COES Coordinacion de Aislamiento

PROCEDIMIENTO DE INGRESO, MODIFICACIÓN ANEXO Y RETIRO DE INSTALACIONES EN EL SEIN ANEXO 1.1.1. CRITERIOS DE DISEÑO DE SISTEMAS DE TRANSMISIÓN

Vigencia: [●]/[●]/[●] Versión: 1.0

ANEXO : CRITERIOS Y PROPUESTAS PARA LA COORDINACIÓN DE LOS AISLAMIENTOS

CONTENIDO 1.0 INTRODUCCIÓN ............................................................................................... 3 2.0 OBJETIVOS ....................................................................................................... 4 2.1 Líneas aéreas ............................................................................................ 5 2.2 Subestaciones ........................................................................................... 5 3.0 SOLICITACIONES DIELÉCTRICAS SOBRE LOS AISLAMIENTOS................ 6 3.1 Origen y clasificación de las sobretensiones ........................ ........... .......................... ..................... ........ 6 3.2 Tensiones permanentes ......................... ............ .......................... .......................... .......................... ......................... ............ 8 3.3 Sobretensiones temporarias .......................... ............. .......................... ......................... ......................... ................. .... 10 3.4 Sobretensiones de maniobra o de frente lento. ......................... ............ ......................... ................ 20 3.5 Sobretensiones atmosféricas o de frente rápido. .......................... ............. ....................... .......... 29 4.0 COMPORTAMIENTO DEL AISLAMIENTO .......................... ............. ......................... ......................... ................. 40 4.1 Naturaleza estadística del aislamiento. .................................... ........................ ......................... ................. 40 4.2 Clasificación ............................................................................................ 41 4.3 Determinación de la soportabilidad del aislamiento a las solicitaciones dieléctricas .............................................................................................. 42 4.4 Criterios de confiabilidad ......................................................................... 44 4.5 Influencia de las condiciones atmosféricas ........................ ........... .......................... ..................... ........ 45 5.0 PROCEDIMIENTO PARA P ARA LA COORDINACIÓN DE LOS AISLAMIENTOS... 53 5.1 Tensiones representativas ...................................................................... 54 5.2 Tensiones soportadas de coordinación .......................... ............. .......................... ......................... ............ 58 5.3 Tensiones soportadas especificadas.......................... ............. ......................... ......................... ................. .... 63 5.4 Tensiones soportadas normalizadas .......................... ............. ......................... ......................... ................. .... 64



6.0 PROPUESTAS RESPECTO A LA COORDINACIÓN DE LOS NIVELES DE AISLAMIENTO. ................................................................................................ 67 6.1 Sobretensiones Temporarias................................................................... 68 6.2 Sobretensiones de Maniobra ......................... ............ .......................... ......................... ......................... ................. .... 69 6.3 Sobretensiones Atmosféricas .......................... ............. .......................... .......................... ......................... ................ 71 6.4 Distancias de aislamiento mínimas .................................... ....................... .......................... ..................... ........ 76 6.5 Contaminación......................................................................................... 76 EJEMPLOS DE APLICACIÓN ......................... ............ .......................... ......................... ......................... .......................... ................... ...... 77 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS. ......................... ............. ......................... .......................... .......................... ..................... ........ 78 BIBLIOGRAFÍA RECOMENDADA ........................ ........... .......................... .......................... .......................... ......................... ............ 86

ANEXO : CRITERIOS Y PROPUESTAS PARA LA COORDINACIÓN DE LOS AISLAMIENTOS Página 2 de 86

PROCEDIMIENTO DE INGRESO, MODIFICACIÓN ANEXO Y RETIRO DE INSTALACIONES EN EL SEIN ANEXO 1.1.1. CRITERIOS DE DISEÑO DE SISTEMAS DE TRANSMISIÓN 1.0


INTRODUCCIÓN

La coordinación de los aislamientos, es la selección de un conjunto de tensiones mínimas normalizadas que caracterizan el aislamiento de los distintos equipamientos que componen los sistemas eléctricos, a fin de que puedan soportar las solicitaciones dieléctricas a las cuales estarán sometidos tanto en servicio normal, como ante solicitaciones dieléctricas transitorias que se puedan presentar en el sistema. Esta coordinación de aislamiento incluye además la determinación de la distancia en aire mínimas necesarias, y se realiza en base a una estimación de las sobretensiones esperables, calculadas ya sea en forma analítica ó mediante simulaciones con modelos de los eventos a los cuales estará sometida la red eléctrica, teniéndose en cuenta la presencia y características de los dispositivos de protección. Con el objetivo de realizar una óptima selección de los aislamientos, como así también de los dispositivos de protección contra sobretensiones, se requiere un conocimiento riguroso de: •

Cuales son las sobretensiones sobretensiones que se pueden originar en el sistema, y sus principales parámetros: formas de onda, amplitud, distribución estadística, etc.

•

Las características características de los distintos tipos de aislamientos y su capacidad capacidad de soportar las solicitaciones dieléctricas.

•

Los dispositivos dispositivos de protección protección que es posible seleccionar e instalar. instalar.

•

El coste de las distintas opciones o estrategias.

Existe numerosa documentación publicada sobre el tema de coordinación de aislamiento, y tanto la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC, ‘International Electrotechnical Commission ’), ’), como el Instituto de Ingenieros Electricistas y Electrónicos de USA (IEEE, ‘The Institute of Electrical and Electronic Enginners ’)’)




poseen normas y guías ó procedimientos de aplicación (Refs. [1-6]), con recomendaciones y requisitos mínimos que se deben cumplir. Lo redactado en este documento es de aplicación para sistemas de 145, 245 y 550 kV de tensión máxima de operación, y se basa principalmente en las normas y guías de la IEC, y documentos y trabajos técnicos publicados por la CIGRE. Es imposible sin embargo omitir los numerosos documentos técnicos, guías y normas de la IEEE, por lo que también t ambién son citados cuando sea relevante. relevante.

2.0

OBJETIVOS

El objetivo final de la coordinación de de aislamiento es la de determinar determinar la rigidez dieléctrica mínima necesaria del equipamiento y distancias en aire para obtener un sistema eléctrico que sea técnica y económicamente aceptable, sobre la base de una tasa de falla razonable adoptada como criterio de diseño del sistema. Consecuentemente, para los estudios de coordinación de aislamiento es de importancia la determinación de cual es la tasa de falla aceptable, o de la confiabilidad deseada para el sistema. La tarea de coordinar los aislamientos requiere del conocimiento tanto de las solicitaciones esperables ó presuntas sobre el aislamiento del equipamiento y sobre las distancias en aire, como así también del comportamiento de los diferentes tipos de aislamientos frente a dichas solicitaciones, tomando en cuenta las condiciones ambientales y la ubicación de los elementos. Si las solicitaciones calculadas ó estimadas resultan superiores a las nominales soportadas por los equipos, y/o las distancias en aire necesarias para soportarlas resultan excesivas, se deberá reducir las sobretensiones por algún método adecuado, ó modificar el diseño y/o las especificaciones del aislamiento de ser posible.




Líneas aéreas

Los estudios de coordinación de aislamiento de líneas aéreas tienen principalmente el objetivo de especificar: •

Las distancias de aislamiento mínimas entre los conductores de fase a tierra, como así también entre fases.

•

La longitud de las cadenas de aisladores, y la cantidad y tipo de aisladores necesarios.

•

El mecanismo de puesta a tierra de las torres, a fin de obtener la menor resistencia de puesta a tierra.

•

La ubicación y número de cables de guarda necesarios.

2.2

Subestaciones

Los estudios de coordinación de aislamiento en las subestaciones tienen el objetivo principal de especificar: •

La rigidez dieléctrica (niveles de aislamiento, tensiones soportadas) necesaria para los distintos equipos de la subestación.

•

Las distancias en aire fase-tierra y entre fases.

•

La necesidad, ubicación y características nominales de los descargadores.

•

La necesidad, ubicación y configuración de explosores ('gaps').

•

La necesidad y ubicación de cables de guarda y/o mástiles.

•

La necesidad de mejora del comportamiento de las líneas aéreas conectadas a la subestación, frente a las descargas atmosféricas.


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ANEXO 1.1.1. CRITERIOS DE DISEÑO DE SISTEMAS DE TRANSMISIÓN

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3.0

SOLICITACIONES DIELÉCTRICAS SOBRE LOS AISLAMIENTOS.

3.1

Origen y clasificación de las sobretensiones

Las características de las solicitaciones dieléctricas, o de tensión, a las cuales está sometida una red eléctrica, tales como forma de onda y amplitud, dependen del origen de las mismas, y pueden ser debidas a causas externas al sistema, como la actividad atmosférica (rayos), ó internas como la maniobra de equipamiento (líneas, transformadores, capacitores, etc.), resonancias o ferrorresonancias, fallas, etc. En base a la forma de onda y origen, generalmente se clasifica las solicitaciones de tensión como: •

Tensiones permanentes: son tensiones de frecuencia nominal, debidas al funcionamiento de la red en condiciones de operación normales, las cuales el equipamiento debe soportar en forma permanente.

•

Sobretensiones temporarias, o de frecuencia industrial: son tensiones de forma de onda sinusoidal y frecuencia nominal, o cercana a ella, de amplitud superior a la máxima nominal del sistema, de varios segundos de duración. Pueden originarse por fallas, rechazo de carga, ferrorresonancia, etc.

•

Sobretensiones de maniobra, o de tiempo de frente lento: son sobretensiones originadas generalmente en la operación de los equipos que forman parte de la red eléctrica, como por ejemplo, conexión y reconexión de líneas de transmisión, maniobra de carga capacitivas e inductivas, etc.

•

Sobretensiones atmosféricas, o de tiempo de frente rápido: son sobretensiones del tipo impulsivo originadas por actividad atmosférica, debido al impacto de rayos en las líneas aéreas, o cerca de ellas.

•

Sobretensiones de tiempo de frente muy rápido: generalmente estas sobretensiones se deben a la maniobra de seccionadores en las subestaciones blindadas en SF6 (GIS).

Esta es una clasificación general, y la forma de onda no siempre está asociado a un determinado origen de la sobretensión. Puede ocurrir que ciertas maniobras sobre el ANEXO : CRITERIOS Y PROPUESTAS PARA LA COORDINACIÓN DE LOS AISLAMIENTOS Página 6 de 86



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equipamiento, por ejemplo reencendidos de la corriente del arco durante la apertura de un interruptor, originen sobretensiones de tiempo de frente rápido (generalmente asociadas a la actividad atmosférica) y viceversa. En la Figura 1 se presenta un gráfico comparativo de las amplitudes presuntas y duración de los distintos tipos de sobretensiones. Sobretensiones atmosféricas tem orar Sobretensiones de maniobra de Maniobra Sobretensión (pu)

Sobretensiones temporarias Temporarias

Duración (segundos)

Figura 1. Amplitud y duración de los distintos tipos de sobretensiones.

En la Tabla I, obtenida de la Ref. [1] se muestra la clasificación, formas de onda y características generales de las sobretensiones, conjuntamente con la forma de onda normalizada de la tensión de ensayo para cada una de ellas.




Tabla I. Clasificación y formas de onda de las sobretensiones, junto con las formas de ondas normalizadas para ensayos.

3.2

Tensiones permanentes

Durante la operación normal del sistema, es de esperar pequeñas variaciones en la amplitud de la tensión respecto de la tensión nominal del mismo, debido, por ejemplo, a variaciones estacionales de carga, generación, y necesidades de la operación, las que deben estar dentro de una banda establecida para la operación normal del sistema. Ante contingencias, los aislamientos deben ser capaces de soportar tensiones por encima del límite superior de esa banda, como mínimo hasta la máxima tensión de operación en condiciones de emergencia definida para el sistema. ANEXO : CRITERIOS Y PROPUESTAS PARA LA COORDINACIÓN DE LOS AISLAMIENTOS Página 8 de 86



Naturalmente, se recomienda adoptar para las tensiones máximas de operación del sistema en condiciones de emergencia los valores normalizados de máxima tensión soportada por el equipamiento en condiciones permanentes, que según la Norma IEC 60071-1 (Ref. [1]) son 145, 245 y 550 kV para las tensiones nominales de sistema de interés de Perú, 138, 220 y 500 kV, respectivamente. Cabe aclarar que un equipo cuyo aislamiento esté preparado para soportar una de tales tensiones permanentes, puede que sólo la resista por diseño para un período acotado de tiempo, de interés para soportar la contingencia, en función de las especificaciones particulares dadas para su diseño (régimen térmico admisible, flujo magnético, generación de armónicas, etc.). Definiciones de interés de la Norma IEC 60071-1 (Ref. [1]) al respecto son las siguientes: •

Tensión nominal de un sistema (Un) – Ítem 3.8

•

Máxima tensión de un sistema (Us) en condiciones normales – Ítem 3.9

•

Máxima tensión para el equipamiento (Um) – Ítem 3.10

Para mayor claridad, indicamos ejemplos numéricos tomados del sistema argentino: Un=132 kV; Us=138 kV; Um=145 kV De acuerdo con los Criterios Técnicos definidos para la reglamentación peruana, se tienen los siguientes valores: Un [kV]

Us[kV]

Um[kV]

138

145

145

220

231

245

500

525

550




A los fines de la coordinación de aislamiento, la tensión que las representa tiene una forma de onda sinusoidal de frecuencia nominal y amplitud igual a la máxima del equipamiento (Um). 3.3

Sobretensiones temporarias

Las sobretensiones temporarias son sobretensiones de amplitud superior a la máxima del sistema. Son de duración relativamente larga (desde varios milisegundos hasta varios segundos) y de frecuencia igual o cercana a la nominal. Este tipo de sobretensiones están representadas en los ensayos de verificación de la rigidez dieléctrica del equipamiento, por el ensayo a frecuencia industrial de 1 min de duración (Ver Tabla I), sólo requerido en las normas de equipamientos para tensiones máximas del sistema dentro del Rango I (≤ 245 kV). Los orígenes principales de sobretensiones temporarias son: •

Fallas (cortocircuitos) en la red eléctrica.

•

Rechazo de carga.

•

Resonancia y Ferrorresonancia.

•

Energización de transformadores.

