
Se define el bloque "Transforma" Fin
Fin (b)
Figura C-10. Diagramas de flujo de las funciones a) trafo jnono y b) trafo _tri.
En la fígura C-10 se muestran los diagramas de flujo adoptados para dibujar el patio de
transformación. A continuación se analizan las subrutinas utilizadas.
C.6.1 Coordet
En esta función se ejecutan las siguientes acciones:
• Establecer como actuales las distancias que el usuario especificó en la caja de
distancias.
• Se inserta el transformador seleccionado como bloque cuyo nombre es "trafo".
Se calcula el vector equis que contiene la lista de coordenadas X de los sitios
donde se Insertarán las estructuras y el transformador.
• SÍ hace falta se dibuja una base para que las distancias entre el extremo inferior de
los bushings y el suelo sea ge y la altura del electrodo más bajo sea de l.l*df-t, y se
actualizan las coordenadas de los electrodos del transformador.
Se calcula el vector ye que contiene la lista de coordenadas Y de los sitios donde se
insertarán, el/los transformadores.
C-26
Se escriben en el archivo abierto en la función inicio los datos de las puntos de los
electrodos del transformador y sus dimensiones. También se escriben los vectores
equis e ye.
C.6.2 Inseqt
Se insertan, las unidades de transformación como bloques.
C.6.3 Barrast
Se calculan las coordenadas X e Y de los sitios donde se asentarán las estructuras que
sostienen los cables que vienen de una posición de cada patio de maniobra. Estas
coordenadas se almacenan, en las coordenadas estxy esty.
Usando estas coordenadas se dibujan las estructuras.
C.6.4 Puntitot
Dibuja puntos en sitios donde el usuario puede tener interés, para usar el comando 3c.
Estos puntos se ubican en la capa te_punto y toman varios colores para facilitar su
visualización.
C.6.5 Barrastm
En caso de que las unidades de transformación sean monofásicas, se dibujan, las barras
auxiliares y los cables que se servirán para usar la unidad de reserva.
LT^
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E-l
Anexo E
Ejemplo de aplicación.
Como ejemplo de aplicación se considera una subestación que se la identificará con. el
nombre prueba. Se presentan los resultados de distancias recomendadas obtenidas con
el programa dds para tres alturas de instalación diferentes: 1000, 2000 y 3000 m.s.n.m.
Se diseñan los patios de 230 y 138 kV con el patio de transformación que los enlaza.
Con este ejemplo se pretende analizar la variación de las distancias recomendadas por el
programa dds cuando se elige una serie de distancias básicas: distancias fase-fase y
fase-tierra. Estas distancias son tomadas de la norma IEC-71 y corregidas si la altura es
mayor que 1000 m.s.n.m.
Además se presentan los archivos de texto generados: prueba. Isp y
pruebad.Isp.
Como se mencionó en el capítulo 2, para la selección del nivel de aislamiento de los
equipos, se debería conocer el voltaje máximo del sistema, los voltajes de impulsos por
rayos previstos y, aunque para los niveles de voltaje analizados en esta tesis no es un
requisito indispensable (según la norma IEC-71), los voltajes de impulsos generados por
maniobras.
La determinación de estos voltajes sale fuera del alcance de esta tesis, por lo que
simplemente se seleccionarán los equipos cuyo voltaje máximo de equipo, sea mayor
que eJ voltaje máximo del sistema: 245 y 170 kV para los patios de 230 y de 138 kVs
respectivamente.
Por otro lado, la selección de las distancias fase-fase y fase-tierra depende del voltaje
nomina] tolerable de impulsos por rayos del equipo y, como se observa en. la tabla 1,
existen algunas alternativas de este voltaje para cada valor de Unr Por lo tanto, las
separaciones en e] aire dependen del valor del voltaje nominal tolerable de impulso por
rayos seleccionado. Estas distancias están dadas en las tablas 5 y 6 del. capítulo 2.
E.1 Patio de 230 kV.
Este patio utiliza el esquema de barras "Doble Barra" y tiene 6 posiciones
E-2
Los equipos utilizados se muestran en la tabla E-L Además se ha especificado como
longitud de la trampa de onda 2,1 m.
Equipo
Interruptor
Seccionador
Pararrayos
T.P.
Aislador.
