Clases - Coodinación Aislamiento y Distancias de Seguridad

Subestaciones de Potencia

Ing. Waldir Astorayme Taipe

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UNIVERSIDAD NACIONAL DEL CENTRO DEL PERÚ FACULTAD DE INGENIERIA ELECTRICA Y ELECTRONICA

MATERIAL DE ENSEÑANZA CICLO DE VERANO 2013-III

SUBESTACIONES DE POTENCIA Tema:

COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO DE ACUERDO A LA NORMA IEC DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD Docente:

Ing. WALDIR ASTORAYME TAIPE.

Huancayo – Febrero 2014



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INDICE Resumen

4

1. Introducción.

5

2. Objetivo

6

3. Parámetros eléctricos del sistema.

6

4. Metodología para la coordinación de aislamiento.

6

4.1. Determinación de las sobretensiones representativas (Urp). 4.1.1. Sobretensiones temporales.

7 8

4.1.1.1. Sobretensiones por fallas a tierra.

8

4.1.1.2. Sobretensiones por rechazo de carga.

9

4.1.2. Sobretensiones de frente lento.

9

4.1.2.1. Impulsos que afectan a los equipos.

9

4.1.2.2. Método para calcular sobretensión de frente lento.

11

4.2. Determinación de las tensiones de soportabilidad para coordinación (Ucw).

17

4.2.1. Sobretensiones temporales.

17

4.2.2. Sobretensiones de frente lento.

17

4.2.3. Sobretensiones de frente rápido.

19

4.3. Determinación de las tensiones de soportabilidad requerida (Urw).

20

4.3.1. Factor de seguridad.

21

4.3.2. Factor de corrección atmosférico.

21

4.3.3. Determinación de las tensiones soportadas especificadas (Urw)

21

4.3.4. Sobretensiones de soportabilidad requeridas Urw (S).

24

4.4. Conversión a tensiones de soportabilidad normalizados (Uwc).

24

4.4.1. Conversión a tensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial (SDW).

25

4.4.1. Conversión a tensión de soportabilidad del impulso tipo rayo (LIW). 4.5. Selección de las tensiones de soportabilidad normalizados. 5. Distancias mínimas de seguridad. 5.1. Distancias mínimas de seguridad para 22,9kV.

26 26 28 28



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5.1.1. Distancia mínima entre fase-tierra y distancia mínima entre fases.

28

5.1.2. Distancia entre fases de campos adyacentes en barras flexibles.

29

5.1.3. Distancia de trabajo horizontal y distancia de trabajo vertical.

30

5.1.4. Altura mínima de parte con tensión y distancia mínima de la porcelana a tierra. 5.1.5. Altura del cerco y distancia de partes con tensión a cerco.

34 34

5.1.6. Distancia mínima al piso sobre caminos para pasaje de aparatos. 5.1.7. Distancia entre ejes de equipos.

35 36

6. Resumen.

36

7. Diagrama de soportabilidad de aislamiento de los equipos.

37

8. Resumen del procedimiento.

38



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RESUMEN El desarrollo de este material de enseñanza de la asignatura de Subestaciones de Potencia para el Ciclo de Verano 2013-III tiene por finalidad la aplicabilidad de la metodología a partir de la Norma IEC 60071 para realizar la coordinación de aislamiento aplicado a las subestaciones. En la exploración se hace énfasis en la forma de determinar el nivel de aislamiento requerido para sobretensiones de origen atmosférico. En esta exploración, se analiza la expresión que describe la Norma IEC 60071-2 para el cálculo de sobretensiones representativas de coordinación ante impulsos tipo rayo, se realiza un análisis comparativo entre las Normas (IEC, IEEE y otras) respecto a sus metodologías en el tratamiento de sobretensiones de origen atmosférico y la aplicación del factor de corrección atmosférico según la altura de la instalación. Se parte de una fundamentación teórica acerca de las sobretensiones y coordinación de aislamiento, luego se hace un estudio las metodologías IEC.