Una característica particular de este tipo de sobretensiones es que, además de una solicitación dieléctrica, también producen una solicitación térmica en los equipos, especialmente en los descargadores de OZn (sin explosor). 3.3.1 Fallas en la red eléctrica. Las fallas más comunes en los sistemas eléctricos son los cortocircuitos, los cuales pueden ser de distintos tipos: monofásicos, bifásico con o sin contacto a tierra, ó trifásicos, todos ellos pueden a su vez ser con o sin impedancia de falla. Los cortocircuitos trifásicos (o monofásicos que evolucionan a trifásicos) son más comunes en sistema de tensión nominal de hasta 220 kV, ya que hay más probabilidades de que objetos o la rotura de conductores involucre a todas las fases debido a la cercanía entre ellas. Debido a que la separación entre fases se ANEXO : CRITERIOS Y PROPUESTAS PARA LA COORDINACIÓN DE LOS AISLAMIENTOS Página 10

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incrementa con la tensión nominal del sistema, son menos frecuentes en sistemas de tensión nominal igual a superior a 500 kV. En lo que respecta a la sobretensión temporaria que producen, es de interés el cortocircuito monofásico, pues en las fases sanas (no involucradas en el cortocircuito) se produce una sobretensión de frecuencia nominal, cuya amplitud depende del factor de puesta a tierra, definido éste como la relación entre el mayor valor eficaz de la tensión en la fase sana, y la tensión nominal fase-tierra en el punto en falla. Este factor se puede obtener en función de la relación entre las impedancias de secuencia directa y cero del sistema. Para sistemas de tensión nominal ≥ 132 kV es habitual conectar el neutro del sistema directamente a tierra, con lo cual el factor de puesta a tierra no supera el valor de 1,4, es decir, durante un cortocircuito monofásico, la máxima tensión eficaz en las fases sanas no supera 1,4 p.u. y la duración es el tiempo que tardan las protecciones en despejar la falla. Para sistemas puestos a tierra a través de impedancia, tanto la amplitud como la duración de la sobretensión temporaria puede ser mayor. La Tabla II muestra valores representativos del factor de puesta a tierra a considerar en caso de que no se disponga de mejor información. Tabla II. Valores representativos del factor de puesta a tierra

Forma de conexión del Factor de neutro puesta a tierra Rígido a tierra Conectado impedancia Neutro aislado

1,4 mediante

1,7

1,9

ANEXO : CRITERIOS Y PROPUESTAS PARA LA COORDINACIÓN DE LOS AISLAMIENTOS Página 11

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3.3.2 Rechazo de carga.

Este término se refiere a la pérdida imprevista de la carga en el extremo de una línea, lo cual puede suceder debido a una falla, errores humanos de operación o sobrecargas. Las sobretensiones generadas depende del monto de carga desconectada, la configuración de la red luego de la desconexión, la potencia de cortocircuito del sistema, velocidad de actuación de los reguladores de tensión de generadores, etc. Las sobretensiones originadas pueden ser importantes especialmente en el caso de líneas largas debido al Efecto Ferranti. En general son más importantes en sistemas de alta tensión, ya que las demandas y las longitudes de las líneas son mayores en dichos sistemas. Para el caso de una línea ‘ideal’ (sin pérdidas), el valor de la tensión en el extremo abierto (sin carga) de la línea no compensada, debido al Efecto Ferranti, puede calcularse mediante la siguiente expresión: U 2 =

U 1 cos β l

siendo: U1 :

Tensión del lado generación de la línea, en p.u.

U2 :

Tensión en el extremo abierto (lado carga) de la línea, en p.u.

β :

Función de propagación ≅ 0,06º/km a 50Hz (0,072º/km a 60Hz)

l:

Longitud de la línea, en km

Previo al rechazo de carga la tensión U1 puede llegar a ser igual a la tensión máxima de servicio. Sin embargo, dado que la línea en vacío se comporta como un capacitor, luego de la pérdida de carga la tensión U1 se incrementará, debido al efecto divisor que se forma ANEXO : CRITERIOS Y PROPUESTAS PARA LA COORDINACIÓN DE LOS AISLAMIENTOS Página 12

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entre la inductancia de la fuente (representada por su potencia de cortocircuito) y la capacidad de la línea en vacío. El incremento de la tensión en el extremo abierto de la líneas, U2, será el debido a la suma de ambos efectos. Estas sobretensiones se reducen con la compensación shunt de la línea.

3.3.3 Resonancia y Ferrorresonancia. La resonancia es la sintonía de la frecuencia de oscilación natural de un circuito LC con la frecuencia nominal del sistema. Un caso de resonancia puede ocurrir entre dos líneas en paralelo, situadas a corta distancia (o en la misma torre), cuando una de ellas está fuera de servicio pero con sus reactores de compensación conectados. Puede darse entonces el caso de resonancia en el circuito formado por la capacidad de acoplamiento entre ambos líneas y la inductancia (lineal, no saturada) de los reactores, originando sobretensiones temporarias en la línea que está fuera de servicio. Si debido a las sobretensiones originadas por la resonancia, se produce la saturación del núcleo magnético de los reactores, la amplitud de la sobretensión generalmente resulta limitada a un valor cercano a la tensión del codo de saturación (entre 1,1 a 1,5 p.u.). La duración es el tiempo que se tarda en advertirse y corregirse la situación, y puede resultar excesiva para los descargadores instalados en la línea que está fuera de servicio. Si la resonancia ocurre entre una capacidad y el circuito magnético no-lineal de un elemento inductivo (generalmente un transformador de potencia o de medición de tensión), entonces se le da el nombre de Ferrorresonancia. Este fenómeno se pone de manifiesto cuando, debido a un cambio súbito en el sistema, se origina una sobretensión que produce la saturación de dicho circuito magnético.


de

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La ferrorresonancia produce oscilaciones descontroladas de tensión, de larga duración, que generalmente terminan con una falla en el sistema. No es en general común encontrar este fenómeno en la operación en condiciones normales (simétrica) del sistema, sino en situaciones de asimetría cuando, por ejemplo, ante una maniobra o falla se produce la apertura de una o dos fases del sistema. Esto es más común en sistemas de baja tensión con fusibles, por ejemplo. Una característica destacada de la ferrorresonancia es que tiene ‘histéresis’ en el sentido de que, una vez producida, es necesario reducir la tensión del sistema por niveles inferiores a los que originó la ferrorresonancia para lograr eliminarla, lo cual en general es difícil de lograr. Un caso típico donde se puede producir este fenómeno es en la energización de un transformador en vacío, dado que la corriente de conexión tiene un contenido armónico que es variable en el tiempo. Si una de las armónicas coincide con una resonancia de la red, entonces es probable la ocurrencia de la ferrorresonancia. La ferrorresonancia produce excesivas solicitaciones térmicas en los descargadores de OZn. Se considera en general que no hay dispositivo de protección tal que evite la resonancia o la ferrorresonancia. Es un fenómeno que debe a toda costa evitarse mediante la prohibición de las posibles maniobras o configuraciones del sistema que la originen. Para el diseño de un sistema y para la selección de los descargadores, por lo tanto, no deben considerarse sobretensiones de este tipo, ya que llevaría a un sobredimensionamiento del mismo, no justificable técnica y económicamente. Sin embargo, debido a las dificultades en obtener datos que son esenciales para los estudios del sistema, como los del circuito magnético de transformadores y/o reactores, y ante las múltiples circunstancias en las que puede manifestarse la ferrorresonancia, es difícil predecir su ocurrencia mediante estudios previos, existiendo entonces la posibilidad de que ocurra en la operación real con alguna configuración particular.


de

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Para evitar entonces este problema de características destructivas sobre el equipamiento, Transener opta por utilizar como protección para esta eventual contingencia, la instalación de protecciones de sobretensión escalonadas, de tres etapas, cuyo ajuste y ubicación deberá determinarse para cada caso particular. En las Refs. [8-11] se describe con más detalles las características principales del fenómeno de ferrorresonancia. 3.3.4 Energización de transformadores. La energización de transformadores produce la circulación de grandes corrientes que pueden dar lugar a importantes sobretensiones, con una amplitud de hasta 2 p.u. Este fenómeno depende de las características del circuito magnético del transformador, el instante de cierre de cada polo del interruptor respecto de la onda de tensión, y del estado previo (remanencia) del núcleo del transformador. 3.3.5 Métodos para limitar las sobretensiones temporarias. Los métodos generalmente utilizados para limitar las sobretensiones temporarias a valores aceptables son: •

Reactores de compensación shunt de líneas y/o de barras.

•

Compensadores estáticos y síncronos.

•

Sistemas de control de tensión de unidades generadoras.

•

Descargadores de Oxido Metálico sin explosores.

Los sistemas de control de los compensadores estáticos ó síncronos, y de la excitación de generadores, son generalmente rápidos y efectivos para controlar las tensiones del sistema. Los descargadores de óxido metálico utilizados actualmente no se seleccionan con el objetivo de limitar las sobretensiones temporarias, pero deben ser capaces de soportarlas durante el tiempo en que se elimina la causa de la sobretensión. Si la amplitud y/o duración de las sobretensiones temporarias son tales que producen una excesiva solicitación térmica de los descargadores, deberán ANEXO : CRITERIOS Y PROPUESTAS PARA LA COORDINACIÓN DE LOS AISLAMIENTOS Página 15

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adoptarse descargadores de mayor tensión nominal y, probablemente, mayores niveles de aislamiento. 3.3.6 Resumen La Tabla III obtenida de la Ref. [7] resume las causas comunes de sobretensiones temporarias, los parámetros de la red que intervienen, amplitudes estimadas y métodos de control.


de

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ANEXO 1.1.1. CRITERIOS DE DISEÑO DE SISTEMAS DE TRANSMISIÓN Tabla III. Resumen de causas de sobretensiones características principales de las mismas y métodos de control. Amplitud Duración estimadas típica (pu)

Sobretensiones Parámetros temporarias importantes

Versión: 1.0

temporarias,

Métodos control

de

Causas Comunes Fallas

- Ubicación de la falla

1,0 – 1,4

2 a 10 ciclos

No es necesario en general.

1,0 – 1,6

Algunos segundos

Maniobra de reactores de compensación.

- Relación X0/X1 de la red - Amplitud de corriente de falla Pérdida de carga

la

- Potencia transmitida - Potencia de cortocircuito de la red - Capacitancia sistema

Compensadores estáticos.

del

Regulación de tensión de generadores.

- Sistema de control de generadores Energización líneas

de - Capacitancia de la línea

1,0 – 1,2

Algunos segundos

- Potencia de cortocircuito de la red

Maniobra de reactores de compensación. Compensadores estáticos. Regulación de tensión de generadores.


de

86


ANEXO 1.1.1. CRITERIOS DE DISEÑO DE SISTEMAS DE TRANSMISIÓN Amplitud Duración estimadas típica (pu)

Sobretensiones Parámetros temporarias importantes Desconexión línea/Despeje falla

de - Condiciones de falla

de

la

1,0 – 1,5

Menos de 1 segundo

- Capacitancia de la línea

Versión: 1.0

Métodos control

de

Maniobra de reactores de compensación. Compensadores estáticos.

- Reactores shunt - Secuencia apertura de interruptores

de los

Re-energización de - Capacitancia de la líneas línea

1,0 – 1,5

Algunos segundos

- Reactores shunt - Condiciones falla - Nivel de atrapada

de

Maniobra de reactores de compensación, Compensadores estáticos,

la

carga

Energización de - Potencia de transformadores cortocircuito de la red

1,0 – 1,5

Hasta 2 segundos

Maniobra de reactores de compensación,

- Características del circuito magnético

Compensadores estáticos,

- Característica de respuesta en frecuencia de la red

Filtros de armónicas

- Nivel de tensión de la red

Resistencia de cierre en interruptores Cierre sincronizado.


de

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Sobretensiones Parámetros temporarias importantes

Amplitud Duración estimadas típica (pu)

Versión: 1.0

Métodos control

de

Casos especiales Resonancia paralela de líneas

Capacidad de 1,0 -2,0 acoplamiento entre circuitos - Valores de las reactancias shunt y la saturación

Permanente Reactores de neutro. (hasta que Reactores shunt. se elimine la causa)

- Pérdidas por corona de la línea Discordancia de los - Capacitancia de los 1,0 – 2,0 polos del interruptor circuitos - Valores de las reactancias shunt y la saturación

Permanente Reactores de neutro. (hasta que Reactores shunt. se elimine la causa)

- Pérdidas por corona de la línea Ferrorresonancia

- Capacitancia de los 1,0 – 1,5 circuitos - Saturación de los transformadores de potencia y medición

Permanente Ninguno. Se debe (hasta que evitar la ocurrencia de se elimine la la ferrorresonancia. causa)


de

86



Sobretensiones Parámetros temporarias importantes Alimentación retorno

de - Características de los transformadores

Amplitud Duración estimadas típica (pu) 1,0 – 2,0 1,0 – 1,5

Algunos segundos

- Capacidad de líneas y cables

Versión: 1.0

Métodos control

de

Reactores shunt. Operación sistema.

del

- Potencia de cortocircuito de la red - Características de respuesta en frecuencia de la red

3.4

Sobretensiones de maniobra o de frente lento.

Este tipo de sobretensiones se originan en general por maniobras del equipamiento de la red, y son de naturaleza oscilatoria, fuertemente amortiguadas, de algunos milisegundos de duración. Si bien son de naturaleza oscilatoria, la tensión de ensayo que las representa según las normas es una onda unidireccional de forma de onda 250/2500 µs (Ver Tabla I). El diseño de líneas y subestaciones de alta tensión ( ≥245 kV, Rango II de la IEC 60071-1) resulta predominantemente definido por las sobretensiones de maniobra, debido principalmente a dos motivos: a) Un rayo de determinada amplitud en kA, produce una sobretensión que depende directamente de la impedancia característica de la línea, la cual no cambia mucho con la tensión nominal de la misma. Por lo tanto, a medida que aumenta la tensión nominal del sistema, los sobretensiones de origen atmosférico pierden relevancia frente a las de maniobra, las cuales si son directamente proporcionales de la tensión del sistema. ANEXO : CRITERIOS Y PROPUESTAS PARA LA COORDINACIÓN DE LOS AISLAMIENTOS Página 20

de

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b) Los aislamientos soportan un tensión menor con sobretensiones de maniobra que con sobretensiones atmosféricas. Las sobretensiones de maniobra se deben principalmente a la operación de interruptores (en particular al cierre de los mismos), dado que esto produce un cambio en la topología de la red, generándose una redistribución de las energías eléctrica y magnética en el sistema, lo que se manifiesta a través de transitorios de tensión. También las sobretensiones inducidas por rayos que caen a tierra cerca de una línea, pueden producir sobretensiones que se asemejan en su forma de onda a las de maniobra. Existe una gran variedad de eventos que pueden originar sobretensiones de maniobra, pero los que se consideran principalmente en los estudios del sistema son los siguientes: •

Energización de líneas de transmisión.

