Subestación 220kV con aisladores sísmicos para Ica

UNIVERSIDAD NACIONAL MAYOR DE SAN MARCOS
FACULTAD DE INGENIERÍA ELECTRÓNICA Y ELÉCTRICA
“DISEÑO DE UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DE 220KVCON AISLADORES
SÍSMICOS PARA LA CIUDADDE ICA”
AYUQUE ASTO JHOEL
TESIS PRESENTADA A LA FACULTAD DE INGENIERÍA ELECTRÓNICA Y ELÉCTRICA DE LA
UNIVERSIDAD NACIONAL MAYOR DE SAN MARCOS PARA OBTENER EL TÍTULO DE
INGENIERO ELÉCTRICO
LIMA - PERÚ
2018

RESUMEN
Esta tesis trata sobre el análisis de una subestación eléctrica con aisladores sísmicos para un sistema
de 220 KV en la ciudad de Ica. Esto comprende el análisis de las distancias de seguridad de los equipos,
el análisis de los daños después de un evento sísmico, el impacto económico en la empresa
concesionaria, la importancia de un suministro continuo en la población para su desarrollo.
En el Capítulo I, se desarrolla el planteamiento del problema, donde se analiza las preguntas respecto
a la importancia de la implementación de los aisladores sísmicos en las subestaciones para minimizar los
daños en las estructuras y por ende minimizar los costos. Así mismo se formularon los objetivos
generales y específicos de acuerdo a los problemas planteados.
En el Capítulo II, Se desarrolla el marco teórico de la investigación analizando los antecedentes de
investigaciones anteriores y desarrollando las variables de la investigación.
En el Capítulo III, se desarrolló la metodología de la investigación, se menciona el ámbito de estudio
de la investigación, el método de investigación empleado, población, muestra, muestreo, las
comparaciones técnicas y el diseño.
En el Capítulo IV, encontraremos toda la matemática para los cálculos de los parámetros necesarios
para el diseño, así mismo, encontraremos la simulación de las posibles fallas en el software Digsilent y
finalmente un análisis de costo.

INDICE
RESUMEN.........................................................................................................................2
INTRODUCCIÓN..............................................................................................................7
CAPITULO I - MARCO PROBLEMÁTICO .......................................................................9
1.1. PROBLEMA GENERAL ..............................................................................................9
1.2. PROBLEMAS ESPECÍFICOS.......................................................................................9
1.3. DECLARACIÓN DEL MARCO PROBLEMÁTICO......................................................9
CAPITULO II - MARCO TEÓRICO.................................................................................11
2.1. ANTECEDENTES......................................................................................................11
Antecedentes Nacionales ................................................................................................11
Antecedentes Internacionales ..........................................................................................11
2.2. BASES TEÓRICAS ....................................................................................................12
Subestación eléctrica ......................................................................................................12
Aisladores sísmicos.........................................................................................................17
2.3. DEFINICIONES OPERATIVAS .............................................................................21
CAPITULO III - METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN..........................................22
3.1. UNIVERSO Y MUESTRA..........................................................................................22
3.2. OBJETIVOS...............................................................................................................22
OBJETIVO GENERAL..................................................................................................22
OBJETIVO ESPECÍFICO..............................................................................................22
3.3. HIPÓTESIS................................................................................................................23
HIPOTESIS GENERAL.................................................................................................23
HIPOTESIS ESPECÍFICO .............................................................................................23
3.4. PROCEDIMIENTOS..................................................................................................24
3.5. PROVEEDORES........................................................................................................24
3.6. CALENDARIO DE ACTIVIDADES...........................................................................25
CAPITULO IV - DISEÑO ................................................................................................26
4.1. CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS.................................................................................26
4.1.1. SELECCIÓN DE PARARRAYOS........................................................................26
4.1.2. CORRIENTES .....................................................................................................28
4.1.3. SOBRETENSIONES............................................................................................28
4.1.4. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO................................................................30
4.1.5. CALCULO DE NIVELES DE AISLAMIENTO.....................................................30

4.2.6. DIMENSIONAMIENTO DE LA SUBESTACIÓN. ...............................................33
4.1.7. DISTANCIAS DE DISEÑO..................................................................................36
4.1.8. DISTANCIAS CRITICAS CONSIDERANDO EL BALANCEO DE LA CADENADE
AISLADORES .....................................................................................................37
4.1.9. CALCULO DE LAS DIMENSIONES DE CAMPO DE LAS SUBESTACIONES. ..38
4.2. ANALISIS..................................................................................................................43
4.3. DISEÑO .....................................................................................................................44
4.4. SOFTWARE...............................................................................................................44
DISEAT ........................................................................................................................44
4.5. SIMULACIONES.......................................................................................................49
4.6. COSTOS Y PRESUPUESTOS ....................................................................................49
CONCLUSIONES............................................................................................................49
RECOMENDACIONES...................................................................................................50
BIBLIOGRAFÍA ..............................................................................................................50