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1. INTRODUCCION A pesar de que los sistemas eléctricos operen en régimen permanente la mayor parte del tiempo, éstos deben ser diseñados para trabajar en las peores condiciones a las que puedan estar sometidos, estas solicitaciones extremas normalmente ocurren en situaciones transitorias, es por esta razón que un proyecto de un sistema de potencia debe ser determinado por las condiciones transitorias y no solo por su comportamiento en régimen permanente. Un importante aspecto en el análisis de fenómenos transitorios1 es el hecho de que los componentes físicos que conforman al sistema pueden tener diferentes modelos de representación dependiendo del contexto del problema que se esté estudiando. Así, una línea de transmisión puede ser tratada como una sección corta de barra, como una línea larga infinita o como una inductancia, capacitancia o resistencia, de la misma manera un transformador o un reactor pueden ser representados por una inductancia, por una red de capacitancias o por una combinación de los dos. Conceptualmente, se puede plantear un modelo matemático que represente todas las características de un elemento a la vez, pero de existir tal modelo acarreará complejas e ineficientes operaciones dependiendo de la situación en la que se le emplee, por esto, un ingeniero que pretenda especializarse en el estudio de transitorios deberá comprender que en la práctica no existe un modelo único para la representación de los elementos, sino que dependiendo del fenómeno analizado, se escogerá el mejor modelo que se ajuste al sistema. Los transitorios en sistemas eléctricos pueden ocurrir debido a descargas atmosféricas, fallas o maniobras, logrando generar sobrevoltajes, sobrecorrientes, formas de onda anormales y transitorios electromecánicos que afectan de manera considerable a la red. De ahí que los equipos e instalaciones eléctricas son propensos a estar sometidos a sobrevoltajes que pueden afectar su aislamiento y provocar fallas o averías. El estudio de los sobrevoltajes es de fundamental importancia para determinar tanto el nivel de aislamiento que se debe seleccionar para los distintos componentes de un sistema como los medios o dispositivos de protección que es necesario instalar. El estudio de sobrevoltajes y la selección de aislamientos y dispositivos de protección es el objetivo de lo que se conoce como Coordinación de Aislamiento.



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En este documento se presenta la metodología, los datos y resultados del estudio de coordinación de aislamiento para determinar el nivel de aislamiento de los equipos en l subestación con base en la metodología propuesta en la Norma:  IEC 60071-1 Definiciones, principios y reglas.  IEC 60071-2 Guía de Aplicación.

2. OBJETIVO. El presente informe tiene por objetivo seleccionar los niveles de aislamiento y desarrollar la coordinación del aislamiento en la subestación Chanchamayo en 22,9kV de acuerdo a las recomendaciones de la norma IEC publicación IEC 60071-1 y IEC60071-2; y teniendo en consideración las condiciones geográficas y la distribución del equipamiento existente dentro del área de la subestación.

3. PARAMETROS ELÉCTRICOS DEL SISTEMA. Los parámetros eléctricos considerados para la S.E. Chanchamayo en el lado de 22,9 kV considerados para el siguiente estudio de coordinación de aislamiento considerando los pasos a seguir de acuerdo a la Norma IEC serán:

Tensión nominal

22,9

kV

Frecuencia nominal Tensión asignada al equipo Tensión asignada al impulso tipo rayo Tensión asignada soportada a la frecuencia industrial Distancia de fuga de nominal Tiempo de despeje de falla Sistema de aterramiento

60 24 125

Hz kV kVp

50

kVef

20 1 En Y

mm/kV segundo sólidamente

Cuadro Nº 1: Parámetros eléctricos del sistema. 4. METODOLOGIA PARA LA COORDINACION DE AISLAMIENTO. El procedimiento de coordinación de aislamiento es la determinación de las resistencias dieléctricas de los equipos con relación a los esfuerzos de tensión que se pueden presentar teniendo en cuenta

las características de los elementos de

protección. Para la determinación del nivel de aislamiento de los equipos de la subestación se

Subestaciones de Potencia siguió un


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método determinístico para seleccionar los aislamientos internos (no

autorestaurables) y un método probabilístico simplificado de la norma IEC 600071-2 para establecer los aislamientos externos.

4.1. DETERMINACION DE LAS SOBRETENSIONES REPRESENTATIVAS (Urp). Para propósitos de coordinación de aislamiento es considerado igual a la tensión mas alta del sistema, en este caso corresponde a la máxima tensión de diseño de los equipos de patio: Us =Um = 24 kV, este valor es tomado de acuerdo a la tabla estudiada en clase. y la tensión base, Ubase = 24×√2/√3 = 19,59 kV. La subestación se encuentra localizada en una zona de medio nivel de contaminación industrial, de acuerdo a la tabla I de la norma IEC 60071-2 se considera un nivel de contaminación II (medio), de donde se obtiene una distancia de fuga específica mínima de 20mm/kV.

Cuadro Nº 2: Línea de fuga nominal en función del nivel de contaminación.



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La norma IEC ha especificado cuatro niveles cualitativos de contaminación, la cual se aplica solo a aislamientos de vidrio o porcelana y no cubre algunas condiciones ambientales tales como nieve y hielo bajo fuerte contaminación, lluvia intensa, zonas áridas. Las líneas de fuga aquí especificadas se refieren más al diseño del aislamiento que a su coordinación de aislamiento.

4.1.1. SOBRETENSIONES TEMPORALES. Sobretensión a frecuencia industrial de duración relativamente larga. (VEI 604-03-12, modificada); NOTA.– La sobretensión puede ser no amortiguada o amortiguada débilmente. En algunos casos, su frecuencia puede ser algunas veces inferior o superior a la frecuencia industrial.

Cuadro Nº 3: Selección de sobretenciones

Se consideran los valores para las sobretensiones sugeridas en la recomendación IEC-60071 -2, los cuales incluyen factores que llevan a resultados conservativos.