•

Re-energización de líneas de transmisión.

•

Maniobra de cargas inductivas o capacitivas (reactores, bancos de capacitores, transformadores, etc.).

•

Fallas y despeje de fallas.

•

Rechazo de carga.

3.4.1 Energización y re-energización de línea de transmisión. La energización de una línea en vacío mediante el cierre del interruptor que la conecta a una fuente de alimentación, produce ondas de tensión y corriente que se propagan a lo largo de la línea. Esto genera sobretensiones tanto fase-tierra en cada una de las fases, como entre fases, las que dependen de numerosos factores, tales como: •

El instante de cierre del interruptor respecto de la onda de tensión. Esto define la amplitud del escalón de tensión aplicado a cada fase de la línea.


de

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•

La diferencia, en el tiempo, del instante de cierre de cada polo del interruptor, es decir, de la ‘discrepancia entre polos’.

•

La potencia de cortocircuito de la red a la cual se conecta la línea.

•

Si la red de alimentación es del tipo compleja o mallada (con otras líneas y transformadores conectadas en la misma barra), o inductiva pura (transformador).

•

De la longitud de la línea a energizar.

•

Si el interruptor posee resistores de pre-inserción.

•

Si la línea está compensada con reactores shunt.

•

Si la línea tiene carga atrapada.

•

Las características de los descargadores de línea.

La re-energización es la energización de la línea que tiene aún tiene carga atrapada. El tiempo que permanece la carga atrapada luego de una desconexión previa depende de las pérdidas y si la línea tiene reactores de compensación conectados. Si se vuelve a energizar la línea cuando aún no se ha descargado la carga atrapada, puede darse el caso en que las tensiones a ambos lados del interruptor previo al cierre tengan valores máximos y de signo contrario, por lo que la amplitud del escalón de tensión aplicado a la línea en el recierre es mayor, y consecuentemente las sobretensiones producidas también serán mayores. La distribución estadística de los instantes de cierre respecto a la onda de tensión es uniforme (cualquier instante tiene la misma probabilidad), mientras que para la discrepancia de polos se representa en general con una distribución ‘normal’ también llamada ‘gausiana’. Debido a la intervención de estos factores aleatorios, los resultados de los estudios de sobretensiones de maniobra se expresan mediante una distribución estadística de los valores cresta, obtenida con el método de Monte Carlo (Ref. [12], Anexo A ), mediante la simulación de un número suficientemente grande de maniobras, ya sea


de

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con herramientas digitales (EMTP ElectroMagnetic Transient Program , ó ATP, Alternative Transient Program ) ó analógicas (TNA, Transient Network Analyzer ). A los efectos de estimar los valores esperables, la Figura 2 obtenida de las Ref. [2] y que se basa en un estudio realizado por el grupo de trabajo 13.02 de la CIGRE (Ref. [13]), presenta un gráfico del valor máximo y mínimo que se puede esperar de la tensión con un 2% de probabilidad de ser superada (U e2) en el extremo en vacío de la línea debido a la energización ó re-energización, para varias condiciones del sistema, y sin tener en cuenta la limitación con descargadores.

Figura 2. Tensiones U2% máximas y mínimas en función del tipo de operación, resistores de pre-inserción, compensación shunt y tipo de red de alimentación.

La evaluación estadística de las sobretensiones de maniobra obtenidas por simulación con modelos, para el caso de energización y re-energización de líneas, puede realizarse por medio de dos métodos: a) Método del valor cresta por fase: consiste en realizar un número determinado de maniobras de cierre del interruptor, cada una con diferentes instantes de cierre y discrepancia de polos. De cada una de ellas se extrae el valor cresta máximo de cada fase, por lo que cada maniobra contribuye con tres valores a la curva de distribución. Si se simulan 100 maniobras de cierre, se obtienen 300 valores de tensión fase-tierra (ó entre fases), con su correspondiente distribución estadística. b) Método del valor cresta por caso: de cada maniobra de energización realizada, sólo se extrae el máximo valor cresta de las tres fases, por lo que cada maniobra contribuye solo con un valor a la curva de distribución. ANEXO : CRITERIOS Y PROPUESTAS PARA LA COORDINACIÓN DE LOS AISLAMIENTOS Página 23

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El procedimiento de coordinación de aislamiento difiere según cual de los dos métodos se haya adoptado para las simulaciones (Anexo D de la Ref. [2]). Existe numerosa bibliografía referente a este tema. Las Refs. ([13-24]) son algunas de ellas. Para el caso de líneas que posean descargadores instalados en ambos extremos, se puede asumir que la máxima tensión es la correspondiente al nivel de protección a sobretensiones de maniobra correspondiente al descargador (dato generalmente incluido en la información técnica provista por el fabricante). Si embargo hay que tener presente que esta tensión corresponde en bornes del descargador, y puede ser apreciablemente mayor en otros puntos de la línea, si ésta es suficientemente larga. 3.4.2 Maniobra de cargas inductivas ó capacitivas. Las maniobras generalmente de interés son: •

Energización de cables en vacío, ó bancos de capacitores, especialmente cuando el neutro del banco está aislado, lo cual es bastante común.

•

Desconexión de un banco de capacitores.

•

Interrupción de la corriente de arranque de un motor, ó de una reactor de compensación, ó de un transformador en vacío.

En general en estas maniobras las sobretensiones más importantes se producen sobre el equipo maniobrado, pero no sobre el sistema de alimentación. Una excepción es la energización de bancos de capacitores, dado que en un primer instante se comportan como un cortocircuito, con lo que la tensión en bornes llega prácticamente a cero en bornes del banco. Luego, durante el período de carga del capacitor, se puede generar una sobretensión de amplitud teórica de 2,0 p.u., aunque en la práctica no supera aproximadamente 1,7 p.u. debido a las pérdidas. La desconexión del banco de capacitores sólo produce sobretensiones de magnitud en caso de que se produzca el reencendido de la corriente del arco en un polo del interruptor durante la apertura. La amplitud en tal caso puede llegar a cerca de 6 p.u. ANEXO : CRITERIOS Y PROPUESTAS PARA LA COORDINACIÓN DE LOS AISLAMIENTOS Página 24

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y ser de muy alta frecuencia, comparables a las del tipo atmosférico (Refs. [25], [26]), pudiendo dar lugar a una descarga a tierra en bornes del capacitor y/o el reencendido de la corriente de arco de otros polos, en caso de que no sea limitada mediante la instalación de descargadores. En los casos de interrupción de corrientes inductivas, pueden ocurrir dos tipos de transitorios que se describen a continuación, y que están ampliamente analizados en la Ref. [27] 3.4.3 Sobretensiones debidas al corte de corriente Durante la desconexión de pequeñas corrientes inductivas (comparadas con las de cortocircuito) los interruptores tienen la habilidad de interrumpirla antes de su paso natural por cero. Al valor instantáneo de la corriente al momento de su interrupción se la denomina ‘corriente cortada’ (del término en inglés ‘Chopping Current ’). ’). Como la corriente por la inductancia no puede cambiar instantáneamente a cero, el único camino que tiene para circular luego del corte de corriente, es a través de las capacidades parásitas de la carga inductiva maniobrada, las cuales son generalmente muy pequeñas. El intercambio de energías que se produce entre la inductancia y la capacidad parásita, origina una sobretensión que es proporcional a la corriente cortada y a la impedancia característica de la carga Zc, definida como: Z c = L

C

siendo L la inductancia de la carga y C su capacidad parásita. Como C es muy pequeña (del orden de nano o pico faradios), y la L es grande (por ejemplo, la de un transformador en vacío), entonces Zc resulta ser muy grande, con lo que pequeñas corrientes cortadas generan grandes sobretensiones. La frecuencia es del orden de algunos cientos de Hz. Estas sobretensiones resultan efectivamente limitadas mediante la instalación de descargadores de OZn en bornes del elemento maniobrado.


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3.4.4 Múltiples reigniciones del arco por el interruptor interruptor Luego de la interrupción de la corriente, la tensión entre los contactos del interruptor será la composición de las tensiones a ambos lados del mismo. Entonces la sobretensión originada por el corte de corriente también se aplica entre los contactos del interruptor, lo cual puede originar que se reencienda la corriente de arco antes de que se complete la apertura mecánica. Dependiendo del medio de extinción del interruptor (Aire, SF6, Vacío, Aceite), este proceso de corte de la corriente y posterior reencendido puede ocurrir varias veces, dando lugar al fenómeno de múltiples reencendidos de la corriente por el interruptor. La frecuencia de las sobretensiones originadas depende sólo de las inductancias y capacidades parásitas de elementos a ambos lados del interruptor, y pueden ser de algunos MHz, comparables a las del tipo atmosférico. Los arrollamientos de reactores y transformadores, y más especialmente de los motores, son sensibles a la frecuencia, ó lo que es lo mismo, al tiempo de frente de la solicitación. A altas frecuencias (ó tiempo de frente muy pequeños, del orden de 1 µs), la tensión no se distribuye uniformemente a lo largo del arrollamiento, sino que la mayor proporción se aplica en las primeras espiras. Dado que los descargadores sólo limitan la amplitud, pero no la frecuencia de la sobretensión, en estos casos pueden no ser efectivos, requiriéndose otros elementos para limitar estas sobretensiones. 3.4.5 Fallas y despeje de fallas. fallas. En los primeros instantes del inicio o despeje de una falla, se producen sobretensiones cuyas características corresponden a las del tipo de maniobra. En el inicio, esta sobretensión podría ocurrir principalmente en las fases sanas por un cortocircuito monofásico, mientras que en el despeje puede ocurrir con cualquier tipo de cortocircuito. Las sobretensiones importantes ocurren entre fase y tierra, y por lo tanto las sobretensiones entre fases pueden despreciarse. ANEXO : CRITERIOS Y PROPUESTAS PARA LA COORDINACIÓN DE LOS AISLAMIENTOS Página 26

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Una estimación de la amplitud máxima prevista U et et puede obtenerse mediante las siguientes expresiones: -

inicio de falla U et = (2 k − − 1)U s

-

despeje de falla U et = 2U s

2

2

3 en kV cresta.

3 en kV cresta.

donde k es el factor de puesta a tierra y U s s la tensión máxima del sistema (valor eficaz). En sistemas con tensiones máximas dentro del Rango I estas sobretensiones son más importantes en el caso donde el neutro del sistema esté aislado ó con bobina resonante. En sistemas con tensiones máximas dentro del Rango II, las sobretensiones de maniobra durante el inicio o despeje de falla deben analizarse con más detenimiento cuando las sobretensiones por energización o re-energización de líneas estén limitadas a menos de 2 p.u. mediante por ejemplo el uso de resistores de preinserción. 3.4.6 Métodos para para limitar las sobretensiones sobretensiones de de maniobra. Existen varios métodos efectivos para limitar las sobretensiones de maniobra, algunos de los cuales se detallan a continuación, pudiéndose utilizar uno o más de ellos en forma simultánea. 3.4.6.1

Descargadores Descargadores de Óxido Metálico.

Los descargadores de CSi con explosores resultan actualmente obsoletos, habiendo sido reemplazados por los de Óxido de Zinc (OZn). El descargador de OZn es básicamente una resistencia alineal dependiente de la corriente, al igual que los de CSi, con la diferencia de que la alinealidad es mucho mayor, tal que a la tensión nominal la corriente que drena es muy pequeña (<1mA) y por lo tanto pueden estar conectados permanentemente. Esto no sucede con los de CSi y de ahí la necesidad de agregarles un explosor en serie, que lo ‘conecta’ al sistema sólo cuando se supera un determinado nivel de sobretensión. ANEXO : CRITERIOS Y PROPUESTAS PARA LA COORDINACIÓN DE LOS AISLAMIENTOS Página 27

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El hecho de que esté permanentemente conectado puede ser un problema para un descargador de OZn en un sistema sujeto a sobretensiones temporarias de larga duración, dado que la corriente por el descargador (que a bajas tensiones depende fuertemente de la temperatura ambiente) puede aumentar considerablemente y producir su calentamiento excesivo y destrucción debido a un fenómeno llamado ‘avalancha térmica’. En estos casos, es necesario utilizar descargadores de OZn, pero con explosores para ‘desconectarlo’ ante las sobretensiones temporarias. (Ref. [28], [29]). Los descargadores son efectivos para controlar las sobretensiones cerca de su lugar de instalación. En el caso de líneas largas, deberán verificarse las tensiones en puntos intermedios. 3.4.6.2

Interruptores con resistores de pre-inserción.

Los interruptores de este tipo realizan el cierre en dos etapas. En la primera, insertan un resistor (que forma parte del interruptor) en serie con la línea a energizar. Frente al escalón de tensión aplicado en la energización, el conjunto resistor-línea se comporta como un divisor resistivo tal que, si por ejemplo el valor de la resistencia es igual al de la impedancia característica de la línea, entonces la amplitud del escalón aplicado a la línea es la mitad del correspondiente a la energización sin el resistor, con la consecuente reducción de las sobretensiones originadas. La segunda etapa consiste en cortocircuitar la resistencia de pre-inserción, en un tiempo no inferior a dos veces el tiempo de viaje de la línea a energizar, pero no superior al impuesto por el límite térmico del resistor. Existe un valor de resistencia óptimo, el cual depende de las características del sistema y la línea a energizar (Ref. [30]). Los resistores de pre-inserción son efectivos para controlar las sobretensiones, debidas a la energización o re-energización, en todo el largo de toda la línea.


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PROCEDIMIENTO DE INGRESO, MODIFICACIÓN ANEXO Y RETIRO DE INSTALACIONES EN EL SEIN ANEXO 1.1.1. CRITERIOS DE DISEÑO DE SISTEMAS DE TRANSMISIÓN 3.4.6.3


Maniobra sincronizada de los interruptores.

Dado que las sobretensiones originadas por la energización de una línea, dependen del instante de cierre de cada fase del interruptor respecto a la onda de tensión, es decir, de la amplitud de la tensión del lado fuente, si se realiza el cierre justo en el instante en que la tensión pasa por el cero de la onda sinusoidal ó cerca de él, entonces la sobretensión se reducirá sustancialmente o incluso puede no existir. Esta operación es posible realizarla con interruptores equipados con un sistema de control y medición, el cual decide el instante apropiado. Para que este sistema sea efectivo, los interruptores deben tener un sistema de comando mecánico unipolar, dado que debe controlarse el instante de cierre de cada fase en forma independiente. (Refs. [31-33]). La maniobra sincronizada del interruptor es un método efectivo para controlar las sobretensiones a lo largo de toda la línea, y evitar transitorios debidos a la energización de transformadores (Refs. [34], [35]). 3.5

Sobretensiones atmosféricas o de frente rápido.

