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• Jorgito Pacara

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PROYECTO DE SUBESTACION ELECTRICA Introducción.-Se da el nombre de subestación eléctrica al conjunto de elementos que sirven para alimentar el servicio eléctrico de alta tensión a un local con una demanda grande de energía para obtener luz, fuerza, calefacción, y otros servicios Motivo de la construcción de la subestación.- Por el montaje e instalación de nuevas industrias y el agrandamiento de la fábrica de cemento fancesa que abarcara sus servicios al Departamento del Chuquisaca y la nación entera de Bolivia, vemos la necesidad de reforzar el sistema de potencia para esta zona ya que el actual no cumple con la capacidad de suministro. La subestación transmitirá y distribuirá energía eléctrica por una línea de 230 kv a dos líneas de 69 kv., respectivamente. Por lo anterior la subestación a diseñar es a 230 kv. Localización de la ubicación.- La subestación estará ubicada a 5 Km de la ciudad de Chuquisaca al lado de la subestación de la Zapatera. La subestación ocupa un área total de 1200 m² (30mx40m) con cerco perimétrico de material noble (vigas, columnas y paredes de ladrillos) DIAGRAMA UNIFILAR DIAGRAMA UNIFILAR 230 KV

TRAMPAZ DE ONDA

PARARAYOS

INTERRUPTORES

CT`S

SECCIONADOR PT`S

INTERRUPTORES

PARARAYOS

TRANSFORMADOR 230/69 KV

BARRA DE 69 KV

Datos del diseño.- La tensión en alta será de 230 Kv y la de baja a 69 KV -

Tensión Nominal.-la tensión nominal será de 69 KV.

-

Tipo de conexión de los bancos de transformadores.Secuencia de rotación de las fases.-

Transformadores.-

Cantidad de unidades.- solo será una unidad Capacidad por unidad.- será de de 230/69 KV Tensiones de transformación.- 230/69 KV Conexiones en alta, baja tensión y un terciario si existe

TRANSFORMADORES DE POTENCIAL DE 69 kV El montaje incluirá las siguientes actividades:  

Transporte hasta el sitio de la obra y descarga Montaje con ayuda de una grúa telescópica, nivelación, aplomada y anclaje

     

Conexión a la malla de tierra principal Conexión de cables de alta tensión, cables de control Pruebas de acuerdo a la norma IEC 186 o ANSI similares. Entre otras: Prueba de resistencia de aislamiento tanto en el primario como en el secundario Prueba de factor de potencia del aislamiento de la porcelana Prueba de polaridad

Se pagará por el montaje completo de cada transformador de potencial, incluyendo las actividades detalladas anteriormente, recibidas a satisfacción de la Fiscalización, siendo de cuenta del Contratista materiales menores como conectores, perfiles de sujeción, pernos, cable desnudo, etc. Líneas de transmisión -

Números de circuitos.- será 2 circuitos Calibre del conductor y numero de conductor por fase

Arreglos de la subestación en cada una de las áreas de alta baja tensión se debe indicar el número o tipo de barras con sus esquemas y diagramas Capacidad de cortocircuito trifásico y monofásico a tierra -

En el lado de alta tensión En el lado de baja tensión

Tiempos de libramientos en ciclos que se permiten a una falla en el lado de alta tensión

Resistividad del terreno Esta es la magnitud característica de toda materia, que expresa su aptitud para la conducción de corrientes eléctricas.” representa la resistencia de una materia considerada, cuyas dimensiones son la unidad, por ejemplo un cubo de un metro de lado la resistividad será expresada en (Ohm-m). Las medidas de resistividad de la tierra tienen un triple propósito: 1. Este tipo de datos es usado para realizar reconocimientos geofísicos debajo de la superficie como ayuda para identificar zonas de mineral, profundidades de roca y otros fenómenos geológicos. 2. La resistividad posee un impacto directo sobre el grado de corrosión en tuberías bajo tierra. Una baja resistividad, tiene relación con un aumento en actividad corrosiva y así dicta el tratamiento protectivo a usar. 3. La resistividad de la tierra afecta directamente el diseño de un sistema de toma de tierra y a este último propósito es el que será explicado en el presente trabajo. Al diseñar un SPAT extenso, es recomendable localizar el área de menor resistividad de la tierra para conseguir la instalación de puesta a tierra más económica. La resistividad del terreno varía ampliamente y afectada por varios aspectos: Naturaleza del terreno, humedad, temperatura, salinidad, estratigrafía, variaciones estacionales, factores de naturaleza eléctrica, compactación. a) Métodos Tradicionales para la Medición de Resistividad de Tierra La resistividad del terreno se mide fundamentalmente para encontrar la profundidad de la roca, así como para encontrar los puntos óptimos para localizar el conjunto de electrodos que conformaran el SPAT. (1) Método de los cuatro electrodos o método de Wenner Este método fue desarrollado por Frank Wenner del U.S. Bureau Of Standards en 1915, F. Wenner, A Method of Measuring Earth Resistivity; Bull, National Bureau of Standards, Bull. Este método consiste en introducir cuatro electrodos de prueba en línea recta y separados a distancias iguales (a), enterrados a una profundidad (b) que es igual a la vigésima parte de la separación de los electrodos de prueba (b= a/20) y van conectados al equipo de medición, el cual introduce una intensidad de corriente entre los electrodos C1 y C2, generando una diferencia de potencial entre los electrodos P1 y P2 (VP1 ,P2), que será medida por el equipo, a su vez en la pantalla tendremos el resultado de la relación (V/I) que por ley de Ohm es R.

La separación entre los electrodos dará la medida de resistencia a un estrato de espesor de terreno que es igual a: h = a, con este valor de resistencia se calculará la resistividad aparente del terreno mediante la ecuación:

(1)

(2) Sistema Simétrico Es una variante del método de Wenner que se utiliza cuando los electrodos de prueba no pueden introducirse a intervalos regulares. Para aplicar este método se utilizan dos electrodos de corriente y dos de potencial que se conectan al equipo de medición.