INTRODUCCIÓN
La actividad sísmica presente en el Perú tiene su origen en el proceso de convergencia de la placa de
Nazca bajo la Sudamericana, el mismo que se produce con una velocidad promedio del orden de 7-8
cm/año. Este proceso es responsable de la ocurrencia de los sismos que con diversas magnitudes se
producen frente a la línea de costa y a profundidades menores a 60 km, todos asociados al contacto
sismo génico interplaca. Estos sismos son muy frecuentes en el tiempo y en un año es posible registrar la
ocurrencia de hasta 60 sismos con magnitudes M≥4.5 y en general, todos sentidos en las localidades
cercanas al epicentro.
Las instalaciones del sector energético muestran gran vulnerabilidad de las estructuras existentes al
afectar a un gran número de ellas, provocando grandes pérdidas económicas por la reparación de las
estructuras dañadas, por la reposición de los equipos colapsados, pero sobre todo por la interrupción del
suministro eléctrico. De aquí surge la necesidad de estar constantemente revisando las estructuras de las
instalaciones, sobre todo en aquellas en donde se han presentado daños en eventos anteriores o donde las
condiciones medioambientales han afectado la integridad de las estructuras, poniéndolas en riesgo ante
eventos futuros.
De las fallas más comunes que se pueden encontrar en las estructuras y equipos de las instalaciones
eléctricas son: en las estructuras de soporte de los equipos menores se presentan grietas por flexión,
grietas por cortante y pérdida de anclaje del equipo primario; en las estructuras mayores se presentaron
grietas en los soportes y asentamiento de zapatas. En el caso de los equipos eléctricos, se pueden
desplazar los transformadores de potencia, y colapsar los interruptores, transformadores de corriente y
cuchillas. Debido a su configuración geométrica, por restricciones eléctricas, los hace más vulnerables a
acciones dinámicas.
El territorio del Perú es un escenario de múltiples peligros debido a su compleja conformación
geológica y geodinámica muy activa, asociada a la complicada configuración morfológica y topográfica
que influye notablemente en la variabilidad climática que, bajo la influencia del cambio climático
global, da lugar al incremento de la frecuencia e intensidad de los eventos potencialmente destructivos.

Estos escenarios de peligros o amenazas corresponden a espacios donde se han registrado eventos
ocurridos en el pasado y también donde, de acuerdo con los estudios de riesgo, se determina una mayor
probabilidad de ocurrencia de los fenómenos.
El objetivo de esta tesis es analizar una subestación eléctrica con aisladores sísmicos para un sistema
de 220 KV para la protección de los equipos en la ciudad de Ica
El aislamiento sísmico es una de las estrategias innovativas para controlar el daño en las construcciones.
Esta tecnología protege las estructuras contra los efectos destructivos de un terremoto, separando la
estructura del suelo y proporcionándole amortiguamiento. Esta separación permite que la estructura se
comporte con mayor flexibilidad, lo cual mejora su respuesta ante un terremoto.
Los aisladores pueden generar un ahorro de costos en las reparaciones por daños ocasionados por los
terremotos y además permitiría el continuo funcionamiento de la subestación después del terremoto. Por
tanto se analizara los costos beneficios que se obtiene al utilizar aisladores sísmicos

CAPITULO I - MARCO PROBLEMÁTICO
El sur del Perú y especialmente algunas regiones se encuentran situados dentro del Cinturón de
Fuego del Pacífico, zona caracterizada por su gran actividad sísmica; esto hace que la amenaza y el
riesgo sísmico sea inminente para esta región.
1.1. PROBLEMA GENERAL
¿En qué medida los aisladores sísmicos permiten la mejora de diseño de una subestación eléctrica en
la ciudad de Ica?
1.2. PROBLEMAS ESPECÍFICOS
1. ¿Identificar cuáles son los equipos de una subestación eléctrica que presentan mayor daño
mecánico eléctrico después de un evento sísmico?
2. ¿Como los aisladores sísmicos protegen las estructuras y equipos de las subestaciones
eléctricas ante un evento sísmico?
3. ¿Cómo influye los aisladores sísmicos en el diseño de una S.E.?
4. ¿De qué manera la capacidad portante (resistencia mecánica del suelo) influye en el diseño
de una S.E. con aisladores sísmicos?
5. ¿Qué importancia social tiene una subestación eléctrica con aisladores sísmicos en la ciudad
de Ica?
6. ¿Qué beneficios económicos tiene el diseño de una S.E. con aisladores símicos?
El sur del Perú y especialmente algunas regiones se encuentran situados dentro del Cinturón de
Fuego del Pacífico, zona caracterizada por su gran actividad sísmica; esto hace que la amenaza y el
riesgo sísmico sea inminente para esta región.
La ocurrencia de estos sismos en general y en el Perú, se producen por su ubicación en el Cinturón
Sísmico del Pacífico donde la actividad sísmica principal es el resultado de la subducción de la placa de
Nazca bajo la placa Sudamericana, con una velocidad relativa de 8 cm/año.
1.3. DECLARACIÓN DEL MARCO PROBLEMÁTICO
Las instalaciones del sector energético muestran gran vulnerabilidad de las estructuras existentes al
afectar a un gran número de ellas, provocando grandes pérdidas económicas por la reparación de las
estructuras dañadas, por la reposición de los equipos colapsados, pero sobre todo por la interrupción del
suministro eléctrico. De aquí surge la necesidad de estar constantemente revisando las estructuras de las
instalaciones, sobre todo en aquellas en donde se han presentado daños en eventos anteriores o donde las
condiciones medioambientales han afectado la integridad de las estructuras, poniéndolas en riesgo ante
eventos futuros.