4.1.1.1. SOBRETENSIONES POR FALLAS A TIERRA. La ocurrencia de una falla a tierra en un determinado punto del sistema lleva a un aumento de la tensión fase – tierra en las fases sanas cuyo valor depende del grado de aterramiento del sistema. En este caso se tiene un sistema sólidamente puesto a tierra y de acuerdo a la recomendación de la norma el factor de falla a tierra no es superior a 1,4; siendo un valor conservativo. Fase-tierra: U

rp

 kx

U

s

3

 1.4 

U

s

3

 1.4 

24 3

 19.39 kV

en donde, k = factor de falla a tierra (Ver anexo B norma IEC 60071-2).



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Us = Máxima tensión del Sistema, 24 kV.

4.1.1.2. SOBRETENSIONES POR RECHAZO DE CARGA. Otra fuente de sobretensiones temporales es el rechazo de carga el cual produce sobretensiones que afectan el asilamiento fase – fase y fase – tierra. Fase-tierra: U Fase-Fase:

 kx

rp

U

rp

U

s

3

 1.4 

U

s

3

 1.4 

24 3

 19.39 kV

 kxU  1.4  U  1.4  24  33.60 kV s s

4.1.2. SOBRETENSIONES DE FRENTE LENTO. 4.1.2.1. IMPULSOS QUE AFECTAN A LOS EQUIPOS. Estas sobretensiones pueden resultar de defectos a tierra, de la conexión o del reenganche de la línea. Los impulsos de sobretensión considerados son: Ue2 = 2,59 pu (fase a tierra) Up2 = 3,86 pu (fase a fase) De la figura Nº 6 haciendo la intersección de Ve2(p.u.) con la curva azul de energización se tiene el valor aproximado de 1,49 y con ello determinamos el valor de Vp2(pu) de la siguiente manera:

Vp2 Ve2

 1,49

V p 2  1,49 x 2,59  3,8591 Luego podemos considerar el valor de Up2=3,86 pu (fase a fase). Los pararrayos no limitan generalmente las sobretensiones de frente lento en esta gama de tensión, las sobretensiones representativas de frente lento Urp se consideran como correspondientes a los valores de truncamiento Uet y Upt de la



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distribución estadística de las sobretensiones. Uet = 1,25×Ue2 - 0,25 = 1,25×2,59 - 0,25 = 2,9875pu → Uet = 2,9875 x 19,59 = 58,53kV (fase a tierra) Upt = 1,25×Up2 - 0,43 = 1,25×3,86 - 0,43 = 4,395pu → Upt = 4,395 x 19,59 = 86,10 kV (fase a fase) Donde: Ue2: Valor de la sobretensión fase tierra que tiene una probabilidad del 2% de ser excedido (ver figura 1 norma IEC 60071-2). Uet: Valor de sesgamiento de la distribución acumulada de las sobretensiones fase tierra. Up2: Valor de la sobretensión fase a fase que tiene una probabilidad del 2% de ser excedido. (ver figura 2 norma IEC 60071-2). Upt: Valor de sesgamiento de la distribución acumulada de las sobretensiones fase a fase.



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4.1.2.2. Método para calcular Sobretensión de frente lento. -Energización -Pararrayo oxido de zinc (no resistores) -Red de alimentación complejo. -Compensación en paralelo <50%

Figura 1 IEC 60071-2 Relación entre los sobrevoltajes fase-fase y los valores de 2 por 100 de sobrevoltajes de frente lento a) Re-energización trifásica. (b) Energización Pag.38



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ENERGIZACIÓN Y RECIERRE DE LÍNEAS. Ante la energización o recierre de líneas trifásicas, es muy probable la generación de sobretensiones en las tres fases de la línea. Así, cada cierre o recierre produce tres sobretensiones fase-tierra y por lo tanto tres sobretensiones entre fases. ENERGIZACIÓN O CIERRE.- Al energizar una línea de transmisión en vacío la sobretensión se origina por la discrepancia de polos en el cierre del disyuntor, esto es, la no simultaneidad del cierre de sus contactos. Así, luego de haber cerrado la primera fase se generan ondas de tensión en las otras dos fases, producto de su acoplamiento. Estas ondas se propagan a lo largo de la línea hasta alcanzar su otro extremo, en donde al chocar con la impedancia de circuito abierto, se reflejan para superponerse con las ondas que continúan propagándose, produciéndose así la sobretensión. En caso de que la línea a energizar no termine en circuito abierto sino en un transformador, el fenómeno se vuelve más complicado debido a las características no lineales de su impedancia y la presencia de armónicos. La Figura 2 ilustra la maniobra de energización de una línea de transmisión en vacío.