Los cuatro electrodos de prueba se colocan simétricos con respecto a un punto O que se sitúa en el centro de la medición. El valor de la resistividad será la del estrato de terreno que esta debajo del punto O. La relación entre la distancia de los electrodos de corriente y la profundidad o estrato de terreno a la cual se esta midiendo la resistividad aparente es:

(2) Al igual que en el método de los cuatro electrodos, se irán separando los electrodos de corriente, y por lo tanto aumentando la distancia L y así se conocerá el valor de la resistividad a una profundidad h mayor. El valor de la resistividad aparente se obtiene por medio de la siguiente ecuación:

(3) El valor de R se obtiene igual que en el método de los cuatro electrodos. b)

Métodos

de

Cálculo

de

Resistividad

en

Terrenos

Bi-

Estratificados

Uno de los usos más importantes de las medidas de resistividad en suelos bi-estratificados, es que mediante ellas se pueden determinar la profundidad de la superficie de la primera capa, su densidad real, y su factor de reflexión, así como también características de la capa siguiente, de esta forma es posible modelar los suelos de acuerdo a sus características eléctricas. Como resultado, se ha prestado una atención considerable a la interpretación de lo que es conocido como las curvas de profundidad. Si es usada la configuración de Wenner, cuatro electrodos igualmente espaciados, y mediante estas se realizan diferentes medidas variando la separación de los electrodos para cada caso, es posible graficar las resistividades resultantes vs la separación de los electrodos, teniendo como consecuencia una curva de profundidad. Desde la primera aparición de la inspección de la resistividad la interpretación de tales curvas ha sido una cuestión de gran preocupación y controversia para algunos investigadores, lo que hace este estudio un problema de gran envergadura. Los métodos de interpretación que han sido desarrollados pueden ser aproximadamente divididos en dos clases. El primero de estos es netamente empírico y basado en la experiencia. El segundo consiste en un número de métodos que son basados en las teorías y cálculos de varios autores. (1)MétodoEmpírico Debido a que el estudio de los suelos puede tornarse bastante complejo, representando una meta de gran envergadura para los profesionales del campo, muchos expertos prefieren basarse en la experiencia; por tanto han desarrollado técnicas no muy precisas, con la salvedad de que en muchos casos sobredimensionan dichos SPAT y por ende llegan a resultados favorables, que se ven contrarrestados por la inversión económica que se debe realizar. La experiencia de campo tiene muchos métodos, que se basan en las medidas de resistividad del terreno donde se va a ubicar el

sistema. El primero de los métodos a mencionar consiste en tomar las medidas de campo del terreno en estudio, y llevarlas a una grafica, la cual se denomina curva de resistividad aparente o curva de profundidad. Dado a que el método de medida de resistividad comúnmente usado es el método de Wenner, se requiere graficar las medidas de resistividad obtenidas vs la separación de los electrodos a la cual corresponde cada una ver figura Nº 7.

Fig

1.

Curva

Ejemplo

de

Resistividad

Aparente

El primer criterio que se tiene es evaluar la variación entre las medidas adyacentes. Si se cumple que la variación entre medidas es mayor o igual al 10%, se tiene asume que el suelo es heterogéneo, y que puede estar compuesto por varios estratos, en donde el valor de resistividad al primer estrato corresponde a la medida patrón, es decir la medida con la cual se esta comparando. Asimismo se menciona otro método de cálculo un poco más radical, el método aplicado consiste en observar la curva punto a punto de manera que se pueda leer el primer punto de inflexión presentado, en este caso casualmente corresponde al mismo valor arrojado por el primer método. El método que mayormente se usa en la práctica, es el de realizar un promedio de las medidas tomadas en el terreno, y asumir que el suelo es homogéneo, aunque los resultados generalmente

sean favorables, no conllevan a la mejor solución económica ya que cuando se aplica este método, el diseñador se ve obligado a sobredimensionar el sistema de manera tal de que se cumpla con los objetivos propuestos. Cuando los estudios del suelo, arrojan valores altamente críticos, es decir valores de resistividad mayores a 3000 Ω-m la práctica conlleva a introducir barras a libre albedrío hasta que se tenga una resistencia de puesta a tierra favorable para el cliente. (2)

Métodos

Directos

basados

en

teorías

y

cálculos

Son más confiables con respecto a los métodos anteriormente presentados. La mayor dificultad que presentan es que la teoría supone condiciones ideales, tales como, suelos con capas isotrópicas uniformes con interfaces paralelas a la superficie. Sin embargo tales condiciones ideales son raramente encontradas en la práctica y pueda que algunos errores e inconsistencias pueden aparecer en las deducciones, no obstante es posible obtener resultados útiles para las diferentes aplicaciones.

Fig. 2. Problema de las dos Capas. Si los resultados obtenidos con la aplicación de los siguientes métodos, no dan una respuesta sensata, entonces esto puede ser tomado como una indicación de que las condiciones difieren ampliamente de las asumidas en la teoría suelos anisotropicos, estratificación inclinada. TAGG, aplica un estudio vigoroso de los suelos biestratificados y llega a la siguiente ecuación:

(4) La cual considera las capas homogéneas y representa el potencial de cualquier punto de la superficie a una distancia r de un punto donde se inyecta una corriente I:

A partir de (5) realiza un estudio para la aplicación de la misma, utilizando el método de Wenner. La Figura 3 muestra la configuración de Wenner, la corriente I entra por el punto A y sale por el punto B, produciendo un potencial en B y C. La fuente de corriente A esta a una distancia a de B.

Fig. Si

3. se

Configuración sustituye

en

de

Wenner (4),

(r

y =

el a)

Problema el

de

las

dos

resultado

es

el

Capas. siguiente:

(4.1) Asimismo, la corriente que sale en D a una distancia 2a de B, refleja un potencial en B como se muestra a continuación.

(4.2) Consecuentemente

el

potencial

en

B

es

el

siguiente:

(4.3) Por

simetría

el

VC

=

-

se

puede

VB,

entonces

se

puede

la

siguiente

deducir

que:

(4.4) Dicha

expresión

escribir

de

manera:

(4.5) Si se verifica que la separación entre los electrodos mediante el método de Wenner es mucho mayor que la profundidad de los mismos, se cumple la (2) y la expresión anterior se puede representar de la siguiente manera

(5.6) La

cual

puede

ser

rescrita

como:

(5) (5) es conocida como la ecuación de TAGG, mediante ésta, TAGG determinó unas curvas maestras que consisten simplemente en darle valores a las variables k, h, y a, obteniendo unos valores de ρa/ρ1 para cada caso. La variable K representa el coeficiente de reflexión de la primera capa, es preciso recordar que K, varía entre -1 y 1, es decir que para valores de K entre -1 y 0 se obtienen resultados de ρa/ρ1 mayores que 0 y menores que 1, analíticamente el caso corresponde a que la primera capa posee una resistividad mayor que la segunda. Asimismo para valores de K entre 0 y 1, los valores de ρa/ρ1 serán mayores a 1, ya que la resistividad de la segunda capa es mayor que la de la primera, en este caso es viable trabajar con la relación de conductividad, obligando a la relación σ1/ σa, a variar entre 0 y 1.

Fig.

4.

Curvas

Maestras

para

k

Negativa.