VARIABLES INTERNAS
Fuente: Elaboración propia
VARIABLES EXTERNAS

CAPITULO II - MARCO TEÓRICO
2.1. ANTECEDENTES
Antecedentes Nacionales
Antenor Lizardo Delgado Bravo en su tesis “DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE SUBESTACIONES
MÓVILES”, presentada en la Universidad Nacional de Ingeniería Facultad de Ingeniería Mecánica el
año 2005 para obtener el título de Ingeniero Mecánico Electricista. Efectúa un estudio que permita la
normalización de las subestaciones móviles otorgándoles al fabricante y al cliente una visión rápida de
cómo elaborarlas. Llegando a la conclusión que es más económico y rentable que una subestación
convencional para las minas donde la zona de operación cambia permanentemente.
Antecedentes Internacionales
Henry Fabricio Calle Álvarez y Patricio Arsenio Castillo Pincay en su informe de materia de
graduación titulada “EVALUACIÓN Y PREVENCIÓN DE RIESGOS ELÉCTRICOS EN UNA
SUBESTACIÓN”, presentada a la Facultad de Ingeniería en Electricidad y Computación especialización
Electrónica y Automatización Industrial en la Escuela Superior Politcnica Del Litoral en Guayaquil-
Ecuador el año 2010 para obtener el título de ingeniero en electricidad. Evalúan los principales riesgos
eléctricos que se encuentren presentes en la subestación Industrial para luego proponer las correcciones
necesarias.
Gonzalez Suarez Alfonso y Molina Vega Erica en su tesis “DISEÑO DE UNA SUBESTACIÓN
ELÉCTRICA PARA ALIMENTAR UN SISTEMA DE AGUA CONTRAINCENDIOS EN UN
COMPLEJO PROCESADOR DE GAS” presentada a la
Universidad Nacional Autónoma de México Facultad de Ingeniería en marzo del 2013, para obtener
el título de ingeniero eléctrico-electrónico diseñaron las dimensiones de la nueva Subestación Eléctrica
No 22, la cual incluye el patio de transformadores, cuarto de cables (charolas), cuarto de tableros y
cuarto de máquinas del sistema de aire acondicionado.

2.2. BASES TEÓRICAS
Subestación eléctrica
Definición de subestación eléctrica
Una subestación eléctrica es un conjunto de máquinas, aparatos y circuitos que tienen la función de
modificar los parámetros de la potencia eléctrica (tensión y corriente) y de proveer un medio de
interconexión y despacho entre las diferentes líneas de un sistema. Con determinados requisitos de
calidad (NTCSE).

Ilustración 1 Tipos de subestaciones de acuerdo al tipo de aislamiento a utilizar
Fuente: https://www.google.com.pe/tipos+de+subestacion+electrica
Ilustración 2 Tipos de subestaciones eléctricas de acuerdo al transporte de
energía.
Fuente: https://www.google.com.pe/tipos+de+subestacion+electrica
Configuraciones de las subestacionesde alta tensión
Se denomina configuración al arreglo de los equipos electromecánicos de un patio de conexiones o
pertenecientes a un mismo nivel de tensión de una subestación, de tal forma que su operación permita
dar a la subestación diferentes grados de confiabilidad, seguridad o flexibilidad para el manejo,
transformación y distribución de energía.
Respecto a las configuraciones que presentan las subestaciones, las mismas han sido diseñadas en
base a dos tendencias predominantes para subestaciones de alta y extra alta tensión, como son la
europea, la cual considera las conexiones de barrajes y la americana, la cual considera la conexión de
interruptores.

Características de las configuraciones
Ilustración 3 Tendencia Europea
Ilustración 4 Tendencia Americana

Función que desempeña la subestación en el sistema
Flexibilidad
Confiabilidad
Seguridad
• Se define así a la propiedad que posee una instalación para
adecuarse a diferentes condiciones que se puedan presentar
por cambios operativos en el sistema, debido a
contingencias y/o mantenimiento de la misma.
• Se define como la probabilidad de que una subestación
pueda suministrar energía durante un periodo de tiempo dado,
bajo la condición de que al menos un componente de la
subestación se encuentre fuera de servicio. Esto quiere decir
que cuando ocurra una falla en un equipo de la subestación se
pueda continuar con el suministro de la energía después de
realizar maniobras internas (maniobras con seccionadores)
para aislar el equipo fallado y no dejar de suministrar energía.
• Se define así a la propiedad de una instalación de brindar la
continuidad del servicio sin interrupción alguna durante fallas
de los equipos de la instalación, especialmente
interruptores, seccionadores y el sistema de barras, la
seguridad implica confiabilidad de la instalación.
Costo
El costo de una subestación aumenta a medida que se hace más compleja la configuración. Las
configuraciones interruptor y medio y doble interruptor, son más costosas que las de conexión de
seccionadores.
Ilustración 5 Costo de una subestación según la configuración.
Fuente: Elementos de Diseño de Subestaciones Eléctricas - Enrique Harper
Donde:
Ro: Punto de costo más económico para confiabilidad del sistema.
Rx: Franja del costo usualmente causado por la tendencia de minimizar costo.
MTBF: Tiempo medio entre fallas, el cual es función en cierto modo del tipo de
configuración. “Mean Time Between Failures”.