Figura 2. Energización de una línea en vacío. RECIERRE.- El recierre de una línea de transmisión tiene por objeto despejar fallas transitorias, y por lo tanto tiene involucrado los procesos de apertura y cierre de los disyuntores de línea. Considerando el caso de que el disyuntor tenga que



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desconectar una línea en vacío, debido a la naturaleza capacitiva del circuito al momento de interrumpir la corriente por su paso por cero, la tensión estará pasando por su valor máximo, lo cual provoca

que

las

tres

fases

queden

con

una

tensión

aproximadamente igual al valor pico de la tensión fase – tierra de la fuente de alimentación. Por consiguiente, como producto de esta maniobra se genera la denominada “carga atrapada “, que permanecerá en la línea por largos períodos de tiempo, en el orden de minutos, a no ser que sea drenada por medio de reactores o transformadores de potencial inductivos. Posterior a la apertura se ejecuta el recierre, que es en donde se pueden generar altas sobretensiones. Esto ocurre como producto de la gran diferencia de potencial que se puede generar en caso de que el recierre ocurra antes de haber drenado la carga residual o si los polos del disyuntor cierren cuando la tensión del sistema tenga polaridad opuesta a la de la línea. De aquí que es importante contrastar los tiempos de recierre con el tiempo que tarda la línea en evacuar la carga atrapada. Siendo este último factible de modificar con el uso de reactores o resistencias de preinserción en los disyuntores cuya función se tratará más adelante. La Figura 3 ilustra el recierre de una línea con carga atrapada. Las sobretensiones originadas durante el recierre son de mayor amplitud que las originadas en la energización, debido principalmente a la carga atrapada.

Figura 3. Recierre (Energización de una línea con carga residual).



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RESISTORES DE CIERRE DE PASO SIMPLE. Las sobretensiones por maniobras en líneas pueden ser controladas mediante el uso de resistores de preinserción en los disyuntores, el cierre controlado del disyuntor, transformadores de tensión inductivos, compensación o pararrayos. El uso de resistencias de preinserción es uno de los métodos más efectivos para controlar sobretensiones generadas en la operación de disyuntores. Estas resistencias se conectan en serie a la línea previo al cierre de los contactos principales del disyuntor para una vez que el disyuntor ha efectuado el cierre se forme un divisor de tensión con la resistencia preinsertada para así reducir la tensión inicial. Una vez que esto ha sucedido las resistencias se cortocircuitan para ser eliminadas del circuito. Estas operaciones si bien producen transitorio en la línea, con una selección adecuada de la resistencia y del tiempo de su permanencia pueden limitar las sobretensiones en gran medida. La Figura 4 muestra dos arreglos para el uso de las resistencias de preinserción. En ambos casos debe primero cerrarse el contacto A para permitir que entre la resistencia R, y luego de un intervalo de tiempo deberá cerrar B para cortocircuitar a R. El valor de R suele ser similar al de la impedancia característica de la línea, y su tiempo de permanencia está entre 6 y 15 ms.

Figura 4. Arreglos para la maniobra de una L/T usando resistencias de preinserción R.



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En operaciones de recierre en donde se tiene sobretensiones elevadas producto de la carga atrapada, el uso de resistencias de preinserción es importante. Sin embargo, la presencia de pararrayos de óxido de zinc, con muy buena capacidad de absorber energía ha permitido eliminar, en algunos casos, las resistencias de preinserción.

COMPENSACIÓN EN DERIVACIÓN O PARALELO. En lo que respecta a la red de alimentación, se refiere a la configuración del sistema desde el cual se energiza la línea. Así, se distingue dos posibilidades, alimentación compleja o inductiva. La alimentación compleja implica tener por lo menos una línea de transmisión conectada entre la barra de generación y la línea que alcanza la subestación. Mientras que la alimentación inductiva implica alimentar la línea que alcanza la subestación únicamente a través de un transformador. La Figura 5 muestra en forma gráfica estos conceptos.

Figura 5. Red de alimentación. (a) Compleja a través de otra L/T. (b) Inductiva, únicamente a través de un transformador.



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PORCENTAJE DE COMPENSACIÓN EN PARALELO. Para determinar el porcentaje de compensación reactiva en paralelo se procede a calcular los MVAr generados por la componente capacitiva de la línea, según los valores de las susceptancias. Una vez determinados los MVAr capacitivos, se determina el porcentaje de compensación que constituyen los MVAr inductivos provenientes de los reactores ubicados en cada uno de los extremos de la línea. Cálculo de la componente capacitiva de la línea.

% Compensacion 

Componentes de la linea ( Linea) x100% Banco de reactores compensacion (barra)

SOBRETENSIÓN ESTADÍSTICA FASE – FASE Vp2 El valor de la sobretensión estadística fase-fase (Vp2) se puede estimar en base del valor de la sobretensión estadística fasetierra (Ve2) de acuerdo a la Figura 6 donde se ilustra valores de Ve2 en función de la relación entre los valores estadísticos fasefase y fase-tierra. La parte superior de la curva corresponde a las sobretensiones trifásicas por recierre, mientras que el tramo inferior se aplica a las sobretensiones por energización.

Figura 6. Relación entre Ve2 y Vp2/Ve2 En la figura 2 de la norma IEC 60071-2 se muestra la relación Ve2 y Vp2/Ve2.