Suelo

Biestratificado

Fig. 5 Curvas Maestras para k Positiva. Suelo Biestratificado Condiciones geográficas -

Temperaturas máximas y mínimas Viento Hielo Lluvia Nieve  Nivel cerámico del lugar  Altura sobre el nivel del mar  Intensidad sísmica  Contaminación

SELECCIÓN DE PARA RAYOS Consideraciones: 

Sistema sólidamente aterrizado.



Pararrayos de Oxido de Zinc (ZnO).



Tensión máxima de 245 kV.

La tensión nominal de los pararrayos de ZnO, R, se encuentra teniendo en cuenta los siguientes parámetros:

Tensión Continua de Operación (COV):



Sobretensión Temporal (TOV): Como es un sistema sólidamente aterrizado, Ke=1.4

La tensión nominal del pararrayos R, se elige seleccionando el mayor valor entre Ro y Re.

donde Ko es el factor de diseño según el fabricante el cual debe ser especificado por este. Un valor de Ko normalmente encontrado es 0.8.

donde Kt es la capacidad del pararrayos contra sobretensiones temporales el cual depende del tiempo de duración de la sobretensión. Kt = 1.15 para 1 segundo. Kt = 1.10 para 10 segundos. Kt = 0.95 para 2 horas. El mayor entre Ro y Re, es Re por lo consiguiente R es igual a:

PARARRAYOS El montaje incluirá las siguientes actividades:  

Transporte hasta el sitio de la obra y descarga Montaje con ayuda de una grúa telescópica, nivelación, aplomada y anclaje

    

Instalación del contador de descargas. Conexión a tierra a la malla de tierra principal. Conexión de cables de alta tensión. Prueba de resistencia de aislamiento. Prueba de factor de potencia de la porcelana.

Se pagará por el montaje completo de cada pararrayos, incluyendo las actividades detalladas anteriormente, recibidas a satisfacción de la Fiscalización, siendo de cuenta del Contratista materiales menores como conectores, perfiles de sujeción, pernos, cable desnudo, etc.

SISTEMAS DE PROTECCIÓN Características Generales Las unidades de protección se equiparán con unidades de control y protección digital integrada que incluyen funciones de protección, automatización, medida, conteo, supervisión, diagnóstico y comunicación. Las funciones adicionales pueden ser proporcionadas, sin embargo, por dispositivos complementarios. Dado que la unidad de Protección y control es integrada y se instala tan cerca como sea posible del interruptor, debe cumplir con los requisitos mas severos en lo referente a condiciones ambientales, en particular,: Las normas IEC:    

255-4 resistencia al impulso: 5kV. 255-22-1 1 Ondas de Mhz: Clase III. 255-22-4 Transientes rápidos: Clase IV. 255-22-3 radiación electromagnética: 20V/m radiación mínima (30 V/m deseable).

La temperatura de operación será de -5 a +55 oC. El rango de operación de la unidad de Protección y control estará diseñada para operar a diferentes tensiones auxiliares tales como: 24, 48,127, 220 Vcc, y todos los tipos de sensores de corriente 1A CT, 5A CT, y sensores de voltaje: 100,110 V VT, 100 / √3,110 / √3 VT. La unidad será desconectable o extraíble para facilitar su reemplazo. Debe ser posible retirar los conectores del circuito de corriente de la unidad de control necesidad de cortocircuitar los transformadores de corriente.

sin

Cada conector debe poder alojar cables de hasta 2.5mm2 y 6 mm2 para los circuitos de corriente. Las relés de salida serán capaces de soportar corrientes de estado permanente hasta de 8 A. Sistema de protección para celda de transformador

Comprende el conjunto de equipamiento y accesorios necesarios y suficientes para la eliminación de los siguientes tipos de fallas (internas hacia tierra o entre fases, entre espiras, limitar la duración de corriente de corto circuito presente para fallas externas) y la presencia de temperaturas elevadas en el aceite y/o en los bobinados, ruptura del tanque, etc., en transformadores de dos y tres bobinados. La protección debe tener las siguientes funciones y características: · Diferencial porcentual trifásica o tres unidades monofásicas, para dos o tres bobinados, según sea el caso, con bloqueo para restricción de 2da y 5ta armónicas, unidad diferencial instantánea calibrable (87) · Relé auxiliar de bloqueo y desbloqueo (86) · Funciones de oscilografía, autodiagnóstico continuo de todos los circuitos, interfase hombremáquina mediante display, teclado y LEDs de indicación, puertos de comunicación serial: frontal, posterior para red (Ethernet). · La función diferencial debe ser inmune a componentes de corriente continua y a saturación de TCs, con alta estabilidad para fallas externas, compensación de desfasamiento angular del transformador y de secuencia cero. · El tiempo total para la eliminación de fallas internas por las protecciones diferenciales, no debe exceder a 100 milisegundos, incluido el tiempo de operación de los relés de protección, de los relés auxiliares y el tiempo de apertura de los interruptores. · Sobrecorriente instantánea y temporizada de fase, neutro y tierra (50/51, 50/51N) para protección de respaldo para fallas internas y externas, compuestas por elementos de protección vinculados a cada uno de los bobinados del transformador. La protección 51N utilizará la corriente residual de los TCs de fase. · Protección de sobrecorriente (50/51). Sistema de protección para celdas de alimentador. El esquema requerido es de protección principal únicamente, con las siguientes características: - Función de sobre corriente instantánea y temporizada para fallas monofásicas, bifásicas, bifásicas a tierra o trifásicas. - Deben ajustarse de acuerdo a curvas ANSI o IEC. Funciones de oscilo grafía, localizador de falla, autodiagnóstico continuo de todos los circuitos, interface hombre-máquina mediante display, teclado y LEDs de indicación, puertos de comunicación serial: frontal, posterior para red de gestión de protecciones y posterior para integración con el sistema, disponibilidad para parametrización y cambio de ajustes en forma local (puerto frontal y por red de gestión de protecciones) y remota ( Ethernet), sincronización de tiempo mediante la red de sistema.