Clasificación de los equipos de alta tensión
Pozo a tierra
Uno de los aspectos principales para la protección contra sobretensiones en la Subestación Eléctrica
es el de disponer de una red adecuada, a la cual se conectan los neutros de los equipos, las estructuras
metálicas, los tanques de los equipos y todas aquellas partes metálicas que deben estar en potencial de
tierra.
El valor de la resistencia del sistema general de tierras debe ser de acuerdo a la siguiente tabla:
Tabla 1 Valores de resistencia del Sistema General de Tierras

Sistema de control de las subestaciones
La subestación dispone Unidades de Adquisición de Datos llamadas “Controlador de Subestación”,
las cuales concentran la información de datos digitales, analógicos y controlan los elementos de la
subestación tales como interruptores, seccionadores, cuchillas de puesta a tierra y relés. Estos asumen
también el manejo de la comunicación con los relés de protección.
Los niveles jerárquicos de operación, son los siguientes:
Ilustración 6 Niveles Jerárquicos de Operación
Sistemas de control estructural ante acciones sísmicas
Aisladores sísmicos
Tipos de aisladores sísmicos

Ilustración 7 HDR
Fuente: Catalogo Dis-Aislamiento
sísmico
Ilustración 8 Aislador de péndulo
Fuente: Catalogo Dis –Aislamiento
Comportamiento del sistema aislado
En un Sistema Aislado, las fuerzas sísmicas se reducirán debido a que se flexibiliza la estructura.
Esto se debe a que al incluir los aisladores permite modificar el periodo de vibración.
Sistema 220 KVen Ica
Definición de líneas de transmisión
La línea de transmisión es el elemento del sistema de potencia que se encarga de transportar la
energía eléctrica desde el sitio en donde se genera hasta elsitio donde se consume o se distribuye.

Región Ica
Características
geológicas y
geomorfológicas
Clima e
Microzonificación de
la ciudad de Ica frente
a sismos e
inundaciones
• La zona entre Pisco y Nazca, en la que se encuentra
involucrada Ica, presenta tres regiones naturales fáciles
de distinguir por su litología, sus estructuras y su
topografía. Dichas regiones son el flanco occidental de
la Cordillera de Los Andes conformada por rocas pre
cuaternarias, la relativamente baja Cordillera de la
Costa formada por afloramientos aislados de
intrusivos, y las tierras bajas de las colinas suaves
situadas entre las dos cordilleras y la que se denomina
Llanura Pre-Andina, compuesta por rocas cuaternarias
que conforman la planicie aluvial costera
conjuntamente con el recubrimiento eólico.
• En general, el clima de Ica es cálido y seco, tipo
desértico, siendo la humedad atmosférica alta en el
litoral y disminuyendo hacia el interior. Su
temperatura promedio en verano es de 32º y en
invierno es de 17º.
• Las lluvias son escasas, pero ocasionalmente puede
llover fuertemente como sucedió el 29 de Enero de
1998.
• Las crecidas del río Ica se deben principalmente a las
fuertes precipitaciones en su cuenca altoandina y en
muchos casos también a la contribución de descargas
de las quebradas que se encuentran en la parte
occidental de la Cordillera de los Andes, como es el
caso de la Qda. La Yesera, la Qda. Cansas, la Qda.
Tortolitas y la Qda. Yaurilla, entre otras.
• Es el plano final, en el que se muestra a la ciudad de Ica
dividida en zonas donde cada una de ellas tiene
características y comportamientos especiales de suelo
frente a los sismos y las inundaciones.
Tabla 2 Resumen de la microzonificación de la ciudad de Ica frente a sismos e inundaciones

CONCEPTUALIZACIONES GENERALES

2.3. DEFINICIONES OPERATIVAS
SCADA: Supervisory Control And Data Acquisition
HDR: Aisladores elastoméricos de alto amortiguamiento.
LDB: Aisladores de bajo amortiguamiento.
FPS: Aisladores de péndulo friccional.
ADAS (Added Damping And Stiffues)
SAP2000: Programa de modelación estructural SAP2000.
FEMA: Federal Emergency Management Agency.
NCH: Norma Chilena
IBC: International Building Code
ANSI Instituto Nacional de Normas Americanas.
IEC International Electrotechnical Commission (Comisión Electrotécnica Internacional).
IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers (Instituto de Ingenieros en
Electricidad y Electrónica)
NEMA National Electrical Manufacturers Association
ISA Instruments Standards Association (Asociación de Normas de Instrumentos).
BIL Basic Insulation Level. Nivel básico de aislamiento. (NBI)

CAPITULO III - METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN
3.1. UNIVERSO Y MUESTRA
UNIVERSO
El universo lo conforman las subestaciones eléctricas de 220 KV ubicadas en el departamento de Ica que
forman parte del sistema eléctrico garantizado.
MUESTRA
Se ha tomado como muestra la subestación eléctrica Independencia ubicada en el departamento de Ica
que. Esta subestación es de 220 KV de la empresa ISA Perú y forma parte del sistema eléctrico de
transmisión garantizado.
Ilustración 9 Subestación eléctrica Independencia ubicada en el departamento de Ica
3.2. OBJETIVOS
OBJETIVO GENERAL
Determinar el diseño de una subestación eléctrica con aisladores sísmicos en la ciudad de Ica.
OBJETIVO ESPECÍFICO
1. Identificar cuáles son los equipos de una subestación eléctrica que presentan mayor daño
mecánico eléctrico después de un evento sísmico.
2. Evaluar cómo los aisladores sísmicos protegen las estructuras y equipos de las subestaciones
eléctricas ante un evento sísmico.
3. Analizar cómo influye los aisladores sísmicos en el diseño de una S.E.
4. Determinar de qué manera la capacidad portante (resistencia mecánica del suelo) influye en el
diseño de una S.E. con aisladores sísmicos.