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 Características del pararrayos: (De acuerdo al catálogo proporcionado en clase para POLIM-D.N). Se utilizan los valores de protección de los pararrayos (Un = 22,5 kV) a instalar en la subestación que, tiene los siguientes valores: Voltage residual de 63 kV, para 10kA y onda de 8/20us.

4.2. DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD PARA COORDINACIÓN (Ucw).

4.2.1. SOBRETENSIONES TEMPORALES. Para esta clase de sobretensiones, la tensión de soportabilidad de coordinación es igual a la sobretensión temporal, por lo tanto el factor de coordinación kc es igual a 1. - Fase a tierra Ucw = 19,39 kV - Fase a fase Ucw = 33,60 kV Estos son los factores de coordinación sugerido en la clausula 3.3.1 de la Norma IEC 60071-2.

4.2.2. SOBRETENSIONES DE FRENTE LENTO. La tensión de soportadas de coordinación de soportabilidad Ucw se obtienen por: Ucw = kcd × Urp El factor de coordinación determinista es kcd=1 porque el procedimiento de coordinación de aislamiento se aplica a los valores de truncamiento de las distribuciones de las sobretensiones. U U

ps



e2

U U

ps e2



63  1,24 2,59 x19,59

2 x 63  1,67 3,86 x19,59

entonces del gráfico kcd=1 (fase-tierra)

entonces del gráfico kcd=1 (fase-fase)



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En consecuencia los valores de tensiones de soportadas de coordinación son las mismas que aquellas de las sobretensiones representativas de frente lento: - Fase a tierra Ucw = 1,0 × 58,53 → Ucw = 58,53 kV - Fase a fase Ucw = 1,0 × 86,10 → Ucw = 86,10 kV El voltaje tolerable de coordinación Ucw para impulso de maniobra se obtiene multiplicando el voltaje representativo de maniobra por el factor Kcd que resulta de la Figura 7, en donde la curva (a) es válida para los voltajes fase-fase, mientras que la curva (b) sirve para los voltajes fasetierra.

Figura 7. Relación entre Kcd y Vp2/Ve2 En la figura 6 de la norma IEC 60071-2 se muestra la relación Ve2 y Vp2/Ve2. a) Factor de coordinación fase- tierra. b) Factor de coordinación fase-fase.

Ups Im pulso tipo maniobra ( Pararrayo)  Ue2 Ue2 xUp.u



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4.2.3. SOBRETENSIONES DE FRENTE RAPIDO. La metodología estadística simplificada de la norma IEC 71-2 permite calcular la tensión mínima de soportabilidad de los equipos mediante la siguiente ecuación:

La tensión de aguante para coordinación por descarga atmosférica se calcula con la siguiente expresión anterior. Donde Leg representa la distancia que hay de la línea aérea frente a la subestación, en la cual el índice de eventos por descarga atmosférica es igual al índice de fallas aceptable. Ucw: Tensión soportable de coordinación al impulso atmosférico, kV. Upl: Nivel de protección al impulso tipo rayo del pararrayos, 63 kV. A: Factor dado en la tabla F.2 de la norma IEC 71-2 que describe el comportamiento de la línea ante las descargas eléctricas, 2700 kV. n: Número mínimo de líneas conectadas a la subestación, (n = 3). L: Separación equivalente entre el pararrayos más cercano y el equipo en consideración, obtenida de: L = a1+a2+a3+a4. a1: Longitud de la conexión del pararrayos a la línea, 1 m. a2: Longitud de la conexión a tierra del pararrayos, 2 m. a3: Longitud del conductor de fase entre el pararrayos y el equipo a proteger 1,5 m para el aislamiento interno y 1,5 m para el aislamiento externo. a4: Longitud de la parte activa del pararrayos, 0,50 m Lsp: longitud del vano de las líneas, 100 m La: Sección de línea aérea calculada a partir de una taza de salida igual a una tasa de falla aceptable Ra:



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La = Ra/Rkm = 0,0025/0,00006 = 41,67 m Ra: Tasa de falla aceptable por el equipo, 0,0025 fallas/año (1 falla/400 años). Rkm: Tasa de fallas por año del primer kilómetro de línea desde la subestación, 6×10-5 fallas/año/km Para el aislamiento externo: Ucw = 63 + (2700/3) × 5/(100+41,67) = 94,76 kV Para el aislamiento interno: Ucw = 63 + (2700/3) × 5/(100+42) = 94,76 kV Las sobretensiones de frente rápido afectan los aislamientos fase a fase y fase a tierra de igual forma. Tabla 3.2

Cuadro Nº 4: Factor A para diferentes tipos de líneas aéreas Anexo F tabla Nº 2 de la norma IEC 60071-2

4.3. DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD REQUERIDA (Urw). Las tensiones de soportabilidad requeridas son obtenidas aplicando a las tensiones de soportabilidad para coordinación dos factores de corrección: factor ka el cual tiene cuenta la altitud de la instalación y un factor de seguridad ks.