SISTEMA DE ALARMAS El sistema de alarmas deberá funcionar en base a cuadros luminosos y cuatro (4) pulsadores: un pulsador para "silenciar", un pulsador para "reconocimiento", un pulsador para "reposición", y un pulsador para "prueba", cuyas características funcionales y/o constructivas serán las siguientes: a) Al producirse la falla se encenderá una luz parpadeante en el respectivo cuadro luminoso del tablero. Simultáneamente sonará una señal acústica, que debe desaparecer mediante el botón para "silenciar". Al silenciarse la señal acústica no deberá perderse ninguna señal de alarma. b) Al tomarse conocimiento de la falla, mediante el pulsador de "reconocimiento", la luz parpadeante cambiará a permanente si la falla persiste. c) Al desaparecer la falla, una vez que se ha tomado conocimiento de ella, la luz permanente cambiará a luz parpadeante de una frecuencia inferior a la que inicialmente indicaba falla. Esta señal podrá cancelarse mediante el pulsador de "reposición". d) Si al tomar conocimiento de una falla, ésta ha desaparecido, la luz parpadeante mencionada en a). cambiará automáticamente a la indicada en c). sin pasar por el estado de luz permanente. e) Con el pulsador "prueba", existente en cada posición de tablero, se podrán probar toda las ventanillas de los cuadros luminosos existentes en la misma. f) El sistema de alarma deberá estar dimensionado para señalizar en forma independiente, todas las operaciones, fallas o situaciones anormales que puedan ocurrir. g) Los pulsadores y cuadro luminoso de señalización se ubicarán en la posición correspondiente del tablero de control. h) Los anunciadores serán de estado sólido. i) Las leyendas para los anunciadores serán elaboradas por el Contratista y remitidas para la aprobación de EMELORO. j) Todo punto de alarma tendrá un contacto "esclavo" normalmente abierto. k) Los anunciadores se instalarán en cajas herméticas semiempotradas tipo tablero. El cambio de lámparas se hará por delante. La cubierta de la ventana será de material traslúcido blanco. l) La señal sonora provendrá de un timbre instalado en la parte alta del tablero, funcionará con 125 VCC y producirá una señal de 80 db a 3 metros de distancia. m) El anunciador funcionará sea por cierre o apertura de un contacto de alarma debiendo ser factible el cambio de normalmente abierto a normalmente cerrado o viceversa. n) El anunciador se alimentará con corriente continua de 125 V con una variación entre 80 y 140 V, la fuente de poder deberá trabajar satisfactoriamente dentro del rango de voltaje aquí especificado.

El panel de alarmas a tendrá como mínimo las siguientes indicadores: 1) Falla alimentación V.C.D. 69 Kv 2) Baja presión de gas (transformador de potencia) 3) Sobre temperatura trafo 4) Falla enfriamiento trafo 5) Bajo nivel de aceite trafo 6) Falla alimentación V.C.D. 13.8 Kv 7) Falla sobrecorriente 13.8 Kv 8) Falla cargador de batería 9) Disparo protección diferencial 10) Disparo bajo voltaje 11) Reserva 1 12) Reserva 2 13) Reserva 3 14) Reserva 4 15) Reserva 5 16) Reserva 6 CELDA DE SERVICIOS AUXILIARES Contendrá un transformador trifásico de 150 KVA adecuado para conectarse al voltaje nominal de barra de las celdas de media tensión. Deberá NIVEL DE PROTECCIÓN PARA IMPULSO TIPO ATMOSFERICO (NPR o LIPL) El NPR de un pararrayos ZnO es considerado, en términos generales y para efectos de coordinación de aislamiento como el mayor entre los siguientes valores: 

Tensión máxima residual para impulsos escarpados (1/(2-20) m s) de corriente dividido en 1.15. Para efectos prácticos es igual a 1.1*Tensión máxima residual 8/20m s.



Tensión máxima residual para impulsos atmosféricos a la corriente nominal de descarga 8/20m s. 10 kA (Um£ 420kV)

15 kA (420kV550kV) NIVEL DE PROTECCIÓN PARA IMPULSO DE MANIOBRA (NPM o SIPL) El NPM para un pararrayos de ZnO se obtiene así: 

Sistema con tensión máxima menor de 145kV, máximo voltaje residual con impulso de corriente de maniobra (30/60m s) de 0.5 kA.



Sistema con tensiones entre 145kV y 362kV el impulso de corriente de maniobra debe ser de 1kA.



Sistemas con tensiones superiores, el impulso de corriente de maniobra debe ser de 2kA.

la tensión nominal del pararrayo R, queda normalizada así: Valor Normalizado R = 192 kV. NPM (SIPL) = 374 kV. NPR (LIPL) = 442 kV. Debido a que las características de altura de la subestación no son de importancia como se menciono en la etapa de planeación, entonces no se harán correcciones por altura al nivel de protección para impulso tipo atmosférico (NPR). De igual manera se considero que el nivel ceraunico no era representativo, por lo cual se decidirá que la corriente de choque que soportara los pararrayos será de 10kA, debido al nivel de tensión a manejar (>30kV). CORRIENTES CORRIENTE NOMINAL La corriente nominal nos fija los esfuerzos térmicos que debe soportar una instalación eléctrica en las condiciones de operación normal mas desfavorables. Con base en su valor se determinan la sección de las barras colectoras y las características de conducción de corriente de los equipos (interruptores, seccionadores, transformadores de medida, etc.). Debido a las condiciones de capacidad de las cargas a alimentar, que en nuestra subestación va a ser de 400 MVA a un nivel de tensión de 230 kV, la corriente nominal de la subestación es aproximadamente de 2 kA.

Como el diseño de la Subestación es de configuración interruptor y medio, esta consta de 2 diámetros, de esta manera la corriente a manejar por los equipos son: 

TRANSFORMADOR DE CORRIENTE:

TRANSFORMADORES DE CORRIENTE 69 KV El montaje incluirá las siguientes actividades          

Transporte hasta el sitio de la obra y descarga Montaje con ayuda de una grúa telescópica, nivelación, aplomada y anclaje Conexión a tierra a la malla de tierra principal Conexión de cables de alta tensión, cables de control Suministro e instalación de caja de unión de cables para el centro estrella. Pruebas de acuerdo a la norma IEC 185 o ANSI similares. Entre otras: Prueba de resistencia de aislamiento de devanados primario y secundario Prueba de factor de potencia del aislamiento de la porcelana Prueba de polaridad Prueba de curva de saturación

Se pagará por el montaje completo de cada transformador de corriente, incluyendo las actividades detalladas anteriormente, recibidas a satisfacción de la Fiscalización, siendo de cuenta del Contratista materiales menores como conectores, perfiles de sujeción, pernos, cable desnudo, etc. Requerimientos especiales para transformadores de corriente.Transformadores de corriente de relación 500/5 A y de relación 1000/5 A. a) Los transformadores de corriente deben ser capaces de soportar, sin efectos dañinos, los esfuerzos mecánicos y térmicos impuestos por las corrientes de corta duración de cortocircuito, durante 1 seg. con sus terminales secundarios cortocircuitados. En caso de que se especifiquen relaciones múltiples, éstas deben obtenerse mediante conexiones en serie y/o en paralelo de los devanados primarios, mediante derivaciones (taps) en el secundario o mediante una combinación de los dos métodos. Los terminales primarios que se requieran para este propósito deben ser fácilmente accesibles mediante una caja a prueba de intemperie con cubierta removible, y las conexiones deberán realizarse mediante barras de cobre sin necesidad de abrir cualquier otra parte del transformador. c)Los transformadores de corriente se suministrarán con una derivación (tap) capacitiva de voltaje que saldrá al exterior a través de una boquilla, puesta a tierra en fábrica, que permitirá el chequeo del aislamiento primario (tangente delta). d) Para todos los transformadores de corriente y para cada tap se suministrará la curva de saturación correspondiente. Sobre el mismo diagrama se indicará la resistencia para cada toma.



