Universidad de Costa Rica Facultad de Ingeniería Escuela de Ingeniería Eléctrica
IE – 0502 Proyecto Eléctrico
Determinación de la localización y la selección óptima de pararrayos pararrayos para un sistema de distribución eléctrica de media tensión.
Por: Antonio Valverde Muñoz Ciudad Universitaria Rodrigo Facio Julio de 2010
Determinación de la localización y la selección óptima de pararrayos pararrayos para un sistema de distribución eléctrica de media tensión. Por: Antonio Valverde Muñoz Sometido a la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Costa Rica como requisito parcial para optar por el grado de: BACHILLER EN INGENIERÍA ELÉCTRICA Aprobado por el Tribunal:
_________________________________ Ing. Luis Fernando Andrés Jácome Profesor Guía ______________________________ Ing. Marta Garro Rojas Profesor lector
______________________________ Ing. Wagner Pineda Rodríguez Profesor lector
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DEDICATORIA A Dios, San José de Cupertino y al Divino Niño, así como a mis padres, hermanos y abuelos, que me formaron y apoyaron en todos estos años de estudio.
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RECONOCIMIENTOS Al ingeniero Luis Fernando Andrés Jácome, por permitirme desarrollar este proyecto bajo su guía y supervisión. A la ingeniera Marta Garro Rojas y al ingeniero Wagner Pineda Rodríguez, por su valioso aporte en el desarrollo de esta investigación.
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INDICE GENERAL Índice de figuras __________________________________________ vii Índice de tablas ____________________________________________ ix Nomenclatura ______________________________________________x Resumen__________________________________________________ xi Capítulo 1: Introducción _____________________________________1 1.1 Objetivos______________________________________________________________ 2 1.1.1
Objetivo general _________________________________________________________2
1.1.2
Objetivos específicos______________________________________________________2
1.2 Metodología ___________________________________________________________ 3
Capitulo 2: Desarrollo Teórico_________________________________4 2.1 Distribución Eléctrica en Costa Rica. ______________________________________ 4 2.1.1 Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. ________________________________________7
2.2 Descargas Atmosféricas. _________________________________________________ 8 2.3 Efectos Principales de las Descargas Atmosféricas. __________________________ 12 2.3.1 Sobretensión Debida a Descargas Atmosféricas Directas____________________________12 2.3.1.1 Rayos directos sobre líneas sin hilo guarda _____________________________________13 2.3.1.2 Rayos directos sobre líneas con hilo guarda. ____________________________________17 2.3.2 Sobretensión Debida a Descargas Atmosféricas Indirectas __________________________22
2.4 Equipos de Protección. _________________________________________________ 24 2.3.1 Hilo Guarda y Pararrayos.____________________________________________________25
Capitulo 3: Análisis de la Normativa Actual_____________________31 3.1 Sección 6 de la norma IEEE C62.22, Protección de Sistemas de Distribución. ____ 35 3.2 Sección 8 de la norma IEEE 1410, guía para el mejoramiento del comportamiento bajo descargas tipo rayo en las líneas aéreas de distribución eléctrica. _____________ 67
Capitulo 4: Comportamiento de las descargas atmosféricas dentro del área de concesión de la CNFL ________________________________71 4.1 Densidad de Descargas Atmosféricas a Tierra.______________________________ 71
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4.2 Informes de la Red Nacional de Detección y Análisis de Descargas Atmosféricas _ 73 4.3 Área Servida por la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. ________________ 79
Capitulo 5: Pararrayos Comerciales ___________________________87 5.1 Principales Fabricantes _________________________________________________ 87 5.2 Datos principales de las hojas de fabricante.________________________________ 90
Capitulo 6: Procedimiento General y Criterios de Selección de Pararrayos _______________________________________________100 6.1 Determinación del mínimo MCOV del Pararrayos _________________________ 100 6.2 Revisión de la TOV posible en el sistema__________________________________ 100 6.3 Normal Duty vs. Heavy Duty ___________________________________________ 102 6.4 Verificación de los Márgenes de Protección _______________________________ 103
Capitulo 7: Conclusiones y Recomendaciones __________________110 Bibliografía ______________________________________________112 Anexos __________________________________________________114
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Índice de figuras Figura 2. 1 Distribución eléctrica en Costa Rica por cada empresa _____________________________5 Figura 2. 2 Distribución porcentual de clientes por empresa___________________________________6 Figura 2. 3 Distribución Porcentual de Ventas por Empresa___________________________________7 Figura 2. 4 Área Servida por CNFL. S.A, por Cantones_______________________________________8 Figura 2. 5 Fotografía de nube cúmulos-nimbos ____________________________________________9 Figura 2. 6 Representación de la separación de cargas en lo interno de la nube. __________________ 10 Figura 2. 7 Representación gráfica de la producción de una descarga atmosférica ________________11 Figura 2. 8 Descarga directa sobre la línea _______________________________________________ 12 Figura 2. 9 Representación gráfica de la estructura_________________________________________14 Figura 2. 10 Representación de un rayo en la punta de la torre; diagrama de celosías para la tensión. 16 Figura 2. 11 Tensión en el aislador como consecuencia de una descarga directa en la torre de una línea sin hilo guarda______________________________________________________________________17 Figura 2. 12 Diagrama de celosías para la tensión Vtt en una línea con hilo guarda _______________ 20 Figura 2. 13 Tensión en el aislador como consecuencia de una descarga directa en la estructura de una línea con hilo guarda ________________________________________________________________21 Figura 2. 14 Representación Grafica de una Descarga Indirecta ______________________________22 Figura 2. 15 Consideración de la descarga de forma vertical en el plano de coordenadas___________23 Figura 2. 16 Efecto de la cantidad de hilos guarda en la Línea ________________________________26 Figura 2. 17 Angulo de Apantallamiento del Hilo Guarda____________________________________26 Figura 2. 18 Efecto de la resistencia de puesta a tierra sobre el desempeño del hilo guarda contra descargas directas___________________________________________________________________27 Figura 2. 19 Pararrayos tipo descargador ________________________________________________ 28 Figura 2. 20 Pararrayos de Óxidos Metálicos sin Explosores _________________________________29 Figura 2. 21 Pararrayos de Óxidos Metálicos con Explosores en Derivación_____________________29 Figura 2. 22 Pararrayos de Óxidos Metálicos con Explosores en Serie__________________________30 Figura 3. 