5. Determinar el impacto social de una subestación eléctrica con aisladores sísmicos en la población
ante un evento sísmico.
6. Analizar los beneficios económicos del diseño de una subestación con aisladores sísmicos.
3.3. HIPÓTESIS
HIPOTESIS GENERAL
Una subestación eléctrica con aisladores sísmicos en un sistema de 220 KV en la ciudad de Ica garantiza
la continuidad de suministro.
HIPOTESIS ESPECÍFICO
1. La distancia mínima de seguridad de los equipos de medida y protección en el diseño de la
subestación antisísmica es menor.
2. Una subestación eléctrica con aisladores sísmicos es importante para el continuo suministro de
servicios públicos tales como hospitales, Defensa civil, etc.
3. Los beneficios económicos de una subestación con aisladores sísmicos son mayores con respecto
A una subestación sin estos equipos.

3.4. PROCEDIMIENTOS
Diagrama de flujo para los diseños de una subestación: [5]
Procedimiento de coordinación de aislamiento
3.5. PROVEEDORES
COMPARACIONES TECNICAS
Características y propiedades LASTO DIS Sysprotec
dbd = Desplazam. sísmico de diseño 400 mm 400mm 400 mm
D Diám. del bloque elastométrico 700 mm 700 mm 700 mm
te Altura total del elastómero 192 mm 203 mm 200 mm
HB Altura total del aislador 374 mm 337 mm 350 mm
F1 Fuerza de estiramiento 515 KN 197 KN 320 KN
F2 Fuerza horizontal máxima (con dbd) 1230 KN 427 KN 1000 KN
Kr Rigidez horizontal 1.8 KN/mm 1.79 KN/mm 1.7 KN/mm
Keff Rigidez efectiva 3.09 KN/mm 1.28 KN/mm 3.01 KN/mm
Kv Rigidez vertical 1991 KN/mm 1176 KN/mm 1745 KN/mm
ξ Grado de amortiguación 28% 26% 25%
Tabla 3 Comparaciones técnicas de aisladores sísmicos de tres proveedores

Caract. del transformadorde potencia OSAKA PAUWELS SIEMENS
Potencia 10/12.5 MVA 37.5 MVA
Norma ANSI ANSI IEC 56
Fases 3 3 3
Frecuencia 60 60 60
Clase OA/FA ONAN ONAN
Altura 2500 1500 -
Elevacionde Temp.aceite/devanado 55 °C/ 55°C 65°C 40 °C
Voltaje NominalAT/BT 69000 Grd/39840 220/240 22.7/12.7 245 KV
Corriente NominalAT/BT 83.7/105 312/2.95 1250 A
Nivel basicode impulsoAT.Linea/AT.N/ 350/110/110 Kv -
% Impedancia 7/5 12
Peso 58000 kg 246000 Kg 1000 KG
Tabla 4 Comparaciones técnicas de Transformadores de potencia de tres proveedores.
3.6. CALENDARIO DE ACTIVIDADES
MESES Y SEMANAS
ACTIVIDADES MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO
REALIZADAS
DEFINIR TÍTULO DE
TESIS
BÚSQUEDA DE
INFORMACIÓN: Tesis,
Datasheet, Libros, etc.
ORGANIZACIÓN DE LA
INFORMACIÓN FORMATO
DIGITAL
SÍNTESIS DEL MARCO
ROBLEMÁTICO Y
METODOLÓGICO
CALCULOS,
SIMULACIONES,
IMPLEMENTACION
ELABORACIÓN DE FILES Y
PPT
Tabla 5 Calendario de actividades.

CAPITULO IV - DISEÑO
4.1. CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS
4.1.1. SELECCIÓN DE PARARRAYOS
• 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:
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 (420kV<Um£ 550kV)
✓
20 kA (Um>550kV)
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.
De acuerdo a la tabla 6, la tensión nominal del pararrayo R, queda normalizada así:
Valor Normalizado R = 192 kV.
NPM (SIPL) = 374 kV.
NPR (LIPL) = 442 kV.
Tabla 6 Tensión nominal de pararrayo

Debido a que las características de altura de la subestación no son de importancia como se mencionó
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 consideró 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).
4.1.2. CORRIENTES
CORRIENTE NOMINAL
La corriente nominal nos fija los esfuerzos térmicos que debe soportar una instalación eléctrica en las
condiciones de operación normal más 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 220 kV, la corriente nominal de la subestación es
aproximadamente de 2 kA.
TRANSFORMADOR DE CORRIENTE:
Transformadores de corriente de relación 500/5 A y de relación 1000/5 A.
SECCIONADORES
Corriente nominal de 1 kA.
INTERRUPTORES
Corriente nominal de 1 kA.
4.1.3. SOBRETENSIONES
Las sobretensiones son voltajes transitorios mayores a 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 330kV
(220kV*1.5=330kV). 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 220kV, 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 flameos inversos en una torre. La
subestación debe estar protegida contra descargas directas mediante un apantallamiento eficiente.
Para tensiones de 220kV su valor esta 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.
En la Figura 10, se observa la representación esquemática de los diferentes tipos de sobretensiones.
Ilustración 10 Representación esquemática de los diferentes tipos de sobretensiones

4.1.4. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO
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
autorrecuperables (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
autorrecuperable 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.
4.1.5. CALCULO DE NIVELES 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 220kV, se utilizará el método convencional.