Marca
Magrini
Magrini
BBC
Magrini
Magrini
Modelo
245MHMe
SA245
HMX192
CPT245
ATH245
Tabla E - l . Equipos utilizados en el patio de 230 kV.
Los planos obtenidos mediante el comando das son idénticos a los mostrados en el
capítulo 3 por lo que se los puede usar como referencia de este ejemplo.
E.2 Patio de 138 kV.
Este patio utiliza el esquema de barras "Doble Barra" y tiene 4 posiciones
Los equipos utilizados se especifican, en la tabla E-2.
Equipo
Interruptor
Seccionador
Pararrayos
T.P.
Aislador.
Marca
Magrini
Magrini
BBC
Magrini
Magrini
Modelo
145MDH
SA170
HMX120
CPT170
ATH1.70
Tabla E-2. Equipos utilizados en el patio de 138 kV.
E.3 Patio de transformación.
Este patio utiliza 4 unidades monofásicas: 3 en operación y una de reserva. Las
principales características de estas unidades son:
Marca: ItalTrafo.
E-3
230/13S/13.SkV.
MVA 20/26.67/33.33 Tipo OA-FA-FOA.
E.4 Resultados obtenidos.
. A continuación se indican los resultados obtenidos con el uso del programa das.
En la tabla E-3 se presentan las distancias mínimas para los tres patios y en las E-4, E-5
y E-6 las distancias recomendadas de acuerdo al nivel de voltaje seleccionado.
Las distancias mínimas no dependen del voltaje nominal tolerable de impulso por rayos,
ya que para calcular valor de estas distancias se han considerado dos aspectos:
* La mínima distancia fase-tierra (1.89 y 1.31 m para los patios de 230 y 138 kV,
respectivamente).
• Las dimensiones de los equipos, de forma que no ocupen una misma posición en el
espacio.
Las distancias recomendadas dependen de la distancia fase-tierra actual, que a su vez
depende del voltaje nominal tolerable de impulso por rayos.
En. el patio de 230 kV, cuando se considera una altura del sitio de instalación de 3000 m
y se selecciona un. VNTI.R de 1050 kV, el programa genera distancias recomendadas
mayores que las típicas de INECEL para las distancias X5, Xs y X]0 en porcentajes de 3,
7.1 y 0.6% respectivamente.
Para la definición de distancias en el patio de transformadores se adoptan las distancias
fase-fase y fase-tierra especificadas en el patio de voltaje mayor, es decir en el patio de
230 kV. Además, debido a que para este patio, el INECEL no ha especificado distancias
recomendadas, el programa pone a consideración del usuario las que ha calculado con
las ecuaciones establecidas en el capítulo 3.
Pai-a el patio de 138 kV, las distancias x4 y x5 recomendadas por el programa deben
garantizar un espacio de circulación del personal en esa zona. La distancia x6
recomendada por el programa es mayor que la utilizada por el INECEL, para una altura
de 3000 m cuando el VNTlR es 750 kV. La diferencia es de 14 cm equivalente a 1.16%
Un comentario especial merece la diferencia que existe entre la distancia recomendada
por el programa y la utilizada por el INECEL en el caso de la distancia x7 para el patio
de 230 kV. La diferencia entre la distancia del INECEL (12 m) y la del programa (2.2
E-4
ni) seguramente se debe a que el INECEL ha previsto ana zona de circulación para
pequeños vehículos de mantenimiento, tales como montacargas.
Distancia
XI
X2
X3
X4
X5
X6
X7
X8
X9
X10
Hb
He
Patio 230 kV.
0.52
1.32
3.41
1,87
1.49
3 .36
2 . 2 2
2 .67
3 .36
13.8
7 .14
9 .3
Patio de
Transformadores
9.15
5.61
6.41
2
2
2
2
2
2
2
7.36
9.95
Patio 138 kV.
2.10
2.12
2 . 0 6
1.77
2 .27
9 .98
2
2
2
2
5.97
7.59
Tabla E - 3. Distancias MÍNIMAS obtenidas con el programa dds.
tV
NTI
R
(KV
)
Df-
f(m
m)
93D
f-f
Cor
regi
da(m
)
XI
(m)
X2
(m)
X3
(m)
X4
(m)
X5
(m)
X6
(m)
X7
(ni.)