1 Montaje de pararrayos para CNFL, S.A. ________________________________________ 32 Figura 3. 2 Montaje de pararrayos para el ICE ____________________________________________ 33 Figura 3. 3 Curva típica de TOV para un pararrayos sin explosores MOV _______________________ 40 Figura 3. 4 Cálculo del COG.__________________________________________________________41 Figura 3. 5 Ejemplo de curva TOV típica, con energía previa absorbida del sistema _______________ 42 Figura 3. 6 Anexo E de la norma con banco estrella – delta sin aterrizar ________________________ 49 Figura 3. 7 Anexo E de la norma, mostrando el efecto del backfeed en la conexión estrella delta sin aterrizar___________________________________________________________________________50 Figura 3. 8 Anexo F de la norma, doble transformador ______________________________________51 Figura 3. 9 Anexo C de la norma, efecto de la distancia entre el pararrayos y el equipo ____________57 Figura 3. 10 Localización de los pararrayos con respecto al fusible protector ____________________ 58 Figura 3. 11 Interconexión a tierra______________________________________________________58 Figura 3. 12 Efecto de una sobre tensión en la transición del circuito aéreo a subterráneo __________62
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Figura 3. 13 Protección en el lado secundario del transformador______________________________65 Figura 3. 14 Efecto del espaciamiento entre pararrayos para protección contra descargas directas. __68 Figura 3. 15 Efecto del espaciamiento entre pararrayos para protección contra descargas indirectas. _69 Figura 4. 1 Mapa de descargas mundial en impactos / km 2 /año _______________________________72 Figura 4. 2 Ejemplo de la disposición de los sensores utilizados para la detección de las descargas___73 Figura 4. 3 Mapa de Descargas para la semana del 19 al 25 de abril del 2010 [10] _______________74 Figura 4. 4 Mapa con la distribución espacial de las descargas [10] ___________________________76 Figura 4. 5 Mapa con Días de Tormenta para la semana del 19 al 25 de abril del 2010 [10] ________78 Figura 4. 6 Área Servida, en distritos, por la CNFL, S.A ____________________________________80 Figura 4. 7 Mapa ilustrativo con densidades de descargas para cualquiera de los años en estudio [10] 81 Figura 4. 8 Mapa con densidad de descargas para el año 2008 [10] ___________________________82 Figura 4. 9 Mapa con densidad de descargas para el año 2009. [10] ___________________________ 82 Figura 4. 10 Histograma de Frecuencias para el año 2009 [10] _______________________________83 Figura 4. 11 Histograma de Frecuencia para el año 2008 [10]________________________________83 Figura 4. 12 distribución espacial de las descargas para la semana del 19 al 25 de abril del 2010 [10] 84 Figura 4. 13 Corrientes de descarga para pararrayos de distribución, según norma de la IEEE _____85 Figura 5. 1 Familia de pararrayos ABB __________________________________________________ 88 Figura 5. 2 Diferentes tipos de pararrayos Cooper _________________________________________89 Figura 5. 3 Sobretensión temporal @ 60ºC [11] ___________________________________________92 Figura 5. 4 Curva TOV para el PVR, PDV100 y PDV65 de Ohio-Brass [12] _____________________93 Figura 5. 5 Coordinación de Aislamiento para pararrayos PDV100-Optima en sistema de 34.5 kV [12]95 Figura 5. 6 Calculo de márgenes mediante hoja de Excel.____________________________________96 Figura 5. 7 Introducción de los datos generales del sistema en la hoja de cálculo _________________97 Figura 5. 8 Pararrayos recomendados por la hoja de cálculo _________________________________97 Figura 5. 9 Comparación de tensiones de descarga para las diferentes recomendaciones de la herramienta de Excel. ________________________________________________________________98 Figura 5. 10 Comparación de los márgenes de protección para las diferentes recomendaciones de la herramienta de Excel. ________________________________________________________________99 Figura 6. 1 Comparación del TOV del sistema con la curva TOV del pararrayos [13]_____________101 Figura 6. 2 Curva representativa de los márgenes de protección para la coordinación de aislamiento.105 Figura 6. 3 Ejemplo de la colocación correcta del pararrayos con respecto a los fusibles cortacircuitos respetando las distancias. ____________________________________________________________105 Figura 6. 4 Flameos relacionados con el espaciamiento entre pararrayos de línea _______________107 Figura 6. 5 Protección del lado de baja del transformador __________________________________108 Figura 6. 6 Esquema resumen para la selección de pararrayos en sistemas de distribución. ________109
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Índice de tablas Tabla 3. 1 Tensiones comúnmente aplicados a pararrayos del tipo MOV [6] _____________________38 Tabla 3. 2 Características de protección típicas para pararrayos [6] ___________________________ 39 Tabla 3. 3 Requerimientos en las pruebas para los diferentes tipos de Pararrayos. [6] _____________44 Tabla 3. 4 Distancias mínimas recomendadas con respecto a equipo energizado. [6] ______________59 Tabla 3. 5 Efecto del espaciamiento entre pararrayos para protección de descargas directas ________68 Tabla 3. 6 Efecto del espaciamiento entre pararrayos para protección contra descargas indirectas.___70 Tabla 4. 1 Rangos de Intensidades de la Corriente pico para la rejilla del máximo. (19 al 25 abril) [10] __________________________________________________________________________________75 Tabla 4. 2 Resumen de Datos Relevantes del 19 al 25 de abril del 2010 [10] _____________________76 Tabla 4. 3 Clasificación de la severidad dependiendo del valor del GFD [10] ____________________77 Tabla 5. 1 Diferentes modelos de pararrayos de la marca Siemens _____________________________ 89 Tabla 5. 2 Datos principales del pararrayos 3EK7 [11] _____________________________________91 Tabla 5. 3 Pararrayos 3EK7 típicos para diferentes tensiones, de acuerdo con la norma IEEE std C62.22 [11] ______________________________________________________________________________91 Tabla 5. 4 Características principales para un pararrayos 3EK7, heavy duty [11]_________________92 Tabla 5. 5 Detalle de las pruebas de corriente para el PDV100 y PDV65 [12]____________________93 Tabla 5. 6 Características principales para el pararrayos PDV100 de Ohio-Brass [12] ____________94 Tabla 6. 1 Selección del factor de falla a tierra según el tipo de sistema [10] ____________________ 101 Tabla 6. 2 Márgenes de protección típicos, según norma IEEE std C62.22______________________103
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Nomenclatura
BIL
Nivel básico de aislamiento al impulso.
BSL
Nivel básico de aislamiento a la conmutación o maniobra.
CNFL, S.A,
Compañía Nacional de Fuerza y Luz, Sociedad Anonima.
COG
Coeficiente de aterrizamiento.
ESPH
Empresa de Servicios Públicos de Heredia
GFD
Densidad de descargas atmosféricas a tierra.
ICE
Instituto Costarricense de Electricidad.
IEC
Comisión Electrotécnica Internacional
IEEE
Instituto de Ingenieros en Electricidad y Electrónica.