SECCIONADORES Corriente nominal de 1 kA.

1. ALCANCE Estas Especificaciones Técnicas establecen los requisitos técnicos para el diseño, fabricación, pruebas en fábrica y pruebas en sitio de seccionadores y seccionadores con cuchillas de puesta a tierra, para voltajes de operación comprendidos entre 69 kV y 230 kV. Estas especificaciones comprenden a los seccionadores de tres columnas de aisladores, doble apertura lateral (Tipo B según ANSI C37.32), con cuchillas de puesta a tierra para operación independiente, o conjuntamente con el tipo de seccionador antes indicado. Se excluyen expresamente de estas especificaciones los seccionadores en SF6 que forman parte de un sistema encapsulado integral (Gas Insulated Substation - GIS). Los tipos y características propias de los seccionadores que deberán suministrarse dentro del contrato, se describen en el Anexo 1 "Características Particulares del Suministro".

1. NORMAS Mientras no se indique explícitamente lo contrario dentro de estas especificaciones, los seccionadores deben satisfacer las normas de la Comisión Electrotécnica Internacional -CEI(Internacional Electrotechnical Comisión -IEC-) y particularmente las publicaciones No. 129, 60694 y 62271- 102 de dichas normas. En todos los casos regirá para cada norma (incluyendo los anexos, addenda, o revisiones) la versión vigente a la fecha de la convocatoria para el Concurso. En los aspectos no contemplados en las normas antes referidas, el Contratista podrá proponer otra norma alternativa, cuyo empleo estará sujeto a la aprobación de EMELORO S.A. En un plazo máximo de 30 días, posteriores a la suscripción del contrato, el Contratista entregará un ejemplar de la versión oficial de las normas a utilizar en español o inglés 

INTERRUPTORES Corriente nominal de 1 kA. SOBRETENSIONES

Las sobretensiones son voltajes transitorios mayores al los máximos voltajes de operación del sistema. De acuerdo al tipo de sobretensión estos pueden ser limitados por distintos medios de protección. La amplitud de las sobretensiones se puede limitar mediante pararrayos u otros medios

de protección. Existen tres tipos de sobretensiones: las temporales, las de maniobra y las atmosféricas. Las sobretensiones temporales y las de maniobra son consideradas de origen interno del sistema, como resultado de un fenómeno transitorio, mientras que las atmosféricas se consideran de origen externo. SOBRETENSIONES TEMPORALES Se caracterizan por presentarse a una frecuencia muy cercana a la industrial (o a la misma frecuencia industrial), y por no ser amortiguadas ni suavemente amortiguadas. Se asocian principalmente con pérdidas de carga, fallas a tierra y resonancias de diferentes tipos. En un sistema bien diseñado, las amplitudes de las sobretensiones temporales no deben exceder de 1.5 p.u. y su duración debe ser menor de 1 segundo. Para el diseño de la Subestación, la sobretensión temporal debe ser menor a 345kV (230kV*1.5=345kV). Este valor será menor si los transformadores de tensión del sistema son sólidamente aterrizados.

SOBRETENSIÓN DE MANIOBRA Las sobretensiones de maniobra están asociadas a todas las operaciones de maniobra y fallas en un sistema. Sus altas amplitudes están generalmente en el rango de 2 a 4 p.u., dependiendo mucho de los valores reales del diseño del sistema y de los medios para limitarlos. Para el nivel de tensión de la Subestación de 230kV, se pueden presentar sobretensiones de maniobra entre 440kV y 880kV. SOBRETENSIONES ATMOSFÉRICAS Las sobretensiones atmosféricas de amplitudes grandes pueden entrar a una subestación como resultado de descargas atmosféricas directas sobre una línea o como flámeos inversos en una torre. La subestación debe estar protegida contra descargas directas mediante un apantallamiento eficiente. Para tensiones de 230kV su valor está entre 4 y 6 p.u. es decir, entre 880kV y 1520kV. De acuerdo con la IEC 60-2, la tensión de prueba normalizada para sobretensiones atmosféricas tiene un tiempo de frente de 1.2 s y un tiempo de cola medio de 50  s. Se observa la representación esquemática de los diferentes tipos de sobretensiones.

COORDINACION DE AISLAMIENTO Para entender la selección del aislamiento de este diseño, se definirá primero algunos conceptos: COORDINACION DE AISLAMIENTO: Comprende la selección de la so portabilidad o resistencia eléctrica de un equipo y su aplicación en relación con las tensiones que pueden aparecer en el sistema en el cual el equipo será utilizado, teniendo en cuenta las características de los dispositivos de protección disponibles, de tal manera que se reduzca a niveles económicos y operacionalmente aceptables la probabilidad de que los esfuerzos de tensión resultantes impuestos en el equipo causen daño al aislamiento o afecten la continuidad del servicio. Los tres niveles de sobretensión considerados en la coordinación de aislamiento son:



Nivel 1: También llamado nivel alto. Se utiliza en los aislamientos internos, no autorecuperables (sin contacto con el aire), de aparatos como transformadores, cables o interruptores.



Nivel 2: También llamado medio o de seguridad. Está constituido por el nivel de aislamiento autorecuperable de las partes vivas de los diferentes equipos, que están en contacto con el aire. Este nivel se adecua de acuerdo con la altura sobre el nivel del mar de la instalación y se utiliza en todos los aisladores de aparatos, barrajes y pasamuros de la subestación que están en contacto con el aire.



Nivel 3: También llamado bajo o de protección. Está constituido por el nivel de operación de los explosores de los pararrayos de protección.