Las sobretensiones atmosféricas son causadas por rayos que impactan en las líneas aéreas, ya sea directamente en un conductor de fase, en los cables de guarda, en la torre, o en el terreno aledaño. La solicitación dieléctrica sobre la línea difiere según el caso. El número de impactos de rayos que una línea recibe depende de la densidad de descargas a tierra (Ng), medida como número de descargas por km 2 y por año. Antiguamente no había forma de obtener por medición el valor de N g, por lo que en forma empírica en base al nivel ceráunico, definido como el número de tormentas registradas por año en la zona. Actualmente existen nuevos equipos y tecnologías, e incluso un grupo de investigadores de la NASA (Ref. [36]) monitorea en forma satelital la actividad atmosférica a nivel mundial. En las Refs. [37], [38] se puede encontrar una guía para estimar la performance de las líneas a las descargas atmosféricas, como las características de las mismas. ANEXO : CRITERIOS Y PROPUESTAS PARA LA COORDINACIÓN DE LOS AISLAMIENTOS Página 29

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El lugar de impacto del rayo depende tanto de sus parámetros (forma de onda, amplitud), como de la geometría de la torre, y su determinación se realiza generalmente utilizando el modelo electrogeométrico de la descarga (Ref. [39], [40]), descripto más adelante en este documento. Según el lugar de impacto, las sobretensiones atmosféricas son clasificadas como: •

Fallas del blindaje :

Rayos que eluden el blindaje de las líneas e impactan en los conductores de fase.

•

Contorneos inversos ('Backflashover') :

•

Sobretensiones inducidas :

Rayos que impactan en los cables de guarda o en torre, pero generan una solicitación dieléctrica tal que producen el cebado de las cadenas de aisladores. debidas a rayos que impactan en el terreno aledaño a la línea, y producen una sobretensión por acoplamiento inductivo y capacitivo con los conductores.

En caso de que el impacto sea en los cables de guarda o en la torre, el valor de la resistencia de pie de torre juega un papel preponderante en la solicitación dieléctrica producida sobre el aislamiento. El valor de esta resistencia varía en función de las condiciones del terreno (humedad, resistividad) a lo largo de la ruta de línea. También es de esperar una variación estacional de su valor, pudiendo ser en verano apreciablemente diferente de aquél medido durante el invierno. Además, la resistencia de pie de torre depende de los parámetros de la descarga, principalmente de la amplitud de la corriente debido a la ionización de suelo, comportándose en realidad como una resistencia dependiente de la corriente (Refs. [41], [42]). Por lo tanto, el valor de la resistencia de pie de torre frente a ondas impulsivas de corriente debe determinarse por algún método analítico, a partir del valor medido a 50 ó 60 Hz con los instrumentos específicos (Ref. [43]). Los parámetros de las descargas también son de naturaleza aleatoria (Ref. [44-48]), por lo que la performance de una línea frente a descargas atmosféricas se realiza generalmente por métodos estadísticos, tal como el conocido ‘Método de Monte ANEXO : CRITERIOS Y PROPUESTAS PARA LA COORDINACIÓN DE LOS AISLAMIENTOS Página 30

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Carlo’ (Ref. [49], [50]), debiéndose tener en cuenta la distribución estadísticas de todos los parámetros que intervienen. El impacto de un rayo sobre una línea aérea puede de por si ocasionar una falla y desconexión de la misma, pero además se generan ondas de tensión que viajan hacia las subestaciones y pueden producir al llegar allí un daño a su equipamiento en caso de que no estén debidamente protegidos. 3.5.1 Modelo Electrogeométrico. El modelo electrogeométrico de la descarga, o ‘de Whitehead’ (Ref. [48]), inicialmente desarrollado para el análisis de descargas en líneas, pero posteriormente extendido su uso a subestaciones (Ref. [51]), se basa en el establecimiento de una relación entre la intensidad de la corriente del rayo y la región de alcance del extremo de la descarga piloto (líder), la que permite establecer que un rayo en su trayectoria hacia la tierra tiene preferencia en alcanzar los objetos mas próximos. Para la mayoría de las aplicaciones se acepta la siguiente relación simplificada: r s = kI 0a

siendo rs distancia de atracción en m; I0 corriente del rayo en kA; k y a son coeficientes que difieren según varios investigadores. Por ejemplo, la IEEE recomienda en la Ref. [6] los valores k =8 y a =0,65. Esta relación entre la intensidad de la corriente y la distancia de atracción puede ser mejor comprendida si consideramos que campos eléctricos de gran intensidad se establecen alrededor de una línea de transmisión, debido a descargas desviadas por la descarga piloto en su progresión en dirección al suelo, provocando un movimiento ascendente de cargas que va en dirección a la punta de la descarga piloto. Este movimiento ascendente de cargas puede desviar el rayo de su trayectoria inicial atrayéndolo hacia la tierra, el conductor o el cable de guarda. De este modo se puede afirmar que el punto de impacto en la línea queda indefinido hasta que la descarga piloto alcance una determinada distancia sobre el suelo, ANEXO : CRITERIOS Y PROPUESTAS PARA LA COORDINACIÓN DE LOS AISLAMIENTOS Página 31

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ocurriendo entonces la orientación definitiva en función de las cargas ascendentes, para el punto de impacto suelo, conductor o cable de guarda. Estas tres posibilidades para la incidencia del rayo se observan en la Figura 3 que muestra el modelo electrogeométrico, y los cables de guarda, conductores, la descarga piloto, el ángulo de protección ( Θ), la distancia de incidencia (r s), el ángulo de incidencia (Ψ). Utilizando el concepto de distancia de atracción, el punto de incidencia sería aquél que primero se encontrara a esta distancia de la punta de la descarga piloto, cuando el rayo se mueve en dirección de la línea de transmisión.

Figura 3. Modelo Electrogeométrico.

Las distintas regiones AB, BC, y CD de la figura representan las áreas de exposición para los cables de guarda, el conductor, y el suelo respectivamente. Para cada valor de corriente del rayo la distancia de incidencia define una superficie ABCD para la cual todas las descargas que crucen el tramo BC terminarán en el conductor. En la Figura 4 se observa que el arco de exposición BC se reduce al aumentar la corriente de descarga, es decir con la distancia de incidencia, hasta tornarse nulo para una distancia d3 llamada crítica. De esta forma corrientes de rayos de valores más elevados siempre serán desviados hacia el cable de guarda o el suelo. Para corrientes menores el área de exposición aumenta pero la sobretensión debida a la descarga se reduce, no debiendo ocasionar falla de la línea.


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Surge entonces un criterio de dimensionamiento del aislamiento de la línea: debe ser capaz de soportar la sobretensión originada por la corriente correspondiente a la distancia de incidencia crítica a los conductores. Modificando el ángulo de blindaje se modifica el valor de la máxima corriente que puede alcanzar al conductor. Es posible entonces ubicar los cables de guarda de manera tal que para una corriente máxima el conductor esté protegido naturalmente, y por debajo corrientes menores no puedan causar la descarga del aislamiento. En esta situación solo las descargas con intensidad de corriente inferior a la mínima necesaria para causar fallas podrán alcanzar el conductor. La máxima distancia de incidencia relativa a la máxima corriente que ocasiona una falla en los conductores puede calcularse con la siguiente fórmula (Ref. [52]): r max =

h + y

(

)

2 1 − senθ

siendo: rmax: máxima distancia de incidencia (distancia crítica) en m; h:

altura del cable de guarda, en m;

y:

altura del conductor, en m;

Θ:

ángulo de protección, en grados


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Figura 4. Áreas de exposición en función de la corriente de descarga

Se debe destacar que no siempre es posible un blindaje electromagnético completo de toda la línea según el dimensionamiento adecuado del ángulo de protección de los conductores. Por ejemplo, la geometría de la línea en el medio del vano es diferente que en la torre, y los conductores de fase pueden quedar más expuestos. 3.5.2 Fallas de Blindaje La falla de blindaje ocurre cuando un rayo impacta directamente en alguno de los conductores de fase, y no en los cables de guarda. Esto puede generar una falla de la línea ó no, según la amplitud y forma de onda de la corriente del rayo. En general, es técnica y económicamente imposible evitar con los cables de guarda que algún rayo impacte a un conductor de fase. Es factible, sin embargo, ubicar los cables de guarda de manera tal que sólo sea posible impactos en los conductores de fase de rayos de una amplitud pequeña, tal que no originen una sobretensión que produzca el cebado de la cadena de aisladores. En este caso se dice que el blindaje es perfecto. El rayo de todas formas originará una sobretensión en el conductor impactado de forma de onda igual a la del rayo, y que viajará por la línea hacia la subestación.


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3.5.3 Contorneos Inversos La corriente de un rayo que impacta en los cables de guarda, ó en la torre, se descarga a tierra a través de la torre y de la resistencia de pie de torre. Si la amplitud de la corriente, ó la resistencia de pie de torre, ó ambas son elevadas, se producirá un potencial elevado en la torre, generándose una diferencia de tensión entre ésta y los conductores tal que puede producir el cebado de la cadena de aisladores, lo cual se conoce como ‘contorneo inverso’ de la cadena de aisladores ó ‘backflashover’. El contorneo inverso implica una falla a tierra de la línea y su consecuente desconexión por actuación de las protecciones. La tasa de falla de una línea por contorneos inversos depende ampliamente del valor de la resistencia de pie de torre, la cual es variable a lo largo de la línea, y también en forma estacional. Para líneas de media y baja tensión, no es posible lograr resistencias de pie de torre tan bajas como para evitar los contorneos inversos, por lo que no son efectivos en estos casos, aunque hay estudios que demuestran que reducen la amplitud de las sobretensiones inducidas por rayos (Ref. [53]). Además de la desconexión de la línea que implica el contorneo inverso, se genera una onda de tensión de tiempo de frente teóricamente nulo en el punto de ocurrencia, la cual viaja hacia la subestación, deformándose y atenuándose en el trayecto, principalmente debido al efecto corona. Dado que la efectividad de la protección con descargadores de los elementos de las subestaciones (principalmente del transformador de potencia), depende del tiempo de frente de la onda de tensión que llega a la subestación, para la coordinación de aislamiento de la subestación siempre se considera que el origen de la solicitación es un contorneo inverso de una cadena de aisladores ubicada a una distancia crítica, ó de diseño, de la misma.


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3.5.4 Sobretensiones Inducidas La sobretensión inducida en las fases de una línea, por un rayo que cae a tierra cerca de la misma, es de una amplitud tal que generalmente son de interés sólo en sistemas de tensión nominal ≤ 66 kV. 3.5.5 Métodos para limitar las sobretensiones de origen atmosférico. Los métodos más utilizados para el control o limitación de las sobretensiones de origen atmosférico son: •

Cables de guarda

•

Descargadores de Oxido Metálico.

•

Mejora de las puestas a tierra en las torres de líneas aéreas.

•

Aislamiento diferencial

3.5.5.1

Cables de guarda.

Los cables de guarda tienen el objetivo de actuar como una pantalla que captura los rayos y deriva su corriente a tierra, con el fin de evitar el impacto de rayos directamente en los conductores de fase. El diseño de la protección mediante cables de guarda, en lo que respecta a la cantidad necesaria y su ubicación con respecto a los conductores de fase, se basa en el modelo electrogeométrico de la descarga (Refs. [39], [40], [54]), con el cual es posible determinar el punto de impacto del rayo, en función de los parámetros de la descarga. Si bien el criterio para instalar cables de guarda, es evitar la falla de la línea por impactos directos, no es técnica y económicamente posible evitar que rayos de pequeña amplitud si eludan el blindaje. Un diseño óptimo es cuando la amplitud de la corriente de los rayos que eluden el blindaje, es de una amplitud tal que no origina una sobretensión que produzca una falla de aislamiento.


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En líneas de media y baja tensión, por más que se logre reducir las resistencias de pie de torre lo bajas, prácticamente todas las descargas originarán fallas en la línea, razón por la cual generalmente no se utilizan cables de guarda en estos casos. Sin embargo, una gran parte de las fallas en éstas líneas se deben a sobretensiones inducidas por rayos que impactan en el terreno aledaño a la misma. Existen investigaciones (Ref. [53]) en las que se concluye que la instalación de cables de guarda en líneas de media y baja tensión son efectivos para reducir las fallas por este motivo. 3.5.5.2

Descargadores de óxido metálico.

El método consiste en instalar descargadores en las torres a lo largo de las líneas, adicionales a los ubicados en la entrada de la subestación. Desde el punto de vista del funcionamiento, estos descargadores son iguales a los que se utilizan en las subestaciones, aunque difieren constructivamente. Dependiendo del caso, puede no ser necesario instalarlos en todas las fases, o en las torres, sino por ejemplo, solamente en aquellas con elevado valor de resistencia de pie de torre. Pueden utilizarse además en línea con o sin hilo de guarda, pero en este último caso estarán sometidos a mayores solicitaciones energéticas. Los requerimientos básicos que deben cumplir son: -

-

Deben prevenir la descarga cuando reciben el impacto directo de una descarga atmosférica. Deben permitir el recierre exitoso de la línea ante la falla del descargador, y no deben explotar en este caso. Esto generalmente se logra un dispositivo que desconecta al descargador de la línea ante una falla del mismo.

- Deben

ser posible de instalar fácilmente en torres existentes. El mantenimiento debe ser sencillo.

-

Deben soportar las condiciones ambientales y de instalación.

Básicamente, en las líneas de transmisión se utilizan dos tipos de descargadores:


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-

Descargadores de OZn sin explosor (ó NGLA, por su nombre en inglés ‘Non Gapped Surge Arrester’)

-

Descargadores de OZn con explosor (ó EGLA, por ‘Externally Gapped Surge Arrester’)

Los descargadores de OZn sin explosor (NGLA) tienen la ventaja de estar siempre conectados y actuar rápidamente ante una sobretensión, pero la desventaja de que una falla del descargador equivale a una falla de la línea. Por este motivo, y por cuestiones relativas a la seguridad de la personas, deben poseer por lo tanto un dispositivo automático que los desconectadote en tales casos. Un aspecto importante a tener en cuenta es la contaminación, dado que puede ocasionar sobrecalentamiento del descargador, y su consecuente falla. Puede requerirse de largos períodos con la línea fuera de servicio para encontrar un descargador fallado, o necesidad de realizar los trabajos bajo tensión (Ref. [55]). Los descargadores de OZn con explosor (EGLA), a diferencia de los descargadores convencionales, tienen el explosor externo al descargador (y por lo tanto expuesto a las condiciones climáticas). La ventaja es que se requiere de una menor capacidad energética del descargador, dado que no tienen el objetivo de actuar ante sobretensiones de maniobra ni temporarias. No necesitan de un dispositivo de desconexión automática. La selección del tipo adecuado de descargador, sus características y lugares de instalación requiere en general de estudios detallados para cada caso en particular. La instalación de descargadores en las líneas como método para mejorar la performance de las mismas ante sobretensiones atmosféricas, y también de maniobra, ha sido estudiada exhaustivamente desde hace varios años (ver por ejemplo Refs. [55-66]).