JASEC
Junta Administrativa de Servicios Eléctricos de Cartago.
LPL
Nivel de protección a descargas atmosféricas.
MCOV
Máxima tensión de operación continua.
NEMA
Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos.
NFPA
Asociación Nacional de protección contra fuego.
SPL
Nivel de protección de maniobra.
TOV
Sobretensión temporal.
UL
Laboratorio de suscriptores incorporados.
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Resumen El objetivo principal del siguiente proyecto es realizar un estudio que detalle los criterios necesarios para la selección y ubicación de pararrayos en un sistema de distribución eléctrica de media tensión, para lo cuál primero fue necesario investigar acerca de cuales son los fundamentos que rodean la aparición de las descargas atmosféricas, así como que tipos de descargas son las más comunes y cuales son los efectos principales en los sistemas de distribución, específicamente en la vida útil de los equipos conectados y en confiabilidad del servicio brindado por la compañía de distribución. Además se procedió a investigar sobre cuales son las principales normas que actualmente regulan las pruebas y la aplicación de pararrayos en los sistemas de distribución, con lo que se hizo un análisis de la norma C62.22 de la IEEE dedicada a la aplicación de los mismos. También se describen los principales componentes dentro de los informes de descargas por parte de la Red Nacional de Detección y Análisis de Descargas del ICE, y se detalla de ellos cuales datos son los más representativos y utilizables por parte de la CNFL. En el capitulo 5 se brinda una descripción de los datos brindados por algunos fabricantes reconocidos de pararrayos, y se comparan para un mismo tipo de pararrayos y un mismo nivel de tensión nominal, además se describe la herramienta de Excel utilizada actualmente en la CNFL para la selección de un pararrayos y para el cálculo de la distancia ideal de conexión de los mismos. Finalmente se brinda un procedimiento general con los principales parámetros a calcular y los factores ambientales que se deben tener en cuenta antes de seleccionar un pararrayos óptimo. xi
Capítulo 1: Introducción Los rayos han sido motivo de temor y respeto durante miles de años, mucho se dijo a lo largo de la historia acerca de su origen, y en algunas creencias se les llego a asociar con un carácter divino o alguna forma de castigo por la conducta humana, todo esto hasta 1752, año en que el científico estadounidense Benjamin Franklin logró demostrar mediante un experimento que en las nubes existen cargas tanto positivas como negativas y que los rayos no son más que una descarga eléctrica entre distintos puntos de una misma nube, entre dos nubes distintas o bien entre la nube y algún punto ubicado en la tierra. Costa Rica es un país donde las descargas atmosféricas son frecuentes, los sistemas de distribución de media tensión no están exentos de verse afectados por estos fenómenos, estos sistemas están compuestos de varios elementos de gran valor, de ahí la importancia de colocar dispositivos que se encarguen de proteger estos componentes. Estos dispositivos son conocidos como pararrayos y precisamente su función es la de parar o capturar el rayo para conducir la energía de descarga por una trayectoria de baja impedancia hasta tierra, donde finalmente se disipará toda esta energía. Internacionalmente existen diferentes estándares y normas sobre los métodos de protección de estructuras, se quiere entonces en el presente proyecto investigar algunas de ellas, así como recopilar los diferentes criterios que han sido utilizados hasta la fecha por las diferentes compañías de distribución nacionales para así poder realizar una evaluación de cómo se encuentra nuestro país en este aspecto. Todo esto permitirá crear un documento que establezca algún protocolo o guía para la adecuada localización y selección de pararrayos en el sistema de distribución, y que pueda ser aplicado por las compañías distribuidoras, específicamente la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S,A. 1
1.1 Objetivos 1.1.1 Objetivo general •
Realizar un estudio que detalle los criterios necesarios para la selección y ubicación de pararrayos en un sistema de distribución eléctrica de media tensión
1.1.2 Objetivos específicos •
Realizar una investigación bibliográfica, así como normas internacionales existentes referentes a la selección de un determinado tipo de pararrayo y a la ubicación de este.
•
Recopilar los criterios que se han estado utilizando hasta la fecha por parte de diferentes empresas de distribución de nuestro país y determinar si los criterios existentes son correctos y adecuados.
•
Hacer una metodología o guía que contenga los criterios técnicos para la ubicación de pararrayos y aplicar dicha metodología al sistema de distribución de la CNFL.
•
Realizar una investigación sobre el comportamiento de las descargas atmosféricas dentro del área de concesión de la CNFL y determinar mediante el estudio de los diferentes modelos de pararrayos en el mercado, el modelo que mejor se adapta a las condiciones investigadas.
•
Investigar los diferentes modelos y marcas de pararrayos que ofrece el mercado en la actualidad para determinar, mediante las características técnicas y variables eléctricas de evaluación cuáles de estos se ajustan más a las condiciones requeridas en el sistema de distribución de la CNFL.
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1.2 Metodología El siguiente proyecto tomará como base inicial una investigación bibliográfica, de todo lo referente al tema de pararrayos y su debida selección y ubicación, así como de las diferentes normas internacionales disponibles con el fin de estudiarlas y observar en que aspectos concuerdan entre sí. Esta etapa de la investigación se puede realizar mediante artículos en Internet ya que la información ahí disponible se espera que sea bastante amplia, sin dejar de lado las fuentes tradicionales. Otro aspecto importante de la investigación será la obtención de información mediante entrevistas o consultas a los personeros encargados del diseño de las redes de distribución eléctrica de las diferentes compañías distribuidoras en nuestro país, respecto a cuáles son los criterios utilizados actualmente para seleccionar y ubicar los pararrayos en la red. Se realizará un estudio basado en los informes del ICE referentes a las descargas atmosféricas dentro del área de concesión de la CNFL con el fin de determinar cuál es el modelo disponible en el mercado de pararrayos que mejor se adapte a dichas condiciones, basados en características técnicas y variables eléctricas. Una vez recopilada y analizada dicha información se procederá a detallarla en una guía o en un protocolo que resuma dichos criterios técnicos y que pueda ser aplicable en la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A., para futuros diseños.