TENSIÓN SOPORTADA AL IMPULSO TIPO ATMOSFÉRICO (BIL o LIWL)

Es el valor pico de tensión soportada al impulso atmosférico el cual caracteriza el aislamiento del equipo en lo que se refiere a pruebas. Esta tensión se especifica solamente en seco, ya que la soportabilidad de los equipos a estos impulsos, de manera muy general, se afecta poco por la lluvia. TENSIÓN SOPORTADA AL IMPULSO TIPO MANIOBRA (BSL o SIWL) Es el valor pico de tensión soportada al impulso tipo maniobra, el cual caracteriza el aislamiento del equipo en lo que se refiere a pruebas. Esta tensión se debe especificar en seco y/o bajo lluvia, ya que la soportabilidad de los equipos de maniobra tiende a reducir bajo una lluvia de elevada precipitación. Normalmente la condición en seco se prueba para impulsos de polaridad positiva y la condición bajo lluvia para impulsos de polaridad negativa. FACTOR DE SEGURIDAD Son las relaciones entre las tensiones soportadas con impulsos tipo maniobra o atmosféricos y las tensiones máximas encontradas. CALCULO DE AISLAMIENTO Hay dos métodos para el cálculo del nivel de aislamiento: Un método convencional que es utilizado para tensiones menores a 300kV y un método estadístico que es utilizado para tensiones mayores a 300kV. Como la subestación tiene un nivel de tensión de 230kV, se utilizara el método convencional. Se aplica un factor de seguridad (K I) para relacionar el NPR y el BIL. Este factor tiene un rango entre 1.2 y 1.4 siendo 1.25 un valor normalmente aplicado. Para niveles de tensión inferiores a 52kV, el valor KI más utilizado es 1.4. Se aplica un factor de seguridad K M para relacionar el NPM y el BSL. Donde KM = 1.15. Existe un factor de seguridad que relaciona el BSL y el BIL y que depende del medio aislante así: Equipos sumergidos en aceite, K=0.83 Equipos aislados al aire, K=0.6 a 0.75. A continuación se escribe el procedimiento general para determinar el BIL de un equipo. Este procedimiento es válido para alturas inferiores a 1000 metros sobre el nivel del mar. 1. Obtener el NPR y el NPM del pararrayos. 2. Determinar el KI y el KM deseados. 3. Obtener el nivel mínimo de aislamiento al impulso atmosférico: BIL= K I*NPR.

4. Elegir el valor normalizado por encima del BIL encontrado, obteniéndose así el BIL normalizado del equipo en consideración (BIL N). 5. Obtener el nivel mínimo de aislamiento al impulso de maniobra: BSL=K*BIL N. 6. Obtener la relación entre BSL y NPM: K F=BSL/NPM. 7. El valor determinado en el paso anterior debe ser mayor o igual a K M: KF³ KM. 8. Si no se cumple la anterior relación se debe incrementar el BIL encontrado en el paso 4 en un nivel superior y repetir, con este nuevo valor, los pasos 5 y 6. Este incremento del BIL se debe efectuar de modo iterativo hasta obtener el K F³ KM. 9. Es suficiente con especificar el BIL del equipo ya que el BSL está directamente relacionado. Este procedimiento se puede resumir en el diagrama mostrado en la Figura 9.

Para el diseño de la Subestación, se determinara el BIL con el procedimiento anterior así: NPM del pararrayos: 374kV NPR del pararrayos: 442kV

Factor de Seguridad (KI): 1.25 Para sistemas mayores a 52kV. Factor de Seguridad (KM): 1.15 Factor de Seguridad (K): 0.65 BIL=KI*NPR=1.25*442kV= 552.5kV BIL Normalizado 1050kV BSL=K*BILN=0.65*1050kV= 682.5kV KF=BSL/NPM=682.5kV/374kV= 1.82 KF³ KM 1.82 ³ 1.15 El BIL seleccionado será de 1050kV Cuando se expresa más de un nivel de aislamiento, el nivel más alto debe seleccionarse para factores de falla a tierra mayores a 1.4 niveles de aislamiento normalizados por la IEC, se obtendrán los siguientes valores: Voltaje Nominal: 230kV Voltaje Máximo: 245kV Um*Ö 2/Ö 3=Un (Valor pico) 200kV V.Impulso (Valor pico) 1050kV Aislamiento pleno al impulso 900kV Aislamiento reducido al impulso V.rms (Valor pico) 460kV Aislamiento pleno a baja frecuencia 390kV Aislamiento reducido a baja frecuencia

DIMENSIONAMIENTO DE LA SUBESTACION El dimensionamiento de una subestación es una de las actividades principales dentro de la etapa de diseño, puesto que incide prácticamente en todas las demás actividades y por lo tanto afecta el costo global de una subestación. Los niveles de tensión determinan las necesidades de aislamiento que garantizan la operación confiable y segura para el personal y el equipo instalado en una subestación. Dicho aislamiento impone la especificación de materiales aislantes y fde distancias entre los diferentes elementos de patio, de tal forma que los gradientes de tensión a los cuales están sometidos no rompan la rigidez dieléctrica del material aislante. Dicho de otro modo, los niveles de tensión y el material aislante determinan las distancias entre los diferentes elementos de patio de una subestación. A su vez, dichas distancias en conjunto con la potencia de trabajo determinan el tamaño de los equipos a utilizar. En tal sentido, los principales factores a considerar en el dimensionamiento de una subestación son las distancias criticas fase - fase y fase - tierra que deben existir en la subestación para garantizar un nivel de aislamiento adecuado y las distancias de seguridad requeridas para las labores de revisión y mantenimiento sin peligro alguno para el personal. DETERMINACION DE DISTANCIAS DIELECTRICAS EN SUBESTACIONES Para obtener la adecuada coordinación de aislamiento en una subestación es necesario fijar las distancias a través del aire entre partes vivas de fases diferentes y entre partes vivas de fase y tierra. Para ello vamos a definir ciertos conceptos que se utilizan para comprender el problema.

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Tensión critica de flameo (TCF): Es la tensión obtenida en forma experimental que presenta una probabilidad de flameo del 50%. En las normas se calcula el valor de TCF a partir del nivel básico de impulso, BIL, a nivel del mar óseo:

Como no se requieren factores de corrección, el TCF de diseño será de 1092.6kV. 

Distancia de fase – tierra (m) :

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Distancia de fase – fase (m): Para los barrajes flexibles hay que tomar los desplazamientos debidos al viento o a los sismos. Para ello las distancias mínimas de diseño se pueden expresar como el producto de un factor que varía de 1.8 a 2 por la distancia mínima de fase a tierra dada de acuerdo con la altura sobre el nivel del mar del lugar de la instalación, para los niveles de tensión nominal UN £ 230kV.