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4.3.1. FACTOR DE SEGURIDAD. El factor de seguridad es aplicable a cualquier tipo de sobretensión fase a fase y fase a tierra (temporal, frente lento, frente rápido) - Para aislamiento interno ks = 1,15 - Para aislamiento externo ks = 1,05 Según el numeral 4.3.4

4.3.2. FACTOR DE CORRECION ATMOSFERICO. El factor de corrección está definido por la siguiente ecuación:

Ka  e

 H 1000  m   8150 

Donde: H: Altura sobre el nivel del mar, 750 m. m: 1,0 para la coordinación de las tensiones de soportabilidad al impulso atmosférico, tensiones a frecuencia industriales corta duración y sobretensiones de frente lento (Fig 9 de IEC 60071-2).

ka

Descripción Soportabilidad a frecuencia industrial (fase – fase y fase – tierra)

0.97

Soportabilidad al impulso de Maniobra (fase – fase y fase – tierra)

0.97

Soportabilidad al impulso atmosférico (fase – fase y fase – tierra)

0.97

Cuadro Nº 5: Calculo del Factor Ka

4.3.3. DETERMINACIÓN

DE

LAS

TENSIONES

SOPORTADAS

ESPECIFICADAS (Urw). Este paso consiste en convertir las tensiones soportadas de coordinación (Ucw) vistas en el paso anterior, en condiciones de ensayo normalizadas adecuadas. Esto se hace multiplicando las tensiones Ucw por factores que compensen las diferencias entre las condiciones reales de servicio del aislamiento y las de los ensayos de tensiones soportadas normalizadas. Los factores que se aplican deben compensar:



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

Las diferencias en el montaje del material;



La dispersión en la calidad de fabricación;



La calidad de la instalación;



El envejecimiento del aislamiento durante la vida esperada;



Otras influencias desconocidas.

Debido a que estos factores no se pueden evaluar en forma independiente unas de otras, se adopta un factor sobre la base de la experiencia. En el caso del aislamiento externo debe aplicarse un factor adicional para tener en cuenta las diferencias entre las condiciones ambientales normalizadas de referencia y las esperadas en funcionamiento.



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a) Aislamiento fase a tierra b) Aislamiento longitudinal c) Aislamiento entre fases d) Intervalo en el aire punta plano

Figura 8. Relación entre distancia y tension En la figura 9 de la norma IEC 60071-2



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4.3.4. TENSIONES DE SOPORTABILIDAD REQUERIDAS Urw (S). Los valores para las tensiones de soportabilidad requeridas son obtenidos aplicando la siguiente ecuación. Aislamiento externo: Altitud

Urw = Ucw x Ks x Ka

750 Aislamiento

Sobrevoltajes Temporales Sobrevoltajes Maniobra Sobrevoltajes Rayo

Fase‐Tierra Fase‐Fase Fase‐Tierra Fase‐Fase Fase‐Tierra Fase‐Fase

Ucw(kV)

Aislamiento interno:

Ks

m

interno Externo 19,39 1,15 1,05 1,0 33,6 1,15 1,05 1,0 58,53 1,15 1,05 1,0 86,1 1,15 1,05 1,0 94,76 1,15 1,05 1,0 94,76 1,15 1,05 1,0 Cuadro Nº 6: Resumen del calculo Urw

Urw = Ucw x Ks Ka 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97

Urw(kV) Externo 19,7 34,2 59,6 87,7 96,5 96,5

interno 22,3 38,6 67,3 99,0 109,0 109,0

4.4. CONVERSION A TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS (Uwc). En el rango 1 el nivel de aislamiento es normalmente descrito por la tensión soportada al impulso tipo rayo. La tabla 2 muestra los factores de conversión requeridos, obtenidos de la tabla 2 de la norma IEC 60071-2.



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Cuadro Nº 7: Resumen del calculo Urw Si los factores de conversión no están disponibles, se pueden aplicar los factores de conversión indicados en la tabla Nº 2 de la norma IEC 60071-2 a las tensiones de soportabilidad al impulso de maniobra requerido. Estos factores aplican a las tensiones requeridas de soportabilidad fase-tierra así como a la suma de las componentes de la tensión fase-fase.

Urw: Es la tensión de soportabilidad para el impulso de maniobra. Aislamiento Interno Externo

Inmerso en un liquido Fase‐Tierra Fase‐Fase

Voltaje Temporal(kV) 0,500 0,607 0,607

Voltaje Tipo Rayo(kV) 1,100 1,060 1,060

Cuadro Nº 8: Resumen constantes urw

4.4.1. CONVERSION A TENSION DE SOPORTABILIDAD DE CORTA DURACION A FRECUENCIA INDUSTRIAL (SDW). Aislamiento Fase‐Tierra Interno Fase‐Fase Fase‐Tierra Externo Fase‐Fase

SDW(kV) 33,65 49,51 36,18 53,21

Cuadro Nº 9: Resumen de conversión a tensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial



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4.4.2. CONVERSION A TENSION DE SOPORTABILIDAD DEL IMPULSO TIPO RAYO (LIW). Aislamiento Fase‐Tierra Interno Fase‐Fase Fase‐Tierra Externo Fase‐Fase

LIW(kV) 74,04 108,92 63,17 92,91

Cuadro Nº 9: Resumen de conversión a tensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial.