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Capitulo 2: Desarrollo Teórico 2.1 Distribución Eléctrica en Costa Rica. Al hablar de los orígenes de la distribución eléctrica en Costa Rica es necesario remontarse al 9 de agosto de 1884, cuando al encender 25 luminarias en la Capital, San José se convirtió en la primera ciudad latinoamericana, y en la tercera del mundo, en ser iluminada mediante la energía eléctrica. Está hazaña se logro gracias a la primera planta hidroeléctrica llamada Aranjuez y ubicada en el centro de la capital, posterior a está numerosas obras fueron concretadas en todo el país, muchas de ellas por parte de las municipalidades y otras por medio de capital privado, nacional y extranjero. El negocio de la generación y distribución de la energía eléctrica se torno muy atractivo, y en 1928 la empresa estadounidense The Electric Bond and Share monopolizó el mercado principal correspondiente al centro del país, y no fue del agrado de muchos sectores ya que está se enfocaba en optimizar las ganancias con un mínimo costo y como consecuencia se generó una crisis energética importante. Posteriormente en 1949 se da la creación del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) que inicia un proyecto nacional de electrificación para suministrar energía a los centros urbanos de la zona central, así como a las zonas urbanas del resto del país, además se inicio la unificación de toda la capacidad instalada en un solo sistema de transmisión, Sistema Nacional Interconectado, lo que permitió impulsar la distribución que ya para el año 2000 correspondía a 14,531 km. de líneas instaladas. Numerosas empresas son las que han querido incursionar en el mercado de la distribución eléctrica a lo largo del territorio nacional, sin embargo en la actualidad las empresas encargadas de esta labor son las siguientes: Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A (CNFL S.A), Empresa de Servicios Públicos de Heredia (ESPH), La Junta Administrativa de Servicios 4
Eléctricos de Cartago (JASEC), así como las cooperativas de electrificación rural COOPEGUANACASTE, COOPESANTOS, COOPELESCA y COOPEALFARO. La distribución del territorio nacional por parte de estas empresas se muestra en la siguiente figura.
Figura 2. 1 Distribución eléctrica en Costa Rica por cada empresa
Como es evidente una gran parte de la distribución eléctrica, en cuanto a territorio, le corresponde al ICE, en la siguiente tabla se representa a las diferentes compañías por cantidad de clientes, y se observa como la CNFL tiene un porcentaje importante que la ubican en el segundo puesto precisamente detrás del ICE.
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Distribución porcentual de clientes por empresa (2009) 2,52% 0,43% 4,95% 4,38% ICE CNFL
5,58%
ESPH
4,66% 43,26% 34,21%
JASEC C.GUANACASTE COOPELESCA C.SANTOS C.ALFARO
Figura 2. 2 Distribución porcentual de clientes por empresa
Esto debido a que el territorio que tiene en concesión corresponde a gran parte del centro del país que como se sabe es una zona en crecimiento y con un número considerable de habitantes, lo cual se puede notar al analizar el siguiente gráfico que muestra la distribución porcentual pero de ventas, aquí la CNFL es la que vende más con un 39.49% mientras que el ICE se ubica muy cercana con un 39.35%, para el caso de las otras empresas la relación es bastante similar a lo que resultaba para el caso de clientes.
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Distribución porcentual de ventas por empresa (2009) 1,39% 3,99%
0,26%
4,07% ICE
5,65%
CNFL
5,80%
ESPH 39,35%
JASEC C.GUANACASTE COOPELESCA
39,49%
C.SANTOS C.ALFARO
Figura 2. 3 Distribución Porcentual de Ventas por Empresa
2.1.1 Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. El 27 de abril de 1941, cuando se suscribe el contrato entre el Servicio Nacional de Electricidad, La Compañía Nacional de Electricidad, La Compañía Nacional Hidroeléctrica S.A y The Costa Rica Electric Light and Traction Company, marca el nacimiento de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. (CNFL S.A.). El 8 de abril de ese mismo año se logra una concesión que actualmente rige hasta el 2018. Otra fecha a resaltar en la historia de la CNFL sería el año 1970, cuando se suscribe un acuerdo de cooperación mutua con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE). Hasta diciembre del 2008 el área servida por la compañía comprendía 903 km2 del área metropolitana, sumando un total de 480.090 clientes distribuidos en un área de cobertura que cubre gran parte de las cuatro provincias centrales de nuestro país (Alajuela, Cartago, Heredia y San José) en un total de 25 cantones y aproximadamente
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106 distritos, que puede ser observada en la figura que se muestra a continuación, registrando un total de electrificación del 99.79% de dicha área.
Figura 2. 4 Área Servida por CNFL. S.A, por Cantones
Todo esto lo realiza gracias a un sistema de distribución comprendido por 23 subestaciones, 126 alimentadores y que hasta enero del 2009 contaba con 2.974 km. en líneas de distribución primaria, y 2.836 km. en líneas de distribución secundaria.
2.2 Descargas Atmosféricas. En electricidad se entiende por descarga al paso de una corriente eléctrica entre dos puntos, producido por una diferencia de potencial entre estos, para que esto sea posible debe existir un medio o un canal, ya sea sólido, líquido o gaseoso. El objetivo de la descarga consiste en precisamente equilibrar dicha diferencia de potencial. En la naturaleza se da un equivalente y este corresponde a las descargas atmosféricas, donde se da un campo eléctrico entre dos puntos de una misma nube, entre dos nubes 8
diferentes o bien los que nos preocupan entre una nube y tierra. Estos últimos se pueden dar en varios tipos, ya sea de nube a tierra o de tierra a nube, siendo los primeros los más comunes. Esta claro que no todas las nubes ocasionan rayería, esto debido a que en un cielo sin tormenta las cargas están uniformemente distribuidas y por lo tanto la carga es neutra, sin embargo durante una tormenta eléctrica las cargas dentro de las nubes se podría decir que de alguna manera se separan, y si se quisiera modelar una tormenta eléctrica con el fin de entender el comportamiento de esta, se recurre al modelo más utilizado correspondiente a una distribución bipolar en la nube con un puñado de cargas positivas en el tope y otro de cargas negativas en la base.
Figura 2. 5 Fotografía de nube cúmulos-nimbos
Existen varias teorías que involucran el papel del campo eléctrico terrestre en la generación de las cargas, sin embargo aquí se detalla la relacionada con la precipitación y la convección de partículas dentro de la nube. Básicamente por una alta actividad de convección con fuertes corrientes ascendentes y descendentes en la atmósfera que involucra la transferencia de calor, se van formando nubes con gran desarrollo vertical, conocidas como cúmulos-nimbos, que provocan gotas de gran tamaño que no pueden
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ser mantenidas por las corrientes ascendentes, sino que por gravedad descienden e interaccionan con las partículas de menor tamaño que vienen en ascenso. De esta interacción se produce la separación de cargas, donde las partículas de mayor tamaño se cargan negativamente y continúan el descenso, y las de menor tamaño se cargan positivamente y se dirigen hacia arriba. Todo esto se puede observar mejor en la siguiente figura.
Figura 2. 6 Representación de la separación de cargas en lo interno de la nube.