Se aplica un factor de seguridad (KI) 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 KM 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= KI*NPR.
4. Elegir el valor normalizado por encima del BIL encontrado, obteniéndose así el BIL
normalizado del equipo en consideración (BILN).
5. Obtener el nivel mínimo de aislamiento al impulso de maniobra: BSL=K*BILN.
6. Obtener la relación entre BSL y NPM:KF=BSL/NPM.
7. El valor determinado en el paso anterior debe ser mayor o igual a KM: 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 KF³ KM.
9. Es suficiente con especificar el BIL del equipo ya que el BSL esta directamente
relacionado. Este procedimiento se puede resumir en el diagrama mostrado en la Figura 11
Para eldiseño de la Subestación, se determinará 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

Ilustración 11 Diagrama de flujo del procedimiento para obtener el BIL de un
equipo por el método convencional
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
Según la Tabla 7, niveles de aislamiento normalizados por la IEC, se obtendrán los siguientes
valores:

• Voltaje Nominal: 220kV
• 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
Tabla 7 Niveles de aislamiento normalizado
4.2.6. DIMENSIONAMIENTO DE LA SUBESTACIÓN.
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.
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 de 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.
• 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 de la mar
ósea:
Como no se requieren factores de corrección, el TCF de diseño será de 1092.6kV.
• Distancia de fase – tierra (m) :
Tabla 8 Distancia de seguridad de acuerdo al nivel de tensión

• 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 varia 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 eldiseño de la subestación, la distancia mínima fase – fase será
• 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 elcaso de conductores en acero – aluminio:
Para elcaso 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
4.1.7. DISTANCIAS 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 calculo 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 (hs).
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 (he), 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
4.1.8. DISTANCIAS CRITICAS CONSIDERANDO EL BALANCEO DE LA
CADENA DE AISLADORES
Debido a que la cadena de aisladores suspendidas verticalmente es susceptible de movimiento, se
debe considerar una separación adicional en las distancias criticas 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 * sen
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.

, 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 = 2.682 * sen 10° = 0.466m
4.1.9. CALCULO DE LAS DIMENSIONES DE CAMPO DE LAS
SUBESTACIONES.
INTERRUPTORES YSECCIONADORES
En las tablas 9 y 10 se presentan las dimensiones mas 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.
Ilustración 12Dimensiones de los interruptores y seccionadores
Tabla 9 Dimensiones críticas de interruptores

Tabla 10 Dimensiones críticas de seccionadores
En la tabla 11 se resumen los datos utilizados en dimensionamiento de subestaciones y para el efecto
se tomarán los valores máximos dados por los fabricantes de subestaciones de 220kV y 115kV.
Tabla 11 Datos usados para el dimensionamiento de subestaciones
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 esta 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 ALTURADEL 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 220kV
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).

Ilustración 13 Altura de barrajes flexibles y acercamiento entre fases
Para calcular las alturas del segundo nivel podemos utilizar nuevamente las expresiones conocidas:
Hs2 = dF-T + 2.25 + Hs 9.59 x 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.
Hs3 = Hs2 + dF-F + Yo 13.9 @ 14.0m
Hs3 = Hs2 + dF-F + Yo + 2.25 16.15 @ 17m
DETERMINACION DE LA LONGITUDDEL CAMPO
La longitud de campo esta 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 mas bien por razones de mantenimiento, montaje y estética. 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. Tabla 14.

Tabla 12Distancia de seguridad entre equipos
APANTALLAMIENTO O BLINDAJEDE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS.
En nuestro estudio de coordinación de aislamiento incluimos la descripción de las sobretensiones que
pueden afectar alsistema de potencia. Ellas son:
• Descargas atmosféricas (Sobretensiones atmosféricas)
• Maniobra de conexión y desconexión de sistema (Sobretensiones por maniobra)
• 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.
Las características más importantes de los cables de guarda son:
• Protegen a lo largo de todo el cable.
• Su costo es bajo: son conductores livianos con tensiones de templas bajas, por lo que no
requieren estructuras muy fuertes.
• Aprovechan los pórticos como estructuras de soporte y sólo requieren de un castillete
adicional.
• Las estructuras para templas se pueden ubicar relativamente alejadas unas de otras (60m o
más).
• 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.
• La impedancia característica presentada al rayo es notablemente inferior (cerca de la mitad
de la que presentaría una sóla estructura), reduciendo asi la inductancia de la estructura y, en
consecuencia, el riesgo de flameo inverso en los dos aisladoresen suspensión, fenómeno que
se puede producir cuando hay descargas repetidas a través del mismo canal ionizado por el
rayo.
• La presentación de los cables de guarda no contrasta con las líneas por lo que no desmejora
la estetica de la subestacion.
• Para proteger áreas pequeñas y aisladas de la subestación, el cable de guarda puede no
resultar mas económico que las puntas.
• Mejora las condiciones de la malla a tierra al disipar parte de la corriente de secuencia cero
en casos de cortocircuito a tierra.
4.2. ANALISIS