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PROCEDIMIENTO DE INGRESO, MODIFICACIÓN ANEXO Y RETIRO DE INSTALACIONES EN EL SEIN ANEXO 1.1.1. CRITERIOS DE DISEÑO DE SISTEMAS DE TRANSMISIÓN 3.5.5.3


Mejora de las puestas a tierra en las torres de líneas aéreas.

La resistencia de pie de torre tiene una gran influencia en la tasa de contorneos inversos de la línea, y es importante que tenga el menor valor posible. Esto no siempre es posible, dadas las características del terreno que recorre la línea. Es recomendable utilizar todos los medios disponibles para garantizar valores bajos especialmente en las torres de las líneas cercanas a subestación, con el objetivo de evitar contorneos inversos cercanos, y por lo tanto una severa sobretensión de entrada a la subestación. 3.5.5.4

Aislamiento diferencial.

En el caso de impacto de rayos en los cables de guarda de líneas aéreas en circuito doble sobre la misma torre, la mayoría de los contorneos inversos en general ocurre en sólo uno de los dos circuitos, y en un menor número de casos afecta a ambos circuitos. El método de aislamiento diferencial, que consiste en aumentar el nivel de aislamiento de uno de los circuitos con respecto al otro, se ha aplicado en estos casos con diferente grado de éxito, y tiene el objetivo de reducir el número de casos de contorneo inverso de ambos circuitos, aunque la tasa de contorneos inversos total no se modifica. El método de aislamiento diferencial no es entonces un método para limitar las sobretensiones atmosféricas, sino para limitar sus consecuencias en una doble terna. La efectividad del método depende de varios factores, como la variación del valor de la resistencia de puesta a tierra, y de la naturaleza aleatoria de la tensión soportada por los aislamientos externos. Su eficacia ha sido puesta en duda, y en su lugar se han propuestos diseños especiales de la línea (Refs. [67], [68]). Es necesario evaluar además si técnica y económicamente es factible aumentar el nivel de aislamiento respecto al que corresponde normalmente. Se necesitarán cadenas más largas, aumento de la altura de la torre, etc. En tal caso debería ANEXO : CRITERIOS Y PROPUESTAS PARA LA COORDINACIÓN DE LOS AISLAMIENTOS Página 39

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analizarse incrementar el nivel de aislamiento de ambos circuitos, con lo cual se mejora la tasa de contorneos inverso total. Actualmente, se considera mucho mas efectivo instalar descargadores de OZn en uno de los dos circuitos, al menos en la zona de mayor actividad atmosférica y/o en la zona que posee altos valores de resistencia de pie de torre. (Ref. [65]).

4.0

COMPORTAMIENTO DEL AISLAMIENTO

Existen numerosos factores que afectan el comportamiento del aislamiento frente a las solicitaciones dieléctricas producidas por las sobretensiones.

4.1

•

Magnitud, forma de onda y polaridad de la sobretensión aplicada.

•

Si el aislamiento es sólido, líquido o gaseoso.

•

De las condiciones ambientales tales como temperatura, presión atmosférica y humedad.

•

La forma de los electrodos entre los que se encuentra el aislamiento (puntaplano, punta-punta, etc.)

•

Si el ambiente está contaminado debido a niebla salina, industrias, agroquímicos, etc. Naturaleza estadística del aislamiento.

Los aislamientos tienen un comportamiento aleatorio por naturaleza. Es decir, si un aislamiento es sometido repetidas veces a la misma sobretensión (la misma forma de onda, amplitud, polaridad, condiciones ambientales), a veces falla y a veces no. La cantidad de veces que falla, o las que no, depende de las características de la sobretensión a la cual es sometido, es decir, cada aislamiento tiene una cierta probabilidad de soportar (o no soportar) una determinada solicitación dieléctrica.


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Por lo tanto se deberían realizar estudios estadísticos para determinar su capacidad de soportar las sobretensiones. Sin embargo, esto no es siempre posible, en función del tipo de aislamiento. 4.2

Clasificación

En lo que respecta a la coordinación de aislamiento, es conveniente clasificar el aislamiento de acuerdo a su ubicación y al comportamiento que presentan frentes a las solicitaciones dieléctricas. Así, según su ubicación el aislamiento se clasifica como: •

Externas: son las distancias en aire o sobre la superficie de aislantes sólidos expuestos al aire, y que están expuestas a las condiciones atmosféricas.

•

Internas: son aislamientos líquidos, sólidas o gaseosas que están dentro de la envoltura de los aparatos y protegida de las condiciones atmosféricas (por ejemplo el aceite de los transformadores).

Y según su comportamiento, se las clasifica como: •

Autorregenerables: cuando luego de una descarga recuperan completamente sus condiciones aislantes. Generalmente son aislamientos externos. Las cadenas de aisladores, por ejemplo, se consideran como un aislamiento autorregenerable dado que el arco que se origina ante una ruptura dieléctrica es en el aire.

•

No autorregenerables: luego de una descarga dieléctrica el aislante queda dañado y pierde sus propiedades aislantes. Generalmente son aislamientos internos.

Los equipos pueden tener una combinación de aislamiento interno y externo. Por ejemplo, los bushings de los transformadores y los interruptores. La coordinación de aislamientos autorregenerativos suele realizarse por métodos estadísticos, cuando se justifique económicamente, dado que es posible evaluar el comportamiento estadistico del aislante mediante ensayos.


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Versión: 1.0

El comportamiento de la rigidez dieléctrica de un aislamiento autorregenerativa sigue una función de distribución normal (ó gaussiana) de la forma:

f (u ) =

1 2πσ

e

 u − µ 2  ) −(  2σ 2   

donde µ es el valor medio y σ la desviación estándar. El valor medio es aquel que tiene un 50% de probabilidad de producir una descarga, y suele designárselo como U 50. La desviación estandar es entre 2% y 3% de U50 para impulsos del tipo atmosférico y entre 5% y 7% de U 50 para los del tipo de maniobra. Para fines de coordinación de aislamiento se asume que la tensión soportada estadística es la correspondiente a una probabilidad del 90 % de ser soportada, o lo que es lo mismo, la tensión con un 10 % de probabilidad de producir una descarga. Si bien el proceso disruptivo de los aislamientos no autorregenerativos es también de naturaleza aleatoria, haría falta ensayar un número muy grande de especímenes que luego de una descarga disruptiva quedarían inutilizados. Determinar de este modo la tensión estadística soportable sería excesivamente costoso. Es por eso que en la práctica se especifica para los aislamientos no autorregenerativos una tensión soportable convencional que la norma IEC define como el valor de cresta ó magnitud de una solicitación de forma de onda dada que el aislamiento ha de soportar cierto número de veces en el curso de un ensayo, sin que se produzca ninguna descarga disruptiva (y sin que evidencie deterioro alguno que altere sus propiedades aislantes). Por lo tanto, la coordinación de los aislamientos no autorregenerativos es generalmente realizada con métodos determinísticos. 4.3

Determinación de la soportabilidad solicitaciones dieléctricas

del

aislamiento

a

las


de

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Para verificar la rigidez dieléctrica del aislamiento a los distintos tipos de solicitaciones dieléctricas a las que pueden estar expuestos los equipos, éstos son ensayados con formas de onda normalizadas según normas. La complejidad de las estructuras aislantes en aplicaciones técnicas y la de los mismos procesos que intervienen en la ruptura dieléctrica hacen imposible una estimación de las características tensión - tiempo de un aislante por medio de cálculos y en base solamente al conocimiento de las leyes teóricas de comportamiento de los distintos materiales involucrados. Sólo es practicable una determinación empírica a través de ensayos sistemáticos realizadas en laboratorio, ya sea sobre los mismos aparatos cuyo aislamiento se quiere comprobar, ó sobre modelos y prototipos. Aunque se disponga de las instalaciones de laboratorio adecuadas, definir completamente las características tensión - tiempo de todos los aislamientos utilizados en la práctica en el rango de los µs a los millones de segundos es absolutamente imposible por la incalculable cantidad de tiempo que sería necesario utilizar para ello. Para las aplicaciones técnicas es por lo tanto necesario limitar la cantidad de pruebas de laboratorio al mínimo suficiente como para definir los puntos ó tramos fundamentales de las curvas tensión - tiempo; infiriéndose luego el comportamiento general del aislamiento a partir de ese número limitado de resultados, completados por la experiencia anterior de casos similares y el conocimiento teórico y empírico de las propiedades de los materiales que integran el aislamiento y de su aplicación particular en el aparato estudiado. Así pues, un aislamiento técnico suele especificarse refiriéndose solamente a dos ó tres “niveles de aislamiento”, los que deberá superar para considerárselo apto en la aplicación prevista: •

El nivel de aislamiento a frecuencia industrial de corta duración (50 ó 60 Hz, durante 1 min.).


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PROCEDIMIENTO DE INGRESO, MODIFICACIÓN ANEXO Y RETIRO DE INSTALACIONES EN EL SEIN ANEXO 1.1.1. CRITERIOS DE DISEÑO DE SISTEMAS DE TRANSMISIÓN •

•


El nivel de aislamiento a impulsos atmosféricos (1,2/50 µs), generalmente denominado BIL (‘Basic Lightning Impulse Insulation Level’, ó ‘Lightning Impulse Withstand Level’ según la norma IEC) . El nivel de aislamiento a impulsos de maniobra (250/2500 µs ó similar), también conocido como BSL: (‘Basic Switching Impulse Insulation Level’, ó ‘Switching Impulse Withstand Level’ según la norma IEC).

La aptitud del aislamiento para soportar cierto tipo de sobretensión se comprueba mediante un ensayo de laboratorio durante el cual se lo somete a una solicitación de valor especificado en condiciones determinadas. Estas pruebas de laboratorio se considerarán satisfactorias si el aislamiento no evidencia ningún deterioro de sus propiedades aislantes. Para cada tipo de ensayo, el valor de la solicitación aplicada al aislamiento y soportada satisfactoriamente por éste define su "nivel de aislamiento" a ese tipo de solicitación 4.4

Criterios de confiabilidad

Dado que es imposible lograr una protección absoluta y perfecta del sistema, la correcta coordinación de los aislamientos de un sistema está directamente relacionada con la confiabilidad deseada para el mismo, la cual se evalúa por medio una tasa de falla aceptable. La tasa de falla aceptable es una cuestión técnica y económica que depende de la importancia de la instalación, las consecuencia de una falla y la vida útil esperable del equipamiento, y en general es diferente para una línea de transmisión que para una subestación. 4.4.1 Líneas de Transmisión. La tasa de falla se expresa generalmente como número de fallas cada 100km y año para el caso de sobretensiones atmosféricas, ó número de fallas por cada maniobra de operación para el caso de sobretensiones de maniobra. Dado que las líneas pueden estar equipadas con mecanismos de recierre automático, es necesario aclarar si el término ‘falla’ hace referencia a la falla de la ANEXO : CRITERIOS Y PROPUESTAS PARA LA COORDINACIÓN DE LOS AISLAMIENTOS Página 44

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línea aunque el recierre sea exitoso o no, o solamente a los recierres no exitosos. Debe tenerse presente que aunque un recierre sea exitoso, los huecos de tensión que se producen en estas circunstancias afectan la calidad de suministro de energía al consumidor, que pueden tener equipos sensibles a ellos. En la Ref. [16] por ejemplo, se presenta un método simplificado para diseñar una línea en base a una tasa de falla frente a sobretensiones de maniobra determinada. 4.4.2 Subestaciones Mientras que las líneas aéreas están compuestas por aislamientos autorregenerables, en las subestaciones existen equipamientos con aislamientos no autorregenerables cuya falla tiene consecuencias más severas que en una línea, debido a los costos y tiempo de reparación ó reemplazo de los equipos. Consecuentemente, una subestación debe ser mejor protegida que una línea, y su confiabilidad debe ser superior. Generalmente, en términos estadísticos, se considera que la confiabilidad de una subestación debe ser 10 veces superior que la de una línea. Al indicarse la confiabilidad de una subestación, es común utilizar el ‘tiempo medio entre fallas’ (MTBF por su nombre en ingles: Medium Time Between Fails ). El MTBF aceptable depende del tipo de subestación, dado que no es lo mismo una falla en una subestación convencional en aire, que aquellas aislada en gas SF6 (GIS). En las primeras se tienen por ejemplo más opciones a la hora de reemplazar o repara un equipo dañado, mientras que en las segundas se debe recurrir al fabricante, y el costo y tiempo de reparación es mayor. El MTBF en un subestación en aire es entre 50 a 200 años, mientras que para las GIS se considera 800 años (Ref. [4]). 4.5

Influencia de las condiciones atmosféricas


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Con el objetivo de normalizar los ensayos dieléctricos, y garantizar su repetibilidad, los valores de los niveles de aislamiento de los equipos eléctricos siempre se especifican a condiciones atmosféricas estándar, las cuales son: Temperatura ambiente: 20º Presión del aire: 101,3 kPa o 760mm de columna de mercurio Humedad absoluta: 11 gr de agua/m 3 de aire Para ensayos bajo lluvia: 1,0 a 1,5 mm de agua/minuto También los fabricantes de equipamientos suelen indicar condiciones ambientales ‘normales’ de servicio, en donde se especifican rangos de temperatura admisibles y altura máxima de instalación por sobre el nivel del mar. Las condiciones ambientales afectan la rigidez dieléctrica de los aislamientos externos (principalmente debido a la variación de la presión atmosférica), por lo que si las condiciones ambientales del lugar donde se instalará el equipo difiere de las normales de servicio, deberán aplicarse factores de corrección a fin de determinar el nivel de aislamiento en dichas condiciones. Los factores de corrección se aplican independientemente del origen de la sobretensión a la que es solicitada el aislamiento (temporaria, de maniobra ó atmosférica). La contaminación que se deposita en la superficie exterior de los aislantes, debido a niebla salina, polución industrial, agrícola, etc. es una condición ambiental que afecta la rigidez dieléctrica de los aislamientos. Las normas especifican ensayos dieléctricos especiales para los equipos destinados a ambientes contaminados. La contaminación define el tipo, forma y distancia en aire del aislamiento, y en ambientes altamente contaminados puede ocurrir que la distancia de aislamiento necesaria debido a la contaminación, sea superior a la requerida por solicitaciones de maniobra o atmosféricas.