Una vez que la carga negativa en la parte inferior de la nube es lo suficientemente fuerte como para vencer la resistencia del aire, se dará un flujo de cargas negativas de nube a tierra y de cargas positivas de tierra hacia las nubes, por lo general a través de un árbol, edificio, poste o algún punto que este elevado. Este fenómeno es el que se conoce con el nombre de rayo o relámpago y es visible al ojo humano, lo que no es posible para este es diferenciar entre las múltiples descargas que se dan lugar, ya que por lo general constan de tres o cuatro en intervalos de centenas de milisegundos.
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Figura 2. 7 Representación gráfica de la producción de una descarga atmosférica
Un parámetro a tomar en cuenta referente a las descargas atmosféricas, es la Densidad de Descargas Atmosféricas (GFD o Ng), que se define como el numero de descargas por unidad de área y por año para una determinada región geográfica, este dato normalmente se toma como un promedio a largo plazo y debería tomar en cuenta las diferentes variaciones, más que todo climáticas, que se presentan en un año y que pueden influir en el valor del GFD. Este parámetro es importante en el diseño de las instalaciones, ya que proporciona información útil acerca del comportamiento histórico de las descargas atmosféricas en una región, y como es de suponer el rendimiento, así como los posibles daños de las líneas y consecuentes interrupciones del servicio eléctrico están íntimamente relacionados con la presencia de rayos en las instalaciones, o cercanos a estas. Más adelante en el desarrollo de este proyecto se detallará más este tema, con el fin de analizar la zona de concesión de la CNFL. Se debe aclarar antes, que un valor bajo de GFD para una región determinada no es garantía de una ausencia de problemas relacionados con descargas, por lo que se debe buscar siempre un aterrizamiento adecuado de las líneas de distribución, así con la selección apropiada de los pararrayos de esta. 11
2.3 Efectos Principales de las Descargas Atmosféricas. El principal efecto de una descarga atmosférica en las líneas de distribución, sin pararrayos, se puede considerar que es la sobretensión producida en los elementos que la componen, que son elementos de alto valor económico y que por lo tanto se quieren proteger, así como evitar los cortes en el servicio, uno de estos elementos son los aisladores que se ven sometidos a sobretensiones debidas a descargas atmosféricas de diferentes tipos, para analizar estos efectos mejor, se puede realizar una división entre descargas atmosféricas directas e indirectas.
2.3.1 Sobretensión Debida a Descargas Atmosféricas Directas Una descarga atmosférica se define como directa en la medida que esta impacte el poste, el hilo guarda o bien el conductor de fase.
Figura 2. 8 Descarga directa sobre la línea
Un parámetro importante a tomar en cuenta y que se relaciona con el desempeño, y con la protección de los sistemas ya sean de distribución o de transmisión es la capacidad de aislamiento, que dicho sea de paso existen diferentes formas de definirlo, para el caso en interés se utilizará el Nivel Básico de Aislamiento al Impulso (BIL), que se define como la capacidad que tienen los elementos de un sistema para
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soportas sobretensiones debidas a descargas atmosféricas o bien operaciones de conexión y desconexión. El análisis de las descargas directas se puede dividir en dos clases, líneas con hilo guarda, y líneas sin hilo guarda.
2.3.1.1 Rayos directos sobre líneas sin hilo guarda Si un rayo alcanza de manera directa un conductor de fase, la corriente se divide en dos mitades iguales, cada una de estas viajando a través del conductor en ambas direcciones de la línea. Las ondas de corriente a su vez producen ondas de tensión definidas por la siguiente ecuación:
V =
Z 0 ⋅ I 2
(2.1)
Donde I es la corriente del rayo y Z0 es la impedancia propia de la línea, dada por Z 0
=
( L / C )1 / 2 , y L y C son la inductancia y capacitancia a tierra por cada metro de
longitud de línea. Estas ondas viajeras de tensión, por decirlo de alguna forma estresan al aislador del cual esta suspendido el conductor conforme va llegando al poste, y estos aisladores se vuelven vulnerables a estas ondas. Si el valor pico de la tensión brindado por las corriente del rayo, logra hacer que el aislador empiece a conducir a esta corriente se le llama corriente critica IC de la línea para un BIL especifico. I C =
2 ⋅ BIL Z 0
(2.2)
Las descargas atmosféricas pueden alcanzar también a uno de los postes, en cuyo caso la corriente fluye a través de la estructura y sobre la resistencia de la base (Rtf ) que la disipará a tierra. Estimar en estos casos la tensión en el aislador no es tan sencillo, debido a que no existe un modelo universal, el modelo más sencillo es en el que se desprecia el poste, y entonces la tensión de este, incluyendo la del crucero donde
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están colocados los aisladores, corresponde a la que se da a través de la resistencia de la base del poste, V=IRtf , despreciando también la tensión en el conductor de fase esta corresponde a la tensión a través del aislador. El hecho de despreciar el efecto del poste es aceptable para postes pequeños, sin embargo un modelo que contemple una torre, con una altura superior, deberá representarla como una línea de transmisión vertical, por así decirlo, con una impedancia Zt donde las ondas de corriente y de tensión la atraviesan a una velocidad vt. La torre estará delimitada en su parte inferior por la resistencia de la base de la torre, y en su parte superior por una impedancia Zch que representará el canal o el medio por el cual fluye el rayo. El aislador entonces tendrá en una de sus terminales una tensión Vca (a tierra) y en su otra terminal la tensión de fase a tierra que pasa por el conductor. Despreciando esta última, la tensión en el aislador Vais será igual a del crucero Vca.
Figura 2. 9 Representación gráfica de la estructura
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Una tensión inicial baja por la estructura, Vto, que es igual a V to = Z t ⋅ I (t ) , donde I(t) es la corriente inicial como función del tiempo t. Los coeficientes de reflexión para la tensión en los dos puntos al final de la torre son: a r 1
a r 2
=
Rtf − Z t Rtf + Z t
=
Z ch − Z t Z ch + Z t
(2.3)
(2.4)
En la figura 2.10, tomada del libro “The Electric Power Engineering” de Grigsby se muestra el progreso, a lo largo de la torre, de las múltiples ondas de tensión reflejadas. En este diagrama se detalla la posición y la dirección del movimiento de las ondas para cada incidente, reflejado, para cada instante de tiempo. Obsérvese como, si la altura de la torre y la altura del crucero son ht y hca, respectivamente, y la velocidad con que la onda se desplaza a lo largo de la torre, como ya lo habíamos mencionado, es vt, entonces el tiempo que le toma viajar a la onda desde la parte más alta de la torre, hasta su base es de τ t = ht / vt , y el tiempo de viaje entre el crucero y la base de la torre es τ ca = hca / vt .