Para el diseño de la subestación, la distancia mínima fase – fase será

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Distancias criticas para conductores flexibles (m): En la determinación de la distancia dieléctrica para conductores flexibles se debe tener en cuenta, además del BIL de la subestación, la flecha máxima del conductor. La siguiente formula empírica se aplica para obtener la separación mínima que debe existir entre dichos conductores:

Donde: K = 7.5 para conductores de cobre y 10 para conductores de acero-aluminio D, es la distancia horizontal entre fase para conductores rígidos. F, es la flecha máxima del conductor en centímetros. Para el caso de conductores en acero – aluminio:

Para el caso de conductores de cobre:

DISTANCIAS DE SEGURIDAD Se entiende como distancia mínima de seguridad aquellos espacios que se deben conservar en las subestaciones para que el personal pueda circular y efectuar maniobras sin que exista riesgo para sus vidas. Las distancias de seguridad a través de aire están compuestas por dos términos: el primero es la distancia mínima de fase a tierra, correspondiente al nivel de aislamiento al impulso de la zona. El segundo término se suma al anterior y dependen de la talla media de los operadores. Las distancias mínimas de seguridad se pueden expresar con las siguientes relaciones: D = d + 0.9 H = d + 2.25

D, es la distancia horizontal en metros que se debe respetar en todas las zonas de circulación. H, es la distancia vertical en metros que debe respetarse en todas las zonas de circulación. Nunca debe ser menor de 3 metros. D, es la distancia mínima de fase a tierra correspondiente al BIL de la zona. Para nuestro diseño: D =2.2 m + 0.9 = 3.1m H =2.2 m + 2.25 = 4.45m La distancia mínima para vehículos será: D = (d+0.7) + 0.9 = (2.2+0.7) + 0.9 = 3.8m H = (d+0.7) + 2.25 = (2.2+0.7) + 2.25 = 5.15m La distancia mínima para áreas de trabajo será: D = (d+1.75) + 0.9 = (2.2+1.75) + 0.9 = 4.85m H = (d+1.25) + 2.25 = (2.2 + 1.25) + 2.25 = 5.70m Enrejados El propósito de los enrejados es limitar la posibilidad de que el personal autorizado dentro de una estación de suministro eléctrico haga un contacto inadvertido con las partes energizadas ubicadas bajo el nivel requerido por la Regla 124.A. Véase la Figura H124C3-1. Ninguna parte del cerco perimetral puede ser utilizado para tales enrejados. Se requiere que este enrejado sea un recinto de protección separado. Este tipo de cerco bajo o de enrejado es a menudo utilizado para separar estantes de bancos condensadores del resto del área de una estación de suministro, tal como se muestra en la Figura 124C3-2. Aunque no se especifica ninguna altura de enrejado, el OHSAS 18001, generalmente utiliza 1,07 m como altura deseada para tales enrejados. El propósito es que una persona deberá sea capaz de caer contra el enrejado sin que un brazo o pierna se extienda dentro de la zona de guarda. De modo práctico, la mayoría de empresas de servicio público utilizan un cerco en forma de eslabón de 1,07 m de alto o 1,2 m para cumplir este requerimiento, debido a que al cerco en forma de eslabón es más fácil de instalar que un sistema apropiado de enrejado fijo. Nótese que ninguna especificación es dada para el número de enrejados requeridos para cumplir con estos requerimientos, usando el cerco de eslabón de cadena se quita la necesidad de considerar el número de enrejados para evitar que alguien caiga dentro de la zona protegida. Sin embargo, para propósitos estructurales, para evitar que la caída de una persona derribe el cerco, en general se requiere un tope en la parte superior de la rejilla - una malla sola es raramente suficientemente fuerte, a menos que su longitud sea muy corta. En esencia, las reglas están diseñadas para requerir que alguien en la estación, ya sea autorizado o no, tenga que trepar hasta o dentro del área donde las partes energizadas están ubicadas. Alguien que este simplemente caminando alrededor de una estación está seguro.

DISTANCIA DE DISEÑO Este punto se refiere al dimensionamiento de las distancias entre partes vivas que se requieren en instalaciones convencionales (ya sea interiores e intemperie). No se tiene en cuenta las instalaciones encapsuladas o aisladas en gas. La determinación de estas dimensiones se efectúa mediante el cálculo de las distancias dieléctricas entre las partes vivas del equipo y entre estas y las estructuras, muros, rejas y el suelo, de acuerdo con el siguiente orden. 1. Distancia entre fases. 2. Distancia entre fase y tierra.

3. Distancia de seguridad. 4. Altura de los equipos sobre el nivel del suelo. 5. Altura de las barras colectoras sobre el suelo. 6. Altura de remate de las líneas de transmisión que llegan a la subestación. Los tres primeros numerales ya han sido tratados y veremos los tres restantes. ALTURA DE LOS EQUIPOS SOBRE EL NIVEL DEL SUELO Esta altura se considera también como el primer nivel de barras (h s). La altura mínima hs, de las partes vivas sobre el nivel del suelo en ningún caso debe ser inferior a 3 metros, si no se encuentran aisladas por barreras de protección. La altura mínima de la base de los aisladores que soportan partes vivas no debe ser menor de 2.25 metros. Prescindiendo de las tablas, la altura mínima de las partes vivas de cualquier equipo se calcula de acuerdo con la siguiente expresión: hs = 2.30 + 0.0105*Um Donde Um es la máxima tensión de diseño del equipo en cuestión. hs = 2.30 + 0.0105*245kV = 4.87m ALTURA DE LAS BARRAS COLECTORAS SOBRE EL NIVEL DEL SUELO La altura de las barras sobre el nivel del suelo debe considerar la posibilidad de que al pasar una persona por debajo de las barras, esta reciba la sensación del campo eléctrico. La expresión que proporciona la altura de las barras colectoras (h e), considerando la sensación de campo eléctrico es la siguiente: He= 5.0 + 0.0125*Um He= 5.0 + 0.0125*245kV = 8.1m ALTURA DE REMATE DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISION Los conductores de las líneas de transmisión que llegan o salen de una subestación no deben rematar a una altura hI inferior a 6m. Dicha altura se puede obtener de la relación: hI = 5.0 + 0.006*Um hI = 5.0 + 0.006*245kV = 6.5m

DISTANCIA CRÍTICAS CONSIDERANDO EL BALANCEO DE LA CADENA DE AISLADORES Debido a que la cadena de aisladores suspendidos verticalmente es susceptible de movimiento, se debe considerar una separación adicional en las distancias críticas eléctricas de tal forma que se tenga en cuenta el acercamiento producido por este efecto. El cálculo de esta separación se hace de acuerdo a la siguiente expresión: S = Lk * senβ Donde: S, es la separación producida por el balanceo de la cadena de aisladores, expresada en metros. Lk, es igual a la longitud de la cadena de aisladores, expresada en metros. β , es el ángulo de balanceo máximo que puede llegar a ser de 10° Lk = 14.6 (N-1) + Kf Donde: N = 1.15 (Df/df) Df = Kf (Um*Kd) Df = 20mm/kV*(230kV*1.0) = 4600mm = 4.6m N = 1.15*(4600mm/292mm) = 18.2  18 aisladores por cadena Lk = 14.6 (18-1) + 20 = 2682mm = 2.682m S = Lk * sen β = 2.682 * sen 10° = 0.466m CALCULO DE LAS DIMESIONES DE CAMPO DE LA SUBESTACION INTERRUPTORES Y SECCIONADORES En las tablas se presentan las dimensiones más importantes de interruptores y seccionadores tipo exterior, tomadas de catálogos de fabricantes. Dichas dimensiones son susceptibles de variación en la medida en que se presentan los avances tecnológicos, tanto de los principios de operación como de los materiales aislantes.