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4.5.1 Altitud sobre el nivel del mar Según las normas IEC (Ref. [1]) un factor de corrección atmosférico se debe aplicar cuando las condiciones atmosféricas difieran de las estándar, debido a la variación de la densidad relativa del aire y de la humedad. Esta corrección sólo se aplica al aislamiento externo, dado que las internas no resultan afectadas por las condiciones ambientales. Sin embargo, la principal variación de la rigidez dieléctrica es debida a la variación de la densidad del aire, la cual presenta una variación exponencial con respecto a la altura sobre el nivel del mar. En general, no se suele tener en cuenta la corrección por humedad. Una determinada solicitación dieléctrica a nivel del mar será K a veces mayor a una altitud H sobre el nivel del mar. El factor de corrección K a debido a la altitud se basa en la variación de la presión atmosférica con la misma, y puede calcularse con la siguiente fórmula: K a = e

 H   8150 

m

Donde: K a =

Factor de corrección.

H=

Altitud sobre el nivel del mar, en metros.

m=

1,0 para tensiones soportadas del tipo de impulso atmosférico, o de frecuencia industrial de corta duración para distancias en aire. Para sobretensiones de maniobra, el valor de m se determina de la Figura 5 obtenida de la Ref. [2]


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a) aislamiento fase a tierra, b) aislamiento longitudinal, c) aislamiento entre fases, d) entre electrodos punta-plano Figura 5. Dependencia del coeficiente m de la tensión de coordinación a impulsos de maniobra

Debe tenerse en cuenta, sin embargo, que en la mayoría del equipamiento se indican ‘condiciones normales ’ de funcionamiento, en donde se especifican por ejemplo temperaturas máximas y mínimas, y máxima altura sobre el nivel del mar, la cual suele ser 1000 msnm. Es decir, por razones industriales y económicas, los equipos se diseñan para soportar las solicitaciones dieléctricas dentro de un rango de condiciones ambientales de servicio. Por lo tanto las diferencias entre las condiciones ambientales estándar y normales de servicio ha sido tenida en cuenta en el diseño, y entonces si en las condiciones normales de servicio del equipo se especifica una altura máxima de 1000 msnm y dicho equipo se instala a una altura menor, no es necesario aplicar el factor de corrección por altura (Ref. [69]), mientras que si se supera dicha altitud, la expresión a utilizar será: K a = e

 H − 1000   8150 


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4.5.2 Contaminación En general, se puede afirmar que, si el aislamiento externo del sistema ha sido coordinado en base a las sobretensiones del tipo atmosférica o de maniobra, entonces la rigidez dieléctrica frente a sobretensiones temporarias del aislamiento limpio, aún en condiciones bajo lluvia, es suficientemente alta. Sin embargo, en ambientes contaminados la rigidez dieléctrica del aislamiento externa puede llegar a reducirse, principalmente frente a sobretensiones temporarias. La degradación del aislamiento debido a la contaminación depende de tantos factores que es difícil establecer una regla general. La contaminación debe tenerse en cuenta al momento de diseño de la línea, ya que en casos severos puede ser necesario, por ejemplo, aumentar en una línea aérea el número de aisladores en la cadena, en comparación con los necesarios en ambientes no contaminados, y/o utilizar una disposición especial de los mismos. Esto afecta las distancias a tierra y entre fases de la línea. El proceso físico de la descarga debido a contaminación implica que la solicitación sobre el aislamiento debe aplicarse durante un tiempo tal que para el diseño es principalmente de consideración la tensión máxima del sistema, ó las temporarias, ya que la rigidez dieléctrica frente a sobretensiones de maniobra o atmosféricas es menos afectada por la contaminación (Refs. [70-72]). En el caso de los descargadores, éstos son solicitados de dos formas por la contaminación, ya que además de afectar la rigidez dieléctrica de su aislamiento externo, para ciertos niveles de contaminación de su superficie se produce una distribución no uniforme de la corriente de drenaje en las pastillas de OZn y consecuentemente un calentamiento excesivo que lo puede llevar a la avalancha térmica y su destrucción (Refs. [71], [73]). El principal método utilizado para contrarrestar los efectos de la contaminación, consiste en modificar el perfil y aumentar la distancia de fuga de los aisladores, lo cual se logra mediante un diseño especial de los mismos. Las normas generalmente


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indican, según el grado de contaminación, cual es la distancia mínima de fuga necesaria (Ref. [74]). En la Tabla IV de las Refs. [2], [74] se muestra una clasificación cualitativa de la contaminación, los parámetros para el ensayo de contaminación artificial y la mínima distancia de fuga específica recomendada por las normas IEC, definida ésta como la distancia superficial sobre el aislador, por cada kV de la tensión eficaz máxima entre fases del sistema. Así para un sistema de 220 kV de tensión nominal y 245 kV de tensión máxima, por ejemplo, ubicado en un área de nivel de contaminación III (fuerte) la distancia de fuga medida sobre la superficie del aislador, o cadena de aisladores, no debería ser inferior a 245×25=6125 mm. Debe tenerse en cuenta que la ‘mínima distancia de fuga’ indicada en ésta tabla se basa en la presunción de que, en condiciones contaminadas, existe una relación lineal entre la tensión soportada y la distancia de fuga, lo cual puede no ser cierto para aisladores especialmente diseñados para ambientes contaminados (Ref. [74]). Los valores de esta tabla sólo se aplican a aisladores de porcelana o de vidrio. Los aisladores poliméricos presentan un mejor comportamiento a la contaminación cuando ésta es baja o media, gracias a que éste material es intrínsicamente hidrofóbico, pero a altos niveles de contaminación se producen pequeñas descargas sobre la superficie que van erosionando la superficie del material (Ref. [75]), con la consecuente pérdida de su hidrofobicidad y degradación de su comportamiento frente a la contaminación.


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ANEXO 1.1.1. CRITERIOS DE DISEÑO DE SISTEMAS DE TRANSMISIÓN Tabla IV.

Versión: 1.0

Niveles de contaminación, parámetros de ensayo y líneas de fuga mínimas recomendadas por la norma IEC 60071-2.

Niveles de contaminac Ejemplos típicos ión

Ensayo con el método de niebla salina (kg/m3)

Distancia de fuga específica (mm/kVeficaz)

5 a 14

16

- Áreas sin industrias ó con baja densidad de industrias, expuestas a vientos y lluvias. I Ligera

- Áreas agrícolas o montañosas. - Áreas situadas al menos 10 a 20 km de la costa y no directamente expuestas a vientos provenientes de la costa.

II Media

III Fuerte

- Áreas con industrias que no producen polución particular, o con alta densidad industrial pero expuestas frecuentemente a vientos y lluvias. 14 a 40

20

- Áreas expuestas a vientos provenientes de la costa, pero no muy cerca de la costa (algunos km) - Áreas con alta densidad industrial que producen polución. - Áreas expuestas a vientos provenientes de la costa, y cercanas al mar.

40 a 112

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Niveles de contaminac Ejemplos típicos ión

Ensayo con el método de niebla salina (kg/m3)

Versión: 1.0

Distancia de fuga específica (mm/kVeficaz)

- Áreas con alta densidad industrial que producen alta polución, con depósitos conductivos sobre el aislamiento exterior. IV Extrema

- Áreas expuestas a vientos provenientes de la costa, muy cercanas al mar, > 160 expuestas a la niebla salina.

31

- Áreas desérticas, expuestas a vientos que acarrean sal y arena, donde no llueve por períodos prolongados.

Es de destacar que la distancia de fuga específica indicada en la Tabla IV es válida a nivel del mar, debiéndose evaluar la corrección por altitud en caso de corresponder (Ref. [54], Cap. 6). En los casos de contaminación muy elevada, en las que el aumento de las distancia de fuga de las cadenas de aisladores no es suficiente, existen métodos adicionales para mejorar el comportamiento de los aislamientos frente a la contaminación, los cuales son principalmente: •

Lavado de los aisladores: consiste en lavar periódicamente con agua tratada los aisladores para quitar de su superficie el material contaminante.

•

Engrasado de los aisladores: consiste en utilizar una grasa a base de siliconas, lo cual hace a la superficie anti-adherente e hidrofóbica (repelente del agua). Esta solución se aplica sólo a aisladores de porcelana.


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5.0


•

Sobreaislamiento: Aumentar la cantidad de unidades de aisladores de la cadena. Esta solución debe considerarse en la etapa de diseño de la línea, ya que afecta las distancias de aislamiento fase-tierra y entre fases.

•

Disposiciones especiales de las cadenas de aisladores. Una cadena de aisladores en posición vertical no tiene el mismo comportamiento en un ambiente contaminado que una en posición horizontal, pues en ésta última la acción de agentes naturales, como la lluvia, contribuyen más al lavado del aislador (Ref. [76]). Existen también disposiciones especiales para ambientes con contaminación extrema (Ref. [77])

PROCEDIMIENTO PARA LA COORDINACIÓN DE LOS AISLAMIENTOS.

Existen normas y guías de aplicación o procedimientos normalizados por organismos internacionales (IEC, IEEE) para la selección de los niveles de aislamiento de los sistemas eléctricos (Refs. [2-4]), en donde se establecen los valores normalizados de las tensiones máximas admisibles del equipamiento, y las recomendaciones para su selección. En este punto se describe brevemente el método establecido por la IEC 60071-1 y 60071-2. El procedimiento para la coordinación de los aislamientos consiste en seguir cuatro pasos principales, que empiezan por determinar las sobretensiones esperables en el sistema a analizar (‘tensiones representativas’), y terminan con la selección de los niveles de aislamiento normalizados requeridos. Estos pasos se pueden enumerar de la siguiente manera: 1. Determinación de las tensiones representativas (Urp). 2. Determinación de la tensión soportada de coordinación (Ucw). 3. Determinación de la tensión soportada especificada (Urw). 4. Selección del nivel de aislamiento normalizado. ANEXO : CRITERIOS Y PROPUESTAS PARA LA COORDINACIÓN DE LOS AISLAMIENTOS Página 53

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5.1 Tensiones representativas Las tensiones representativas son aquellas que se supone representan a todas las tensiones que se pueden originar en el sistema de manera que, si se realiza la coordinación de los aislamientos en base a estas tensiones, entonces el sistema estará protegido para todas las sobretensiones esperables. La determinación de las tensiones ó sobretensiones representativas se realiza generalmente en base a cálculos ó procedimientos simplificados, ó estudios detallados del sistema, realizados con herramientas destinadas a tal fin ya sea, por ejemplo, analógicas como el ‘Analizador de Transitorios en Redes (TNA, por su nombre en inglés), ó digitales como el EMTP (‘ E lectro Ma gnetic T ransient P rogram ’) ó el ATP (‘Alternative T ransient P rogram ’). Para la determinación de las sobretensiones representativas, se deben tener en cuenta los niveles de protección proporcionados por los dispositivos de protección instalados (generalmente descargadores de OZn), y que la tensión de operación es igual a la máxima del sistema. En general es suficiente considerar dos tipos de sobretensiones representativas, según cual sea la tensión máxima del sistema (Umáx): - Para instalaciones del Rango I (1kV ≤ Umáx ≤ 245kV) el procedimiento se basa en las sobretensiones temporales y de origen atmosférico. - Para instalaciones del Rango II (Umáx > 245kV) el procedimiento se basa en las sobretensiones de maniobra (ó de frente lento) y de origen atmosférico. 5.1.1 Sobretensión temporaria representativa. Es la sobretensión de mayor amplitud eficaz asumida o calculada entre las sobretensiones de este tipo, y cuya forma de onda esté representada con la onda estandarizada de tensión de 1 minuto de duración a frecuencia industrial. En los sistema del Rango I, se considera normalmente que la máxima sobretensión temporaria es la que ocurre en las fases sanas durante un cortocircuito monofásico.


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En el caso de los sistema del Rango II, se puede originar sobretensiones aún mayores ante un rechazo de carga, en especial cuando la línea es de gran longitud, por lo que la sobretensión representativa será la obtenida entonces en este evento. En sistemas del Rango II, la coordinación de aislamiento se basa en tensiones soportadas a impulsos del tipo rayo y de maniobra, por lo que en los equipos de este rango no suele especificarse la sobretensión temporaria soportada. En este caso, la Tabla V (que es copia de la incluida en la norma IEC 60071-2, Ref. [2]), establece los factores de conversión a aplicar para obtener la tensión soportada a impulsos de maniobra equivalente a una sobretensión temporaria determinada. Tabla V. Factores de conversión de ensayo para el Rango II, para convertir las tensiones soportadas a frecuencia industrial de corta duración especificadas en tensiones soportadas a impulso del tipo demaniobra.

5.1.2 Sobretensión de maniobra representativa. Es la sobretensión de mayor amplitud asumida o calculada entre las sobretensiones de este tipo, y cuya forma de onda esté representada con la onda estandarizada de impulso de maniobra, de forma de onda 250/2500 µs (aunque las sobretensiones de maniobra son en general oscilatorias). Su amplitud máxima puede ser un valor asumido, o un conjunto de valores caracterizados por una distribución estadística.


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Generalmente la sobretensión de maniobra representativa es la originada por la energización o re-energización en el caso de líneas. En transformadores y reactores deberá analizarse las sobretensiones debidas al corte de corriente. Para el caso de una distribución estadística de valores, se toma como valor representativo a aquel que sólo tiene una probabilidad del 2% de ser superado (U e2), ó el nivel de protección del descargador a impulsos de maniobra, el que sea mayor. Es de destacar que, si bien para sistemas del Rango I, la coordinación de aislamiento se basa en tensiones soportadas a impulsos tipo rayo y temporarias de frecuencia industrial, por lo que normalmente no se especifica en el equipamiento de este rango la tensión soportada del tipo de maniobra. En este caso entonces, Tabla VI (que es copia de la Tabla 5.2 de la IEC 60071-2, Ref. [2]), establece los factores de conversión necesarios. Tabla VI. Factores de conversión de ensayo para el Rango I, para convertir las tensiones soportadas a impulso tipo maniobra especificadas en tensiones soportadas a impulso tipo rayo y a frecuencia industrial de corta duración

5.1.3 Sobretensión atmosférica representativa. Para el caso de líneas aéreas, ya se ha visto que las descargas atmosféricas las afecta de varias formas, es decir, la amplitud y forma de onda de las sobretensiones depende de si el rayo impacta directamente en el conductor de fase, ó se produce un contorneo inverso, ó cae a tierra cerca de la línea.