15
Figura 2. 10 Representación de un rayo en la punta de la torre; diagrama de celosías para la tensión.
En cuanto a la figura, las dos líneas de los bordes representan las posiciones de la punta de la torre, y la base de la misma, respectivamente, mientras que la línea punteada indica la posición del crucero. Le toma a la onda (τ t − τ ca ) segundos alcanzar el crucero una vez que el rayo alcanzó la parte más alta de la torre en t=0, este momento se representa mediante el punto 1, de manera similar, la primera onda reflejada desde la base de la torre (punto 2) alcanza el crucero en el tiempo t = τ t + τ ca . La primera onda reflejada desde la parte superior de la torre (punto 3) alcanza el crucero en el tiempo t = 3τ t − τ ca , de esta forma se puede establecer que las ondas que descienden por la
torre alcanzarán el crucero en t = (2n − 1)τ t − τ ca , mientras que las que ascienden por la torre lo harán en t = (2n − 1)τ t + τ ca , donde n=1,2,3….n. Así entonces la tensión en el aislador Vca, esta dado por:
16
n
V ca (t ) = ∑ (a r 1 ⋅ a r 2 )
n −1 ⋅
V to ⋅ (t − (2n − 1) ⋅ τ t + τ ca ) ⋅ u ⋅ (t − (2n − 1) ⋅ τ t + τ ca ) +
n =1
n
a r 1 ⋅ ∑ (a r 1 ⋅ a r 2 )
n −1 ⋅
V to ⋅ (t − (2n − 1) ⋅ τ t − τ ca ) ⋅ u ⋅ (t − (2n − 1) ⋅ τ t − τ ca )
n =1
(2.5)
A continuación en la figura 2.11 se muestra la tensión en el aislador como consecuencia de un rayo en el poste para una línea sin hilo guarda. La altura del poste es de 30m; la altura del crucero es de 27m; altura del conductor de fase 25m; ancho del crucero 2m; corriente de la descarga atmosférica 30kA, 1/50µs; Zt = 100Ω; Zch=500Ω.
Figura 2. 11 Tensión en el aislador como consecuencia de una descarga directa en la torre de una línea sin hilo guarda
Nótese como para los dos valores de las resistencias de la base del poste (Rtf ) la caída de tensión pico en el aislador Vca aumenta con la resistencia, además se observa que con el tiempo tiende a igualar a la caída de tensión que se presenta en el camino a tierra IRtf pero en el pico, es significativamente superior.
2.3.1.2 Rayos directos sobre líneas con hilo guarda. Generalmente estos cables de apantallamiento contra descargas atmosféricas están conectados a las torres o a los postes, por lo que ofrecen un camino seguro a tierra
17
mediante el camino de baja impedancia colocado en la base del poste, que anteriormente llamamos Rtf . Algunas veces estos “hilos guardas” son aislados del poste mediante aisladores pequeños para prevenir corrientes circulantes. Cuando un rayo impacta un hilo guarda, este aislador empieza a conducir, conectando a este con la estructura aterrizada. Para una línea con apantallamiento, un rayo puede alcanzar al conductor de fase, al hilo guarda o bien a la estructura. Si este impacta al conductor de fase pero la magnitud de la corriente es inferior al nivel de corriente crítica, no ocurre corte. Por otro lado, si la magnitud de la corriente supera la corriente crítica, entonces el corte de energía se producirá y a esto se le llama una falla de apantallamiento. En todo caso la corriente critica para líneas con hilo guarda resulta superior a una sin apantallamiento, esto porque la presencia del hilo guarda aterrizado reduce la impedancia propia de la línea. La impedancia característica “efectiva” de una línea con un solo hilo guarda esta dada por la siguiente ecuación:
Z 12 2 Z eq = Z 11 − Z 22
(2.6)
Donde:
2 ⋅ h p r p
(2.7)
60 ln
2 ⋅ hs r s
(2.8)
2 ⋅ d p 's Z 12 = 60 ln d ps
(2.9)
Z 11 = 60 ln
Z 22
=
Aquí hp y rp son la altura y el radio del conductor de fase, hs y r s son la altura y radio del conductor hilo guarda, dp’s corresponde a la distancia entre el hilo guarda y la 18
imagen del conductor de fase en tierra y dps es la distancia entre el conductor de fase y el hilo guarda. Z11 es la impedancia del conductor de fase en ausencia del hilo guarda, Z22 la impedancia del hilo guarda, y Z12 la impedancia mutua entre ambos conductores. Para un rayo en el poste, la corriente será dividida en tres partes: dos partes que fluirán a través del hilo guarda para cada una de las direcciones desde el poste, y una parte que pasará a través del mismo. Así entonces, una caída de tensión menor se producirá en el poste respecto al caso anterior sin hilo guarda, debido a que la corriente que recorre el poste es inferior. Esta es otra de las ventajas del apantallamiento en las líneas aéreas. El cálculo de la tensión del aislador se realiza de manera similar a como se procedió en el caso anterior, con algunas modificaciones en algunas de las ecuaciones. Primero, la tensión inicial es igual a IZeq en vez del IZt de las líneas sin hilo guarda, donde Zeq es la impedancia vista desde el punto de contacto del rayo. Esto se puede ver como tres impedancias en paralelo y se define a continuación.
Z eq
=
0.5 ⋅ Z s Z t 0.5 ⋅ Z s + Z t
(2.10)
Donde Zs=60ln(2hs /rs) y corresponde a la impedancia del hilo guarda. Segundo, la onda de tensión ascendente por la torre después de ser reflejada por la base de la misma, encontrará también tres ramas en paralelo de impedancias, la impedancia del canal de la descarga Zch, y las dos impedancias de las dos mitades de los hilos guardas. Siendo remplazada Zch de la ecuación para líneas sin hilo guarda por:
Z ch
=
0.5 ⋅ Z s Z ch 0.5 ⋅ Z s + Z ch
(2.11)
La tensión en el aislador no es igual a Vca como en el caso anterior. La tensión en el hilo guarda, que es el mismo que el de la punta de la torre, Vtt, induce una tensión
19
en el conductor de fase. El potencial en el aislador es entonces, la diferencia entre Vca y esta tensión:
V ais
=
V ca
−
k spV tt
(2.12)
Donde kps = Z12 /Z22. Se puede decir que este efecto electromagnético reduce la tensión en el aislador. Lo cual representa otra ventaja del hilo guarda. Para el cálculo de Vtt hacemos uso nuevamente de una figura similar a la que se uso en el caso opuesto. Obsérvese en la figura que conforme trasladamos hacia arriba el crucero, τ ca se acerca también a
τ t
, y como es obvio, en el topo de la torre
τ ca = τ t
. Precisamente en este
punto podemos hacer uso del análisis anterior para encontrar la expresión que define la tensión en la punta de la torre, Vtt.