DETERMINACION DEL ANCHO DE CAMPO DE LAS SUBESTACIONES El ancho de campo de una subestación es la distancia entre los ejes de las columnas que forman el pórtico de entrada de línea y está determinado por la configuración, las dimensiones de los equipos y los tipos de barraje utilizados. Seccionadores Centrados con respecto al eje de los pórticos : Esta ubicación corresponde a los seccionadores de línea, y se calculan el ancho de la subestación de la siguiente manera: L1 = 2540mm L1/2 = 1270mm dF-F = 2444mm dF-T = 1955mm Ac = 1400mm Distancias entre seccionadores: dss = L1/2 + dF-F = 1270 + 2444 = 3714mm @ 4000mm Distancia entre columna y seccionador de fase exterior : dc-s= dc-e = L1/2 + X + Ac/2 = 1270 + 1870 + 700 = 3840mm @ 4000mm dc-s= dc-e = Distancia entre columna y seccionador de fase exterior. DETERMINACION DE LA ALTURA DEL CAMPO

La altura de los pórticos de un campo está determinada principalmente por el tipo de conductores que se utilicen, así como el número de niveles de conexión que requiere la configuración de la subestación. El primer nivel de conexión que se encuentra en una subestación está conformado por la conexión entre equipos cuya altura se determina por las distancias de seguridad descritas anteriormente. Así, la altura mínima para la conexión de equipos será: Nivel de Tensión 230kV Tensión Máxima (Um) 245kV hs = dF-T + 2.25 4.2m hs = 2.30 + 0.0105*Um 4.87m Altura del Interruptor Seleccionado (H1) 4.9m El segundo nivel de conexión generalmente está conformado por los barrajes, cuya altura debe estar sobre el nivel del equipo en una distancia por lo menos igual a la distancia mínima fase – fase, cable – cable, siendo la aplicación más simple cuando se utilizan barrajes y conexiones a equipos rígidos. Cuando se tienen conductores flexibles es necesario tener en cuenta la flecha de los barrajes, la conexión de los seccionadores de campo a la fase más apartada del barraje y el acercamiento de estas conexiones a los puentes bajo las estructuras de soporte de barras (en algunos casos se recomienda instalar un aislador de poste en la conexión de seccionador a la fase del barraje más alejado para evitar estos acercamientos).

Para calcular las alturas del segundo nivel podemos utilizar nuevamente las expresiones conocidas: Nivel de Tensión 230kV Tensión Máxima (Um) 245kV Hs2 = dF-T + 2.25 + Hs 9.59 @ 10.0m Hs2 = 5.00 + 0.0125*Um 8.06m Altura de Barras 10m El tercer nivel de conexiones generalmente está conformado por templas superiores, cuya altura debe ser superior a la de los barrajes en por lo menos la distancia mínima fase – fase, cable – cable, mas la flecha máxima de la templa. Nivel de Tensión 230kV Tensión Máxima (Um) 245kV Hs3 = Hs2 + dF-F + Yo 13.9 @ 14.0m

Hs3 = Hs2 + dF-F + Yo + 2.25 16.15 @ 17m DETERMINACION DE LA LONGITUD DEL CAMPO La longitud de campo está determinada por la configuración de la subestación y por las distancias entre los diferentes equipos. Dicha longitud no se determina por las distancias mínimas o de seguridad, sino más bien por razones de mantenimiento, montaje y estética. Para el montaje y mantenimiento se recomienda que los terminales de los equipos sean accesibles por el personal desde cualquier punto. Se considera como una distancia aceptable entre los terminales de equipo 1.5m. Partiendo de esta base y considerando las dimensiones de los diferentes equipos, se puede determinar la distancia entre equipos de un mismo campo. Cuando se tienen equipos de aspecto exterior similar, por ejemplo transformadores de instrumentación y pararrayos, pero de dimensiones ligeramente distintas, es posible por razones estéticas adoptar distancias iguales entre estos equipos.

APANTALLAMIENTO O BLINDAJE DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS. En nuestro estudio de coordinación de aislamiento incluimos la descripción de las sobretensiones que pueden afectar al sistema de potencia. Ellas son: 

Descargas atmosféricas (Sobretensiones atmosféricas)

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Maniobra de conexión y desconexión de sistema (Sobretensiones por maniobra)

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Perturbaciones ocurridas durante la operación normal (Sobretensiones a frecuencia industrial)

El objetivo del pararrayos es el de atrapar las ondas entrantes producidas por una descarga atmosférica o por una operación de swicheo, transmitidas por los conductores y enviarlas a tierra para impedir que dañen el aislamiento de los equipos. Pero el pararrayos no protege el equipo de una descarga directa. El objetivo del blindaje es proporcionar la protección adecuada a los equipos contra las descargas directas creando un nivel de potencial cero por encima de estos (lo mismo aplica para líneas de transmisión). Cable de Guarda: Son cables desnudos ubicados sobre el equipo a proteger y conectados a tierra a través de los pórticos de la subestación, formando una red que actúa como blindaje para proteger las partes vivas de la subestación de las descargas atmosféricas directas, reduciendo la probabilidad de la caida de un rayo sobre los conductores de fase. La red de cables de guarda actua como contraparte del sistema de tierra. Las características más importantes de los cables de guarda son: 

Protegen a lo largo de todo el cable.

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Su costo es bajo: son conductores livianos con tensiones de templas bajas, por lo que no requieren estructuras muy fuertes.

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Aprovechan los pórticos como estructuras de soporte y sólo requieren de un castillete adicional.

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Las estructuras para templas se pueden ubicar relativamente alejadas unas de otras (60m o más).

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La corriente del rayo se divide en dos direcciones con lo cual la corriente que debe disipar cada estructura se reduce aproximadamente a la mitad.

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La impedancia característica presentada al rayo es notablemente inferior (cerca de la mitad de la que presentaría una sola estructura), reduciendo así la inductancia de la estructura y, en consecuencia, el riesgo de flameo inverso en los dos aisladores en suspensión, fenómeno que se puede producir cuando hay descargas repetidas a través del mismo canal ionizado por el rayo.

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La presentación de los cables de guarda no contrasta con las líneas por lo que no desmejora la estética de la subestación.

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Para proteger áreas pequeñas y aisladas de la subestación, el cable de guarda puede no resultar más económico que las puntas.

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Mejora las condiciones de la malla a tierra al disipar parte de la corriente de secuencia cero en casos de cortocircuito a tierra.