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Las sobretensiones inducidas por rayos que impactan a tierra cerca de la línea producen sobretensiones de amplitud no mayor a 400 kV, y son de importancia en sistemas de ≤ 66 kV. A medida que aumenta la tensión del sistema, también aumenta su aislamiento, y por lo tanto los contorneos inversos son poco frecuentes en líneas de ≥ 500 kV. En lo que respecta a la coordinación de aislamiento en las subestaciones, se asume que hay descargadores instalados en bornes de los equipos principales, especialmente en los transformadores de potencia. Sin embargo, su nivel de protección a los elementos depende de varios factores, como la distancia al elemento a proteger, la amplitud y forma de onda de la corriente por el descargador, el conexionado del descargador, etc. Generalmente se considera que la peor sobretensión de origen atmosférico que puede arribar a una subestación, es la originada por un contorneo inverso de la cadena de aisladores, a una cierta distancia sobre alguna de las líneas conectadas a la subestación. Para determinar la forma de onda a la entrada de la subestación, es necesario adoptar algún método para el cálculo de la atenuación y distorsión de la onda en su trayecto hacia la subestación, principalmente debido a efecto corona. Un punto importantes es la cantidad de líneas aéreas conectadas, cuyo número puede variar en función de necesidades de operación del sistema. Esto influye de dos formas en las características de la onda de tensión (ó corriente) que ingresa a la subestación: - Si la subestación posee varias líneas aéreas, la onda de corriente que se propaga por una de ellas se dividirá al llegar a la subestación, en función del número de líneas conectadas, y sólo una parte ingresará a la subestación, por lo que la sobretensión será menor que si sólo hubiera una línea conectada. - En contrapartida, cuanto más líneas estén conectadas, mayor será la probabilidad de ingreso de rayos por las mismas.


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Es importante entonces realizar el estudio con diferentes configuraciones de la subestación, y determinar la peor situación. En la Ref. [2] se describe un método para calcular la sobretensión del tipo atmosférica representativa en un equipo protegido con descargadores. 5.2

Tensiones soportadas de coordinación

Esta tensión es de un valor superior a la representativa de igual tipo, por un factor K c que tiene en cuenta la incertidumbre tanto en la determinación del valor máximo de la tensión representativa, como en la determinación (por ensayos) de la tensión soportada por el equipamiento. Se distinguen dos métodos para calcularla: el determinista y el estadístico. En el proceso de coordinación de los aislamientos del sistema, puede utilizarse alguno de ellos, o una combinación de ambos métodos. La aplicación de uno u otro método dependerá de la información disponible tanto sobre los aislamientos del sistema, como de las tensiones representativas de las solicitaciones dieléctricas a las que estarán expuesto. El método estadístico se puede aplicar cuando es posible obtener la función de densidad de probabilidad de las sobretensiones representativas y también de los aislamientos. Es el método que se aplica generalmente en el caso de aislamientos autorregenerables. Para aislamientos no autorregenerables no es posible obtener con ensayo la distribución estadística de tensiones soportadas, por lo que se considera una metodología determinista.

5.2.1 Sobretensiones temporarias Para este tipo de sobretensiones se adopta un criterio determinista y se considera que la tensión soportada de coordinación es igual a la representativa, es decir, se adopta K c =1.


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5.2.2 Sobretensiones de maniobra En este caso el procedimiento puede realizarse con un método determinista o estadístico. 5.2.2.1 Método determinista El método implica obtener la máxima tensión representativa y la mínima tensión soportada por el aislamiento, separados ambos valores por un margen de seguridad que deberá tener en cuenta la incertidumbre en la determinación de ambas tensiones. Este margen está representado por el factor Kcd Para equipos protegidos por descargadores, se adopta como máximo valor de la tensión representativa al dado por el nivel de protección del descargador a impulso de maniobra (Ups), para la corriente nominal del mismo. Sin embargo el descargador puede producir una marcada asimetría en la distribución estadística de las sobretensiones, dado que ‘trunca’ la curva en los valores más altos. Esta asimetría es mayor cuanto menor sea la relación entre el nivel de protección del descargador, y el valor presunto de la sobretensión (U ps /Ue2). Para tener en cuenta esto entonces se propone una dependencia entre el factor de coordinación Kcd y la relación Ups /Ue2 la cual se muestra en la Figura 6 (Ref. [2]).

Figura 6. Factor de coordinación Kcd para equipos protegidos por descargadores. a) para aislamiento fase-tierra, b) para aislamiento entre fases.


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En caso en que el equipo no esté protegido por descargadores, entonces se utiliza el valor de ‘truncamiento’, es decir, aquel que tiene probabilidad nula de ser superado, utilizándose entonces un factor Kcd = 1. 5.2.2.2 Método estadístico Para poder aplicar el método estadístico, es necesario conocer la distribución de frecuencia de las sobretensiones, y la curva de probabilidad de falla del aislamiento. Además, deberá adoptarse un riesgo de fallo aceptable El riesgo de fallo del aislamiento entre fase y tierra ‘R’, igual a la zona sombreada de la Figura 7 (Ref. [2]), se obtiene mediante la siguiente expresión:

∞

R =

∫ f (U ) ⋅ P(U ) dU 0

donde: f(U) = densidad de probabilidad de las sobretensiones P(U) = probabilidad de que una tensión U produzca el contorneo del aislamiento. Actuando sobre f(U) (limitando las sobretensiones), y/ó P(U) (la soportabilidad del aislamiento) se puede lograr un riesgo de fallo que esté dentro de lo aceptable para el sistema.


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Figura 7. Evaluación del riesgo de falla.

5.2.2.3 Método estadístico simplificado. El método estadístico previamente descripto puede ser simplificado si se asume que cada una de las curvas f(U) y P(U) puede ser definida por un solo punto en cada una de ellas. En este caso la distribución de sobretensiones f(U) se la identifica con el valor de la sobretensión que tiene un 2% de probabilidad de ser superado (Ue2), y la de soportabilidad del aislamiento P(U) con aquella que tiene un 90% de probabilidad de ser soportada (Ucw), siendo entonces el factor de coordinación estadístico K cs = Ucw / Ue2. La correlación entre el factor de coordinación estadístico K cs y el riesgo de fallo R resulta ligeramente afectado por el valor de U e2, es decir, de la distribución de sobretensiones. Esto es lo que se muestra en la Figura 8 (Ref. [2]), donde se observa que la correlación depende además del método con que se haya obtenido Ue2. Con estos gráficos, una vez calculada la sobretensión estadística Ue2, y adoptado un riesgo de fallo R, se obtiene el factor de coordinación K cs y consecuentemente la tensión soportada de coordinación de aislamiento U cw.


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Figura 8. Correlación entre riesgo de fallo R del aislamiento externo y el factor de coordinación estadístico Kcs

5.2.3 Sobretensiones Atmosféricas.

5.2.3.1

Método determinista.

Si se adopta este método, entonces se aplica un factor de coordinación determinista Kcd = 1 a la tensión máxima representativa, dado que se considera que para su determinación ya se ha tenido en cuenta la naturaleza aleatoria de los parámetros que intervienen.

5.2.3.2

Método estadístico.

El método estadístico propuesto por la IEC 60071-2 (Ref. [2]) está basado en la distribución de probabilidad de las sobretensiones representativas debidas a rayos, y está descripta en el Anexo F de dicha norma. ANEXO : CRITERIOS Y PROPUESTAS PARA LA COORDINACIÓN DE LOS AISLAMIENTOS Página 62

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Dado para el aislamiento interna se indica como nivel de aislamiento la tensión con probabilidad 100% de ser soportada, la curva P(U) de la Figura 7 se convierte en una recta vertical. Por lo tanto, la tensión de coordinación será igual a la amplitud de la sobretensión debida al rayo que tiene una probabilidad de ser excedida igual a la tasa de falla considerada como aceptable. Para el caso del aislamiento externo, como la desviación típica de la curva P(U) es pequeña, se desprecia y por lo tanto se aplica el mismo criterio que para el aislamiento interna. 5.3

Tensiones soportadas especificadas

Si con la definición de la tensión soportada de coordinación (U cw) se tiene en cuenta tanto la incertidumbre en la determinación de las tensiones representativas (Urp), como en las soportadas por el aislamiento, con la determinación de la tensión soportada especificada se pretende tener en cuenta lo siguiente: a) la diferencia entre las condiciones en las que se ensayó el aislamiento del equipo, y las existentes en el lugar de instalación. b) la dispersión de la calidad del producto, la calidad de la instalación, el envejecimiento durante su vida útil, y otros factores. En el primer caso, para aislamientos externos se deberá aplicar el factor de corrección atmosférico, K a , ya descripto en el punto 4.5.1 de este documento, el cual tiene en cuenta la variación de la presión atmosférica por altitud, dado que puede considerarse que los efectos por temperatura y humedad se cancelan entre sí. Este factor se aplica independientemente del origen de las sobretensiones para las que se realiza la coordinación. Por los motivos indicados en b), se considera además un coeficiente (ó factor) de seguridad K s , salvo que se disponga de mejor información, se adoptan los siguientes valores: - para aislamiento interna, K s = 1,15 - para aislamiento externa, K s = 1,05 ANEXO : CRITERIOS Y PROPUESTAS PARA LA COORDINACIÓN DE LOS AISLAMIENTOS Página 63

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La tensión soportada especificada se obtendrá entonces multiplicando la tensión soportada de coordinación por ambos factores K a y K s Esta tensión se obtiene multiplicando la tensión soportada de coordinación por un factor de seguridad, que compensa las diferencias entre las condiciones reales de servicio y las de ensayo. 5.4

Tensiones soportadas normalizadas

La tensión soportada normalizada es la tensión aplicada a un equipo en un ensayo de tensión normalizado, y su determinación es directamente la selección del nivel de aislamiento normalizado del equipamiento. Las normas establecen un conjunto de valores estándar que se pueden elegir según la tensión máxima del sistema, y por lo tanto debe seleccionarse alguno de ellos que sea igual o superior a la tensión soportada especificada. Según la Norma IEC 60071-1 (Ref. [1]), los niveles de aislamiento normalizados para sistemas de Rango I y II se deben seleccionar de las Tablas 2 y 3 respectivamente. La Tabla VII, reproduce a la Tabla 2 y la Tabla VIII a la Tabla 3.


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Tabla VII. Niveles de aislamiento normalizados para la gama I (1 kV < Um ≤ 245 kV)


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Tabla VIII. Niveles de aislamiento normalizados para la gama II (Um > 245 kV)


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PROPUESTAS RESPECTO A LA COORDINACIÓN DE LOS NIVELES DE AISLAMIENTO.

La coordinación de los aislamientos, y la selección del nivel de aislamiento adecuado del equipamiento es una tarea que depende de muchos parámetros y condiciones particulares del proyecto en estudio, por lo que como propuesta general sólo puede recomendarse que se apliquen todos los recursos y métodos disponibles tendientes a optimizar el diseño de la red, a fin de poder seleccionar el mínimo nivel de aislamiento estándar establecidos por las normas IEC 60071. En todo los casos, se debe tener presente que, independientemente del origen de la sobretensión (temporaria, de maniobra o atmosférica), la rigidez dieléctrica del aislamiento externo (el aire) se ve afectada por las condiciones ambientales, representadas por la temperatura, humedad, densidad del aire y la contaminación ambiental. La temperatura, humedad y densidad del aire varían en función de la altura sobre el nivel del mar a la que se encuentra la instalación. Dado que los ensayos de verificación del nivel de aislamiento de los equipos se realiza en condiciones ambientales estándar al nivel del mar, se deberán aplicar los factores de corrección correspondientes a la altura sobre el nivel del mar en que se encuentre la instalación. De todos ellos, el más importante a considerar es factor de corrección por variación de la densidad del aire con la altura, dado que se considera que los de temperatura y humedad se cancelan mutuamente. Debe tenerse en cuenta, sin embargo, que la mayoría de los fabricantes de equipamiento especifican ‘condiciones normales ’ de funcionamiento, en donde se definen por ejemplo temperaturas máximas y mínimas, y también máxima altura sobre el nivel del mar, la cual suele ser 1000 msnm. En estos casos, la corrección por altitud debe evaluarse si el equipo se instalará a una altura mayor.


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Es de destacar que a grandes altitudes, la rigidez dieléctrica requerida para el aislamiento externa resultará mayor que para el aislamiento interno. Por ejemplo, el aislador pasante de un transformador puede requerir un BIL mayor que el arrollamiento, lo cual representa una dificultad al momento de ensayar el transformador. En estos casos la solución puede ser sobreaislar el aislamiento interior, o ensayar ambos componentes por separado. 6.1

Sobretensiones Temporarias.

La rigidez dieléctrica de los aislamientos externos frente a sobretensiones temporarias es la más afectada en presencia de contaminación ambiental, por lo que es un aspecto muy importante a considerar. Resulta por lo tanto crítico en situaciones de alta contaminación respetar la tensión máxima del sistema. Para un diseño correcto del aislamiento del sistema, es importante conocer el tipo y grado de contaminación a la que estarán expuestas los aislamientos exteriores. El diseño de los aisladores (forma y distancia de fuga) debe ser acorde con el grado de contaminación de la zona. La distancia de fuga necesaria puede resultar afectada por la altitud sobre el nivel del mar de la instalación. En sistemas del Rango I, para la coordinación de aislamiento se considera generalmente que la mayor sobretensión temporaria ocurre en las fases sanas durante una falla monofásica. En sistemas del Rango II, si bien la coordinación de aislamiento se realiza en base a las sobretensiones de maniobra y atmosféricas, deben determinarse también las amplitudes de las temporarias y compararlas con las de maniobra aplicando el factor de conversión definido por la norma, adoptándose la que resulte de mayor amplitud. En este rango de tensiones, generalmente se considera que el rechazo de carga es el que produce las mayores sobretensiones temporarias. Es recomendable mantener la amplitud de las sobretensiones temporarias de 1 segundo de duración por debajo de 1,5 p.u.