4.5. SELECCIÓN

DE

LAS

TENSIONES

DE

SOPORTABILIDAD

NORMALIZADAS. En la siguiente tabla se muestra el resumen de las tensiones de soportabilidad requeridas Urw(s) y su correspondiente valor a las tensiones de conversión Urw(c).

Valores de Urw corta duración a frecuencia industrial (kV eficaz) Impulso tipo rayo y tipo maniobra (kV pico) Fase‐Tierra Frecuencia Industrial Fase‐Fase Fase‐Tierra Impulso Maniobra Fase‐Fase Fase‐Tierra Impulso Atmosférico Fase‐Fase

Aislamiento Externo Urw(S) 59,60 87,7 96,49 96,49 59,60 87,7

Urw(C) 36,18 53,21 * 63,17 92,91

Aislamiento Interno Urw(S) 67,31 99,02 108,97 108,97 67,3 99,0

Urw(C) 33,65 49,51 * 74,04 108,92

Cuadro Nº 10: Resumen de las tensiones de soportabilidad requeridas.

De acuerdo a la tabla 2 de la norma IEC-71-1 se seleccionan unos valores normalizados de aislamiento correspondientes a un sistema con una tensión máxima de Um = 36 kV; estos niveles de aislamiento cubrirán cualquier aislamiento externo fase - fase y fase – tierra:



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Cuadro Nº 11: Niveles de aislamiento normalizados para la gama I (1 kV <

Um 245 kV) Para las asociaciones preferentes, solamente son suficientes dos tensiones soportadas normalizadas para definir el nivel de aislamiento normalizado del material.(IEC-60071-2)

A continuación se seleccionan los niveles de aislamiento que cubran cualquier aislamiento externo fase-fase y fase-tierra, según las observaciones. • 70 kV para tensión soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial. • 145 kV para la tensión de soportabilidad al impulso de maniobra y atmosférico.

Observaciones: (1) En el rango I, los valores requeridos de soportabilidad al impulso de maniobra son cubiertos por la prueba de corta duración o la de tipo rayo.



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5. DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD. 5.1. DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD PARA 22,9 kV. Se refiere a las distancias mínimas en el aire que se deben de mantener para garantizar el adecuado nivel de aislamiento, de igual forma las distancias de seguridad necesarias para conservar la integridad del personal durante el mantenimiento de las subestación. En la Cuadro Nº 12 se presentan los valores de las separaciones mínimas en aire de fase a tierra y fase a fase.

Tensión nominal (kV) 3,2 6,6 15,0 23,0 34,5 69,0 85,0

Cuadro Nº 12 Distancia mínima de Tensión Máxima fase-tierra a 1 000 (kV) m.s.n.m. ò menos (mm) 3,6 60 7,2 90 17,5 160 24,0 220 36,0 320 72,5 630 100,0 900

Distancia mínima de fase-fase a 1 000 m.s.n.m. ò menos (mm) 100,2 150,3 267,2 367,4 512,0 1000,8 1440,0

Las distancias mínimas de seguridad serán corregidas a 750 m.s.n.m. para lo cual se utilizara el factor de corrección por altitud calculada anteriormente, donde Ka IEC=1 Conforme a lo indicado por ELECTROCENTRO S.A. respecto a las distancias mínimas y distancias mínimas de seguridad, tenemos a continuación lo siguiente.

5.1.1. Distancia mínima entre fase-tierra y Distancia mínima entre fases. Gráfico Nº09.- Distancia mínima entre fase-tierra y entre fases.



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D1min= Distancia mínima entre fase-tierra, según Tabla Nº 12=220 mm D2min= Distancia mínima entre fases, según Tabla Nº 12=367.4 mm

Grafico Nº10.- Distancia mínima entre fase-tierra y entre fases.

5.1.2. Distancia entre fases de campos adyacentes en barras flexibles. Grafico Nº12.- Distancia entre fases de campos adyacentes en barras flexibles.

D3min= Distancia entre fases de campos adyacentes en barras flexibles.

Para el cálculo se empleara la siguiente relación. D 3 min  1,90  D1 min =1.90 x 220=418 mm

Donde: D1min = Distancia mínima de seguridad fase-tierra, mm.



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Grafico Nº13.- Distancia entre fases de campos adyacentes en barras flexibles.

5.1.3. Distancia de trabajo horizontal y distancia de trabajo vertical. Grafico Nº14.- Distancia de trabajo horizontal y distancia de trabajo vertical.

D4min= Distancia de trabajo horizontal. D5min= Distancia de trabajo Vertical.



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Para el cálculo se utilizara la siguiente relación:

D4 min  1750  D1 min =1750+220=1970 D5 min  2500  D1 min = 2500+220=2720 Donde: D1min = Distancia mínima de seguridad fase-tierra, mm.