Figura 2. 12 Diagrama de celosías para la tensión Vtt en una línea con hilo guarda
Obsérvese como excepto la onda 1, los pares ascendente y descendente, (por ejemplo 2 y 3, 4y 5, etc.) llegan al tope de la torre en el mismo tiempo. Entonces, haciendo τ ca
= τ t
en las ecuaciones del cálculo de Vca para líneas sin apantallamiento, y
re-escribiendo at2 como 1+ ar2 se obtiene. n
V tt (t ) = V to ⋅ u(t ) + at 2 ⋅ a r 1 ⋅ ∑ (a r 1 ⋅ ar 2 )
n −1 ⋅
V to ⋅ (t − 2n ⋅ τ t ) ⋅ u(t − 2n ⋅ τ t ) (2.13)
n =1
20
at 2 = 1 + a r 2
=
2 ⋅ Z ch Z ch + Z t
(2.14)
Donde at2 se conoce como coeficiente de tensión de transmisión. En cuanto a la tensión del aislador en este caso es similar al caso anterior, sin hilo guarda, sin embargo en la siguiente figura se puede apreciar como esta se ve significativamente reducida con respecto al ejemplo presentado anteriormente.
Figura 2. 13 Tensión en el aislador como consecuencia de una descarga directa en la estructura de una línea con hilo guarda
Esto es posible debido a que la corriente del rayo es dividida en el hilo guarda, reduciendo la tensión inicial Vto=ItZt, donde ahora It
21
2.3.2 Sobretensión Debida a Descargas Atmosféricas Indirectas Como se señaló en la sección anterior una descarga directa corresponde a aquellas que caen sobre alguno de los conductores de fase, el poste o la torre, o bien sobre el hilo guarda, y se indicó además el efecto que estas ocasionan. Como es de esperar existen también descargas atmosféricas que no golpean directamente el sistema, que sin embargo pueden llegar a afectar si están impactan el terreno en las cercanías de la línea de distribución.
Figura 2. 14 Representación Grafica de una Descarga Indirecta
El efecto principal corresponde a la inducción de tensiones en la línea como consecuencia de estas descargas cercanas. Como es de esperarse el cálculo de estas tensiones inducidas requiere de gran manipulación matemática, correspondientes a diferentes métodos y diferentes aproximaciones a la realidad, como ejemplo de algunas de ellas el que la distribución de la carga en el rayo es uniforme, que la corriente del mismo es rectangular, y que este cae de manera vertical y a su vez que la tierra es conductora perfecta.
22
Figura 2. 15 Consideración de la descarga de forma vertical en el plano de coordenadas
El desarrollo de estos cálculos, si bien es interesante, no corresponde a los objetivos directos del proyecto, por lo que simplemente se mencionaran los componentes sustanciales de esta inducción de tensión. La inducción de tensión en las líneas como consecuencia de Descargas Indirectas, tienen cuatro componentes principales: 1. Como ya se sabe si un elemento conductor cargado con cargas de un signo específico, se acerca a un segundo elemento, las cargas del primero atraerán a las del segundo con signo contrario. De tal modo que si el primer elemento es una nube cargada positivamente, y esta se acerca despacio a una línea de distribución, en esta última se inducirán cargas negativas, hasta este momento y debido a que el acercamiento se da lentamente no habrá ninguna sobretensión en la línea, ya que estas se descargan a tierra por medio de la debida conexión a tierra de los transformadores y demás elementos del sistema, sin embargo en el momento en esta nube se descargue de forma parcial o total repentinamente, por medio de un rayo por ejemplo, las cargas en la línea quedan libres también de manera repentina, generando sobretensiones proporcionales a estas cargas, y por
23
ende ondas viajeras de tensión y corriente que se desplazan en ambas direcciones de la línea. 2. Como se señaló antes, antes de que una descarga atmosférica se produzca, se dan varias interacciones en la nube, entre nubes o bien entre la nube y tierra. Una de esas interacciones corresponde precisamente a pequeñas descargas o bien la formación de un camino ionizado que da inicio en las cargas negativas en la nube y que tienen como objetivo descender hasta tierra, estos canales ionizados de descarga se conocen en inglés como “leaders”, y a los leaders cargados negativamente se los conoce como “stepped leaders”. Ahora bien, estos en su descenso a tierra van formando ramificaciones en el camino, son casi imperceptibles en comparación con el relámpago posterior, sin embargo en su camino van induciendo cargas en la línea cercana, una vez que estos se ven neutralizados mediante la descarga o rayo, que ya estos sí son perceptibles en sonido y luminosidad, las cargas inducidas en la línea se ven liberadas y el efecto es similar al descrito con la nube en el componente 1. 3. Las cargas residuales en el rayo inducen un campo electrostático en la proximidad de la línea, y por lo tanto una tensión inducida en ella. 4. La tasa de cambio en la corriente de la descarga atmosférica produce una tensión inducida en las líneas cercanas. Cabe señalar que se considera que los efectos de los componentes 1 y 2 son poco significativos en comparación con los componentes 3 y 4.
2.4 Equipos de Protección. Para nadie es un secreto que una línea de distribución esta expuesta a varios tipos de perturbaciones para las cuales se vuelven necesarios diferentes elementos que protejan, tanto a las personas que interaccionan con ellas, así como los equipos que las
24
componen. No se puede dejar por fuera en este aspecto la puesta a tierra, que justamente tiene como objetivo principal que durante condiciones de falla presente un camino, conexión o conexiones de baja impedancia a tierra, protegiendo así, a las personas y al equipo conectado, de todas aquellas corrientes de falla o las ocasionadas por fenómenos transitorios, por ejemplo las descargas atmosféricas. Se hablará ahora de los elementos protectores en la línea que de una u otra forma garantizan la seguridad del sistema y ayudan a mantener la línea en su funcionamiento normal. Antes de esto, es importante mencionar, que existen dos tipos de falla principales de disturbios o perturbaciones en un sistema de distribución de media tensión, los que están relacionados con corrientes de corto, durante fallas simétricas o asimétricas, y aquellas ocasionadas por descargas atmosféricas donde los principales elementos de protección son el hilo guarda y el pararrayos, será sobre estos últimos que se centrará el siguiente proyecto, y en la siguiente sección se explica brevemente el funcionamiento básico y utilización de estos dos dispositivos.