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Esto es porque la selección de la tensión nominal de los descargadores de OZn se basa en la máxima sobretensión temporaria del sistema. Si la tensión nominal del descargador es alta, también lo serán los niveles de protección a impulsos de maniobra y atmosféricos, lo cual repercute en los niveles de aislamiento necesario del equipamiento y su costo. Esto puede lograrse con una combinación optima de compensación serie y/o shunt. 6.2

Sobretensiones de Maniobra

Para el caso de las subestaciones, la sobretensión de maniobra puede considerarse limitada al valor correspondiente al nivel de protección de los descargadores. Para el caso del aislamiento de las líneas aéreas, debe también verificarse la tensión en mitad de la línea u otros puntos intermedios, en el caso de que sean largas. Un estudio que debe realizarse respecto al comportamiento de la línea frente a sobretensiones de maniobra, es el de verificar que las distancias entre las fases a las diferentes partes que componen las estructuras (tierra) sean las apropiadas para un funcionamiento confiable desde el punto de vista del aislamiento. Es decir, deber realizarse un análisis de riesgo de falla, siguiente una metodología tal como la indicada a continuación. Se debe verificar la coordinación del aislamiento de conductor a tierra para sobretensiones de maniobra, teniendo en cuenta diferentes condiciones climáticas, velocidades de vientos, y rigidez dieléctrica presentes en el trayecto de la línea. En el análisis se deben determinar en forma probabilística los factores que puedan dan lugar a falla monofásica en la línea, coincidente con una sobretensión de maniobra por energización. Para ello debe tenerse en cuenta: a) geometría de las torres, b) datos de los conductores (peso por unidad de longitud y diámetro), c) morsetería del haz de conductores (radio del círculo equivalente) y si los mismos están soportados por cadenas de aisladores en V o I, d) número de aisladores y longitud total de la cadena, ANEXO : CRITERIOS Y PROPUESTAS PARA LA COORDINACIÓN DE LOS AISLAMIENTOS Página 69

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e) tensión máxima de servicio, f) número de torres en el tramo a ser estudiado. También deberán considerarse los siguientes factores de naturaleza aleatoria: a) sobretensiones de maniobra. b) velocidades de viento c) rigidez dieléctrica (variable con condiciones climáticas, densidad del aire, contaminación, etc.) Así, considerando la geometría de la estructura, la configuración de las cadenas de aisladores, de los conductores, como también la cantidad de torres presentes en el tramo energizado, se determina la probabilidad de descarga para el tramo ante una sobretensión de maniobra. Para estas determinaciones debe utilizarse un paquete de software de reconocida reputación, que determine el riesgo de falla a partir de los conceptos expuestos. Para el diseño, se admitirá una falla de aislamiento por cada 1000 maniobras de energización de línea, y una cada 100 maniobras en el caso de reenergización. A elevadas altitudes, especialmente en el caso de sistemas de tensión máxima dentro del Rango II, dado que se requiere una mayor aislamiento debido a la variación de la densidad del aire con la altura, es recomendable utilizar interruptores con resistores de pre-inserción, que limitan las sobretensiones en toda la longitud de la línea, con lo cual se optimiza el aislamiento. En casos críticos, puede instalarse adicionalmente descargadores en puntos estratégicos de la línea. Deben instalarse descargadores en bornes de los transformadores y reactores, con el objetivo de limitar las sobretensiones originadas por el corte de corriente antes de su paso natural por cero, durante la maniobra de desenergización. En caso de bancos de capacitores, también deben colocarse descargadores entre el banco y el interruptor, a fin de limitar las sobretensiones originadas por posibles reencendidos de la corriente de arco durante la desconexión del banco. Es conveniente aún en el caso donde el interruptor utilizado sea ‘libre de reencendidos’.


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Sobretensiones Atmosféricas

6.3.1 Líneas aéreas La cantidad necesaria y ubicación de los cables de guarda en una línea aérea depende de muchos parámetros (varios de naturaleza aleatoria), tales como los parámetros de la descarga, la geometría de la línea, el nivel ceráunico de la región, la distribución estadística de la resistencia de pie de torres, la tasa de falla aceptable, etc. y debe preferentemente determinarse mediante procedimientos ó estudios detallados que los tengan en cuenta. En general, para líneas de tensiones dentro del Rango I se utiliza uno o dos cables de guarda, correspondiendo el caso de dos cables a circuitos dobles, o simples con conductores de fase dispuestos en forma horizontal (coplanar) en líneas de 220 kV principalmente. Para tensiones dentro del Rango II, la disposición de los conductores es generalmente coplanar, y dada la separación entre fases, el blindaje adecuado generalmente se logra con dos cables de guarda. Aumentar el número de cables de guarda tiene, en general, los siguientes beneficios: a) aumenta el área de apantallamiento, reduciéndose la probabilidad de impactos directos en las fases. b) disminuye la impedancia equivalente de la torre, y consecuentemente de la tensión producida por la corriente del rayo en la torre. c) aumenta el acoplamiento entre los cables de guarda y los conductores de fase. El principal beneficio es el a), que es de aplicación sólo cuando no se puede lograr un blindaje adecuado con un solo hilo de guarda, siendo además necesario evaluarse si se justifica técnica y económicamente. Con respecto al beneficio b), si por ejemplo se usan dos cables de guarda en lugar de uno, se puede lograr una disminución de la tensión en el tope de torre en un ANEXO : CRITERIOS Y PROPUESTAS PARA LA COORDINACIÓN DE LOS AISLAMIENTOS Página 71

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porcentaje mínimo, que depende de muchos factores, como la geometría de la torre y de la línea, la separación entre los cables de guarda y entre éstos y las fases, del tiempo de frente de la onda de corriente, de la resistencia de pie de torre, etc. Para reducir la tensión en el tope de la torre, debe tenerse presente que es siempre más efectivo actuar sobre la resistencia de pie de torre, que sobre la cantidad de cables de guarda. La reducción de la amplitud de la tensión en la torre, junto con el beneficio c), trae como consecuencia una reducción de la tensión sobre la cadena de aisladores, y por ende una reducción en la tasa de falla por contorneo inverso. Deberá evaluarse en cada caso particular si este beneficio se puede justificarse técnica y económicamente. Como en general el efecto del uso de dos cables de guarda es una reducción en la tasa de falla por contorneos inversos, es generalmente recomendable en casos donde la línea atraviesa zonas con alto nivel de densidad de descargas atmosféricas y/o donde no es posible obtener valores bajos de la resistencia de pie de torre, como por ejemplo en las zonas de sierras y montañas de Perú. En el diseño de la protección de la línea con cables de guarda, es de importancia también la orografía del terreno, es decir, las elevaciones del terreno que recorre la línea. Si la línea se encuentra ‘encajonada’ entre laderas de montañas ó con árboles cercanos estará menos expuesta a los impactos de rayos dado que las laderas y/ó árboles actúan como una elevación del terreno circundante que ‘atrae’ los rayos. Contrariamente, la peor situación es el caso de tramos de líneas situados sobre la cima de una montaña, donde está más desprotegida del efecto del suelo, siendo además difícil lograr allí bajos valores de la resistencia de pie de torre. Adicionalmente, debido a la reducción de la rigidez dieléctrica con la altura sobre el nivel del mar, las torres suelen ser más elevadas. Estos efectos tienden a aumentar la tasa de falla de la línea debido a fallas del blindaje. En estas situaciones, la experiencia internacional indica que es generalmente recomendable utilizar un ángulo de apantallamiento negativo, para mejorar el comportamiento de la línea frente a las descargas atmosféricas (Ref. [54]). ANEXO : CRITERIOS Y PROPUESTAS PARA LA COORDINACIÓN DE LOS AISLAMIENTOS Página 72

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Versión: 1.0

Para el caso de circuitos doble sobre la misma torre, no se recomienda el empleo de ‘aislamiento diferencial’. En su lugar es preferible la instalación de descargadores de línea en uno de los dos circuitos. Se busca que las líneas tengan un comportamiento adecuado en lo que concierne a tasa de fallas (salidas de línea). De acuerdo con la experiencia y a bibliografía consultada de distinto origen, se utilizarán las siguientes tasas de falla para los diferentes niveles de tensión. Tabla IX. Tasas de fallas de origen atmosférico por circuito

Nivel de Tensión

Fallas de Origen Atmosférico/100 km/año Por falla de blindaje

Total

138

0,02

≤ 3

220

0,01

≤ 2

500

0,01

≤ 1

[kV]

Cabe aclarar que la tasa total de fallas indicada está determinada tanto por fallas de blindaje (descargas sobre conductores) como por fallas debidas a contorneos inversos (descargas sobre estructuras o cables de guarda). Como conclusión, para reducir la tasa de falla por descargas atmosféricas en una línea aérea, es recomendable: - Disponer de la cantidad de cables de guarda necesarios de manera de lograr (de ser posible) el blindaje perfecto de la línea. - Actuar principalmente sobre las resistencias de pie de torre, tratando de obtener los valores más bajos posibles mediante el uso de contrapesos de ser necesario.


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- En caso de que lo anterior no sea suficiente, ó como recurso adicional, evaluar técnica y económicamente la opción de instalar descargadores de OZn en la línea, al menos en las zonas con altos valores de resistencia de pie de torre y/o gran actividad atmosférica. - En circuitos dobles en la misma torre, utilizar descargadores de OZn en la línea, en lugar del aislamiento diferencial. - Realizar un diseño de la compensación shunt de línea adecuado, incluyendo la optimización de reactores de neutro, para obtener un buen desempeño de la línea en lo que lo que concierne a la probabilidad de éxito de las maniobras automáticas de recierre. En el caso de que se utilicen descargadores en líneas, es recomendable que dispongan de un dispositivo de desconexión ante fallas del descargador, y que la línea disponga de recierre automático, a fin de minimizar las consecuencias. Dadas las particulares características de instalación, generalmente se usan descargadores con aislamiento polimérico, dado que resultan de menor peso y tamaño. 6.3.2 Subestaciones Las descargas atmosféricas pueden afectar a las subestaciones de dos formas: a) debido al impacto directo de un rayo dentro de la subestación, ó b) debido al impacto de un rayo en algún punto de una línea conectada a la subestación, lo cual origina una sobretensión (por algunas de las formas ya descriptas) que se propaga hacia la subestación. a) Impactos directos en la subestación En general se considera que si un rayo impacta directamente en alguno de los conductores o elementos de la subestación, los descargadores de la subestación no provén una protección suficiente para evitar una falla. El método de protección es entonces la instalación de cables de guarda y/o mástiles en las subestaciones para evitar los impactos directos. La Ref. [6] es una guía de la ANEXO : CRITERIOS Y PROPUESTAS PARA LA COORDINACIÓN DE LOS AISLAMIENTOS Página 74

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Versión: 1.0

IEEE donde se describen los métodos aplicados para minimizar los impacto directos en equipos y barras de las subestaciones. En los casos donde la superficie de una subestación es reducida (comparada con la superficie que abarca las líneas conectadas a ella), existe la idea de no instalar cables de guarda en las subestaciones. El criterio es que la probabilidad de que la ruptura de un hilo de guarda ocasione una falla por contacto con las fases en la subestación, es superior a la probabilidad del impacto directo de un rayo en la subestación. b) Ingreso de una sobretensión de origen atmosférico por la línea En este caso, desde el punto de vista de la coordinación de los aislamientos, se considera que la situación más adversa (ó de diseño de la protección de la subestación), es el ingreso a la subestación de una sobretensión originada por un contorneo inverso en alguna de las líneas conectadas a la misma. Cuanto más cerca de la subestación suceda el contorneo inverso, menos atenuada y deformada resultará la onda de tensión que ingresa a la subestación, y peor será la efectividad de la protección provista por los descargadores instalados en la misma. Por lo tanto, es recomendable emplear todos los medios disponibles para reducir la resistencia de pie de torre aunque sea en las primeras torres cercanas a la subestación. Es recomendable por este motivo conectar la puesta a tierra de la primera torre, a la malla de tierra de la subestación. Como criterio general, se deberán instalar descargadores a la entrada de cada una de las líneas conectadas a la subestación, y en bornes del ó los transformadores de potencia, verificándose que el resto del equipamiento se encuentre protegido también por estos descargadores. De lo contrario, se deberán instalar descargadores adicionales en otros sitios de la subestación. Se recomienda además instalar descargadores en bornes de todos los arrollamientos de los transformadores de potencia (alta, media, y baja tensión), a fin de protegerlos de las sobretensiones transferidas entre arrollamientos.


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ANEXO 1.1.1. CRITERIOS DE DISEÑO DE SISTEMAS DE TRANSMISIÓN 6.4

Versión: 1.0

Distancias de aislamiento mínimas

En el Anexo A de la IEC 60071-2 (Ref. [2]) se recomiendan las distancias mínimas requeridas fase-tierra y entre fases, en función del nivel básico de aislamiento a impulsos de maniobra de la instalación. En lo que respecta a líneas aéreas, antiguamente en Argentina y otros países, para determinar las distancias mínimas de seguridad se han utilizado las recomendaciones de la Norma Alemana VDE 0210/12.85. En la actualidad, dicha norma ha sido superada por la Norma Europea en 50341-1 (Ref. [78], versión española). Al respecto, la CIGRE a través del ‘Technical Brochure 348’ (Ref. [79]) a publicado una metodología y guía de aplicación de esta norma para el cálculo de la geometría en torre y mitad del vano de una línea aérea. 6.5

Contaminación

El agente debe diseñar el equipamiento eléctrico contemplando la contaminación existente en la zona de instalación del sistema propuesto. En particular la distancia de fuga mínima de la cadena de aisladores debe ser determinada de acuerdo con la Norma IEC 60815, siendo la mínima a considerar en función de la zona donde se ubica el sistema propuesto por el agente, la que se indica en la siguiente Tabla X. Tabla X. Distancia de fuga mínimas recomendadas en función de la zona

Zona

Altitud (m)

Nivel de Contaminación

Distancia de Fuga (mm/kV)

IA-Costa

h≤1000

Muy alta

≥31

IB-Selva

h≤1000

Media

≥20

II

h>1000

Media

≥20


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Es de destacar que la distancia de fuga específica indicada en la Tabla X es válida a nivel del mar, debiéndose evaluar la corrección por altitud en caso de corresponder (Ref. [54], Cap. 6). En los casos de contaminación muy elevada, en las que el aumento de las distancia de fuga de las cadenas de aisladores no sea suficiente, el agente deberá indicar el ó los métodos adicionales recomendado para mejorar el comportamiento de los aislamientos frente a la contaminación.

Ejemplos de aplicación En el Anexo H de la IEC 60071-2 (Ref. [2]) se presentan varios ejemplos de aplicación del procedimiento a seguir para proceder a la coordinación de los aislamientos.

OooooOOOOOooooo


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COES Coordinacion de Aislamiento

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