Grafico Nº15.- Distancia de trabajo horizontal y distancia de trabajo vertical. Según el Comité de estudios Nº 23 IEC “Comisión Nacional de Electrotecnia”, recomienda considerar las dimensiones que se indican y que son aplicadas, tanto para operadores como para maniobras en las subestaciones. Operador ambos brazos extendidos (horizontal) 1,75m Operador ambos brazos extendidos (vertical) Altura del operador 1,75m Altura de trabajo 1,25m

2,25m



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5.1.4. Altura mínima de parte con tensión y distancia mínima de la porcelana a tierra. Grafico Nº16.- Altura mínima de parte con tensión y distancia mínima de la porcelana a tierra.

D6min= Altura mínima de parte con tensión. D7min= Distancia mínima de la porcelana a tierra. El Comité de estudios Nº 23 IEC “Comisión Nacional de Electrotecnia”, recomienda considerar como altura mínima de partes de tensión  3000 mm y para la distancia mínima  2250 mm. 5.1.5. Altura del cerco y distancia de partes con tensión al cerco. Grafico Nº17.- Altura del cerco y distancia de partes con tensión al cerco.

D8min= Distancia de partes con tensión al cerco.



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La distancia de partes con tensión al cerco deberá ser mayor o igual a la distancia mínima entre fase-tierra mas 900 mm.

5.1.6. Distancia mínima al piso sobre caminos para pasaje de aparatos.

Grafico Nº18.- Distancia mínima al piso sobre caminos para pasaje de aparatos.

D9min= Distancia mínima al piso sobre caminos para pasaje de aparatos.



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5.1.7. Distancia entre ejes de equipos. Gráfico Nº19.- Distancia entre ejes de equipos.

D10min= Distancia entre ejes de equipos. El Comité de estudios Nº 23 IEC “Comisión Nacional de Electrotecnia”, recomienda considerar:

D10 min  D2 min 60 =367.4+60=427.4 6. RESUMEN. De acuerdo a lo anteriormente señalado y a los cálculos respectivos, las distancias mínimas necesarias para garantizar un adecuado nivel de aislamiento se muestran en la Tabla resumen Nº 19. Tabla Nº 19 Distancias mínimas para una altitud = 750 m.s.n.m. Tensión nominal de la red kV Distancia mínima entre fase y tierra mm Distancia mínima entre fases mm Distancia entre fases de campos adyacentes en barras mm flexibles. Distancia de trabajo horizontal mm Distancia de trabajo vertical mm Altura mínima de parte con tensión mm Distancia mínima de la porcelana a tierra mm Altura del cerco mm Distancia de partes con tensión al cerco mm Pasillo para pasaje del personal mm Distancia mínima al piso sobre caminos para pasaje de mm aparatos Distancia entre ejes de equipos mm

22,9 220 367.4 418 1970 2720 3000 2250 2700 2400 2500 3000 427.4



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7. Diagrama la soportabilidad de aislamiento de los equipos por nivel de tensión indicando el margen de coordinación del aislamiento frente a los niveles de sobretensión tanto atmosférica como de maniobra. Valores de Urw corta duración a frecuencia industrial (kV eficaz) Impulso tipo rayo y tipo maniobra (kV pico) Fase‐Tierra Frecuencia Industrial Fase‐Fase Fase‐Tierra Impulso Maniobra Fase‐Fase Fase‐Tierra Impulso Atmosférico Fase‐Fase

Aislamiento Externo Urw(S) 59,60 87,7 96,49 96,49 59,60 87,7

Urw(C) 36,18 53,21

Aislamiento

Sobrevoltajes Temporales Sobrevoltajes Maniobra Sobrevoltajes Rayo

* 63,17 92,91

Aislamiento Interno Urw(S) 67,31 99,02 108,97 108,97 67,3 99,0

Urw(C) 33,65 49,51 * 74,04 108,92

Ucw(kV) Fase‐Tierra Fase‐Fase Fase‐Tierra Fase‐Fase Fase‐Tierra Fase‐Fase

19,39 33,6 58,53 86,1 94,76 94,76



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8. RESUMEN DEL PROCEDIMIENTO.

A manera de resumen se desarrolla un diagrama secuencial para cada uno de los pasos del proceso de coordinación de aislamiento hasta ahora descrito, precisando las expresiones para la determinación de las tensiones soportadas de coordinación y requeridas, tanto para aislamiento interno y externo, hasta llegar a obtener el nivel de aislamiento normalizado para el equipo.

Figura Paso 1, sobretensiones representativas.



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Figura Paso2 y Paso 3 Tensiones Soportadas de Coordinación y Tensiones Soportadas Requeridas.



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Nota.- Se selecciona dos valores para la tensión soportada normalizada a impulsos atmosféricos, uno para equipos cercanos al pararrayos y otro superior, para equipos alejados del pararrayos.

Figura. Paso 4, Selección del Nivel de Aislamiento.

Clases - Coodinación Aislamiento y Distancias de Seguridad

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