4.3. DISEÑO
Ilustración 14 Dimensiones y diagrama unifilar de la subestación independencia
4.4. SOFTWARE
DISEAT
DISEAT, es una herramienta de cómputo desarrollada en Microsoft® Access programando en Visual
Basic, para el diseño de subestaciones eléctricas de alta tensión.
Se empleó este aplicativo de Microsoft Access debido a que es un gestor de base de datos que
permite introducir, almacenar, ordenar, manipular y analizar la información de manera significativa y así
obtener información. Además, las bases de datos permiten organizar la información en tablas y

relacionarlas de forma lógica con la idea de poder formular preguntas para obtener información.
En una base de datos relacional la información es almacenada en varias tablas que se relacionan para
presentar información y manipular datos de forma eficiente con el objetivo de simplificar la entrada de
datos y minimizar la redundancia de los mismos.DISEAT fue creada para facilitar el dimensionamiento
de algunos cálculos de subestaciones eléctricas de alta tensión, mediante siete (7) módulos de cálculo.
MÓDULOS DE DISEAT
Los módulos de DISEAT tienen asociados unos botones de navegación y espacios en las cuales el
usuario introduce la información de entrada y a través de las cuales DISEAT presenta resultados (datos
de salida) en forma numérica.
Los módulos que se desarrollaron en DISEAT se comentan a continuación:
Crear / parametrizar
En este módulo se despliegan seis (6) submenús los cuales corresponden a información del proyecto
como son la ubicación de la subestación, los parámetros ambientales, nivel de tensión, tipos de bahías,
equipos que conforman las bahías y la configuración de la subestación, cada submenú conlleva a un
formulario donde se digita la información de entrada de la subestación.
Ilustración 15 Modulo del Diseat
Los submenús que se desarrollaron en este módulo son:
Crear nuevo: Se pulsa en el botón de “crear” el cual abre un formulario que requiere se seleccione el
país, la cuidad, código del cliente, nombre de la subestación, año, tipo de ingeniería, si es nueva o una
ampliación y una casilla para observaciones adicionales, una vez digitalizado esta información se da clic
en el botón “grabar”.
Es importante mencionar que cada submenú se deberá seleccionar el proyecto que se creó en este

submenú para que le permita continuar ingresando la información correspondiente.
El programa mostrará una advertencia si en los campos que solicita información alfabética se digitan
datos numéricos de igual manera sucederá si ocurre lo contrario. Una vez diligenciado correctamente el
formulario permitirá “grabar” y devolverlo a la pantalla del submenú y haciendo clic en “cerrar” se
vuelve al menú principal.Lo anterior aplica para todos los submenús.
Parámetros ambientales: En este submenú como en todos para ingresar información se debe
inicialmente seleccionar el proyecto digitado en el módulo 1.
Una vez seleccionado el proyecto se hace clic en el botón “crear” y este mostrara una pantalla donde
se deberá diligenciar con la información solicitada, como son la: temperatura, humedad, velocidad del
viento entre otros.
Ilustración 16 Parámetros a ingresar al Diseat
Nivel de tensión: En este módulo se digitara la información referente al nivel de tensión, el tipo de
topología, el número total de bahías incluyendo las futurasy la corriente de cortocircuito.
También existe un cuadro de observaciones y los espacios para referenciar los planos de los
diagramas unifilares que se empleen como referencia.
Crear bahías: La información que requiere este submenú es: el nivel de tensión de la topología, datos
de bahía (transformación, línea, acople, etc.), clase (interior, exterior, etc), nombre que se asignará a la
bahía, etapa de construcción, ubicación de la bahía y una casilla para observaciones.
Asignar equipos a las bahías: Para la asignación de equipos que se empleó en cada bahía este
submenú, el cual mediante listados predeterminados se podrá seleccionar el tipo de bahías y los equipos
asociados a ella.
Relación bahía equipos de multiconductores: Cuando se ingresa a este módulo es para seleccionar los
cables multiconductores que se requieren para cada equipo, se deberá definir el tipo de bahía, tipo de
equipo, el tipo de cable que se requiere, la cantidad de conductores que están asociados a cada equipo.

Coordinación de aislamiento
En este módulo se desarrolla la selección de los niveles de aislamiento y coordinación de aislamiento
de las subestaciones de alta tensión.
Cuando se hace clic en el módulo de coordinación de aislamiento se muestran los submenús como
son la parametrización, el cálculo de coordinación y la configuración de los datos.
Parametrización.
En la parametrización se deben ingresar los datos de entrada para el cálculo de la coordinación como
son: el nivel de contaminación, el nivel de tensión, el sistema de puesta a tierra y los parámetros de las
sobretensiones.
Cálculo de coordinación de aislamiento
Una vez se haya ingresado toda la información requerida en la parametrización se guarda y se va al
módulo de cálculo de coordinación el cual se debe seleccionar el proyecto y el nivel de tensión, con esta
información se desarrollan en cinco (5) hojas la coordinación de aislamiento.
Distancias de seguridad
Para conocer las distancias de seguridad mínimas que debe cumplir una subestación se activara este
módulo una vez hayamos calculado la coordinación de aislamiento, de lo contrario este módulo no
permitirá realizar los cálculos de distancias.
Este módulo al igual que los anteriores de debe inicialmente parametrizando y posteriormente se
obtiene el resultado en el submenú de calcular.
Parametrizar. Como información básica para el cálculo de distancias mínimas de seguridad se
requieren el nivel de tensión y las distancias básicas conforme con la norma, sin embargo este programa
permite modificar esos campos si así se requieren.
Calculo distancias de seguridad
Cuando ya se diligencie toda la información en el ítem anterior se entra al cálculo de distancias el
cual muestra en un formulario las distancias mínimas que se deben cumplir en una subestación.
Conductores
Este módulo permite calcular el calibre del cable de potencia a emplear en el barraje y en la conexión