XS
(m)
X9
(m)
XIO (ni.)
Hb
(m)
He
(m)
Pati
o de
230
kV
.
65
0
75
0
85
0
95
0
10
50
13
00
15
00
17
00
19
00
24
00
1.3
1.5
1.7
1.9
2.4
1.5
2
1.5
2
1.5
2
1.5
2
1.5
2
2 .3
2
2.3
2
2 ,3
2
2.3
2
2.3
2
3.9
1
3.9
1
3.9
1
3,9
1
3.9
1
1.8
7
1.8
7
1.8
7
1.8
7
1.8
7
2.3
9
2.3
9
2.3
9
2.3
9
2.7
3
4.2
6
4.2
6
4.2
6
4.2
6
4.6
0
2.2
2
2 .
22
2.2
2
2 .
22
2.2
2
2.6
7
2.9
1
3.1
7
3.4
2
4.0
6
4.2
6
4.2
6
4.2
6
4.2
6
4.6
0
13
.36
13
.8
0
14
.24
14
.68
15
.78
7.1
4
7.3
8
7.6
4
7.8
9
8.6
3
9.3
0
9.7
8
10
.30
10
.80
12
.18
Patio
de
T
rans
form
ador
65
0
75
0
85
0
95
0
10
50
13
00
15
00
17
00
19
00
24
00
1.3
1.5
1.7
1.9
2.4
9.1
5
9.1
5
9.1
5
9.1
5
9.1
5
5.6
1
5.8
3
6.0
5
6.2
7
6.8
2
6.4
1
6.6
3
6.8
5
7.0
7
7.6
2
9 2 2 2 2
9 2 2 2 2
2 2 2 2 2
2 2 2 2 2
2 2 2 2 2
2 2 2 2 2
2 2 2 2 2
7.1
4
7.3
8
7.6
4
7.8
9
8.6
3
9.3
0
9.7
8
10
.30
10
.80
12
.18
Patio
de
13
8 kV
.
45
0
55
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E-8
E.4.1 El archivo prueba.Isp
Este archivo contiene información general sobre el sitio de la instalación, sobre los
equipos, el esquema de barras y el número de posiciones de cada patio.
SUBESTACIÓN PRUEBA
CONDICIONES AMBIENTALES
Altura: 3000,00
Temperatura: 20.00
PATIO DE VOLTAJE MAYOR
Nivel de voltaje: 230
Esquema de barras: Principal y Transferencia
N£mero de posiciones: 6
Equipos
Interruptor
Seccionador
Pararrayos
TP
Aislador
Estructura
Estructura
Marca
Magrini
Magrini
Bbc
Magrini
Magrini
Principal : 2.50
de Barras : 1. 60
Modelo
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sa245
hmxl92
cpt245
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m.
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H
1
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2
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base
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.31
.44
.44
.44
PATIO DE VOLTAJE MENOR
Nivel de voltaje: 138
Esquema de barras: Principal y Transferencia
N£mero de posiciones: 4
Equipos Marca Modelo H base
Interruptor Magrini 145mdh 1.75
Seccionador Magrini sa!70 2.29
Pararrayos Bbc hmx!20 2.44
TP Magrini cptlVO 2.44
Aislador Magrini ath!70 2.44
Estructura Principal: 2 . 50 m.
Estructura de Barras: 1.00 m.
E-9
PATIO DE TRANSFORMADORES
Numero de unidades: 4
Tipo: Monofásico
Equipo
Trans formador
Estructura Principal:
Estructura de Barras:
Marca
Final
2.00 m.
1.60 m.
Modelo
der
H base
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E.4.2 El archivo pruebac/.lsp
En este archivo constan los datos de los electrodos de los equipos respecto de su centro
de coordenadas, tomando en cuenta la base de soporte con la que se asentará en el suelo.
Además se incluye las coordenadas X e Y de los puntos de inserción de los equipos en
cada patio.
Cuando se necesite usar estos datos se debe cargar el archivo pruebad. Isp y luego
ejecutar la función datos.
(DEFUN datos ()
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(0.17 4.0 4.98)
(O.17 0.0 4.98)
(0.17 -4.0 4.98)
(3 .27 4.0 4.98)
(3 .27 0.0 4.98)
{3 .27 -4.0 4.98)
3 .44
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