entre equipos.
Para el cálculo de los conductores se debe ingresar datos como: el nivel de tensión, el tipo de
contaminación, el sistema de puesta a tierra a emplear, entre otros datos.
Transformadores de instrumentación
Los transformadores de instrumentación son aquellos que empleamos para la parte de control y
medida y conocemos como: transformadores de corriente (t.c.) y transformadores de tensión (t.t).
Transformadores de corriente y de tensión. Para el cálculo de los transformadores de corriente y de
tensión están conformados de la misma manera de dos (2) submenús el primero para ingresar de datos
básicos y en el segundo submenú muestra las características del transformador.
Ingresar datos básicos. La información para el dimensionamiento de los transformadores de corriente
o de tensión son: márgenes de sobre carga,distancias entre el transformador de corrienteo de tensión y el
equipo asociado, tipo de material, número de núcleos, corriente nominal secundaria y se debe detallar
los núcleos lo cual se puede hacer mediante un botón de navegación, el cual permite seleccionar
mediante una lista predeterminada.
Dimensionar t.c
Una vez se haya parametrizado cada uno de los transformadores en el submenú siguiente de cada
transformador se presentala información almacenada en el submenú anterior, el detalle de núcleo y
equipos asociados a él.
Cárcamos
Como se explicó al inicio, este software funciona con tablas relacionares lo cual evita que exista
duplicidad de la información y de los servicios.
Para el dimensionamiento de los cárcamos se deberá seleccionar el grupo (número de bahías
asociadas), el tipo de bahía, para dimensionar el tamaño de los cárcamos y adicionalmente se requiere
que los módulos anteriores se encuentren desarrollados.
Parámetro general
Este último módulo se incluyó con la finalidad de que el usuario pueda agregar parámetros como los
niveles de tensión, los tipos de topología, los tipos de bahías, las clases de bahías, la clase de equipos,
los países, los multiconductores aumentar los listados de información predeterminada en cada uno de los
módulos anteriores.

4.5. SIMULACIONES
4.6. COSTOS Y PRESUPUESTOS
Costo
El costo de una subestación aumenta a medida que se hace más compleja la configuración. Las
configuraciones interruptor y medio y doble interruptor, son más costosas que las de conexión de
seccionadores.
Ilustración 17 Costo de una subestación según la configuración.
Fuente: Elementos de Diseño de Subestaciones Eléctricas - Enrique Harper
Donde:
Ro: Punto de costo más económico para confiabilidad del sistema.
Rx: Franja del costo usualmente causado por la tendencia de minimizar costo.
MTBF: Tiempo medio entre fallas, el cual es función en cierto modo del tipo de
configuración. “Mean Time Between Failures”.
CONCLUSIONES
En la ciudad de Ica ocurren frecuentemente sismos, que provocan grandes daños debido a la
intensidad con que éstos se presentan según lo demuestran los registros históricos. Ica ha soportado
sismos con intensidad de X MMI.
Las subestaciones eléctricas son instalaciones vitales en las que gran parte del equipo que en ellas
opera tiene características no aptas para resistir sismos. Por ello, es común que después de eventos
moderados a fuertes sufran grandes pérdidas económicas.

RECOMENDACIONES
En general, los suelos de la ciudad de Ica son suelos blandos y sueltos por lo que les corresponde
periodos de vibración largos, en tal sentido se recomienda que las subestaciones cuenten con aisladores
sísmicos.
BIBLIOGRAFÍA
[1] G. J. M. Montes y J. E. A. Hurtado, «MICROZONIFICACIÓN DE LA CIUDAD DE ICA
FRENTE A SISMOS E INUNDACIONES»,p. 11.
[2] E. P. YEPES,«DIMENSIONAMIENTO DE SUBESTACIONES DE ALTA TENSIÓN»,p.
161, 2012.
[3] G. L. H. RIVAS, «PARA OPTAR EL TÍTULO PROFESIONAL DE»:,p. 146.
[4] G. R. A. LOPEZ,«TRABAJO DE GRADUACIÓN PRESENTADO A LA JUNTA
DIRECTIVA DE LA FACULTAD DE INGENIERÍA»,p. 225.
[5] F. G. Tapias y H. R. V. Torres, «Planeamiento del diseño de subestaciones eléctricas», p. 34,
2011.
[6] A. Ramírez y J. Fernando, «Diseño eléctrico de la subestación El Bosque de 20/24 MVA a 69
KV con 4 circuitos de salida de 13,8 KV en la ciudad de Machala», p. 171.
[7] D. Viteri Toquica, C. Garzón Bustos, A. Narvaéz Cubillos, D. Viteri Toquica, C. Garzón
Bustos, y A. Narvaéz Cubillos, «Reliability Analysis in Maneuver Type Electrical Substations
Implementing Tension Transformer with Power Core», Ingeniería, vol. 22, n.o 1, pp. 65-82, abr. 2017.
[8] oval angela.s, «IEB-939-12-102_0_ Distancias Electricas», p. 17.
ANEXOS

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