2.3.1 Hilo Guarda y Pararrayos. Hilo guarda: Corresponde a un hilo que se coloca sobre las fases que de una u otra
manera realice un apantallamiento frente a las descargas atmosféricas, además este deberá estar aterrizado en cada poste. El objetivo principal del hilo guarda es proteger a la línea contra rayos evitando que estos lleguen siquiera a la línea, para determinar la mejor ubicación de estos existen variedad de criterios, uno de los más populares es el brindado por Schwaiger que asegura que el apantallamiento brindado por uno o varios hilos guarda esta determinado por un arco de radio igual a la altura del hilo sobre el suelo.
25
Figura 2. 16 Efecto de la cantidad de hilos guarda en la Línea
Otro criterio corresponde al ángulo de protección que se forma entre el hilo guarda y los conductores, el cual sugiere un ángulo menor de 40º o 30º entre ambos. Este criterio tiene como ventaja que requiere alturas menores que las requeridas bajo el criterio de los radios del arco.
Figura 2. 17 Angulo de Apantallamiento del Hilo Guarda
Es importante recalcar la importancia del aterrizamiento para el funcionamiento efectivo de este, en la figura siguiente se muestra un ejemplo del efecto de la puesta a tierra en el desempeño del hilo guarda contra descargas directas, esto para dos tensiones críticas de flameo (VFIC), donde se puede notar como para una tensión crítica de 350 kV con una resistencia de 25 Ω, se obtienen efectos similares a los obtenidos con un VFIC de 175 kV con 10 Ω donde aproximadamente un 20% de las descargas directas ocasionarían flameos.
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Figura 2. 18 Efecto de la resistencia de puesta a tierra sobre el desempeño del hilo guarda contra descargas directas
Pararrayos: Para empezar es bueno mencionar que el funcionamiento básico de un
pararrayos se puede describir mediante las dos funciones siguientes: •
Hacer nada, en el caso de niveles de tensión normales (Conducir corrientes pequeñas o del todo ninguna corriente.)
•
Capturar el rayo, y conducir la corriente de descarga o bien durante una condición de sobretensión. Sin que se produzca una falla en el sistema.
Así entonces, el pararrayos debe contar con una resistencia extremadamente alta durante condiciones de operación normales, y una resistencia relativamente baja durante condiciones de sobretensión en la línea. Esto es, una relación no lineal de tensión vs corriente, o dicho de otra manera una resistencia no lineal. A inicios de 1930 se utilizó el Carburo de Silicio (SiC) en los pararrayos como elemento resistivo no lineal, sin embargo este conducía corrientes considerables en estado estacionario por lo que se tuvo que hacer uso de explosores para contrarrestar esto.
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Sin embargo algunas limitaciones aparecieron relacionadas con la conmutación de protección contra sobretensiones, capacidad de descarga de la energía y la capacidad de liberación de presión. Debido a sus características de descarga vs frecuencia, se dio la necesidad de buscar su optimización, sin embargo perdieron su efectividad, por lo que a principios de los años 70 los pararrayos de óxidos metálicos fueron desarrollados de manera comercial. Estos tienen como característica que son mucho más no-lineales que los de carburo de silicio conduciendo apenas corrientes en el orden de los mA en condiciones normales de tensión. Otra característica es que estos están en capacidad de descargar mucha más energía por unidad de volumen que el de SiC, así como la mejoría en el rango de ondas de sobretensión e incluso una disminución en el peso de estos gracias a la eliminación de los explosores, haciéndolos más manejables.
Figura 2. 19 Pararrayos tipo descargador
En sistemas de distribución comúnmente estos son conectados junto con otros elementos cuya función será la de desconectarlo de tierra en caso de que no este funcionando como se debe y conduzca bajo situaciones normales. El pararrayos sería conectado al sistema hasta que alguien de mantenimiento se encargue. Durante este
28
periodo ningún cliente habría perdido el servicio pero obviamente el sistema también se encuentra sin protección durante este periodo. Dentro de los pararrayos de Óxidos Metálicos cabe mencionar que existen diferentes tipos, sin explosores, con explosores en derivación o bien con explosores en serie, donde la diferencia básica entre ellos esta en los niveles de tensión de descarga a través del pararrayos, ya que para estos dos últimos, con corrientes por encima de cierta magnitud, la tensión de descarga se ve reducida mediante los explosores en derivación, o bien los explosores en serie.
Figura 2. 20 Pararrayos de Óxidos Metálicos sin Explosores
Figura 2. 21 Pararrayos de Óxidos Metálicos con Explosores en Derivación
29
Figura 2. 22 Pararrayos de Óxidos Metálicos con Explosores en Serie
Tres parámetros importantes en los descargadores de este tipo son la Tensión Nominal, la Máxima Tensión de Operación Continua y la Tensión de Descarga o Tensión Residual.
Tensión Nominal del Pararrayos: Duty Cycle Voltage (IEEE); Ur (IEC), corresponde a la máxima tensión permisible entre las terminales del pararrayos, para la cual el dispositivo fue diseñado a operar correctamente bajo sobre tensiones temporales en las pruebas de servicio (duty test).
Máxima Tensión de Operación Continua o Permanente: MCOV (IEEE); Uc (IEC), máximo valor eficaz de tensión que se le puede aplicar a las terminales del pararrayos de manera continua, suele acercarse al 80% de la tensión nominal.
Tensión de Descarga: también denominada como tensión residual por la IEC, corresponde a la tensión entre las terminales del pararrayos, debida al paso de una corriente de descarga. Cabe mencionar que existen gran variedad de tipos de pararrayos de Óxidos Metálicos en el mercado, sobre los cuales se detallará más adelante, así como de los parámetros que los definen y la normativa que los rige.
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Capitulo 3: Análisis de la Normativa Actual Una vez que se tiene claro cual es la función del pararrayos en la línea, así como su funcionamiento básico, se debe considerar cual vendría a ser su ubicación dentro de la línea y cual es el modelo, dentro de la amplia variedad ofrecida en el mercado, que mejor sea adapta a las condiciones presentes en el área servida por la compañía distribuidora, en este caso la CNFL. En la actualidad las empresas dedicadas a la distribución eléctrica en nuestro país cuentan con manuales de montaje de los diferentes equipos de protección para las líneas, dentro de los cuales se encuentran incluidos los pararrayos, por ejemplo en el caso de la CNFL que se colocan siempre que hay un elemento o equipo a proteger, por ejemplo un re-closer, un transformador, entre otros equipos y esto generalmente por su alto valor económico, así como al final de la línea, donde aparecen corrientes reflejadas de las cuales la línea debe ser protegida. Además se tiene que aproximadamente cada siete vanos, se coloca un pararrayos en la línea, tomando en cuenta que entre cada poste hay cerca de 60 metros se estaría colocando un pararrayos cada 420 metros aproximadamente.
31
Figura 3. 1 Montaje de pararrayos para CNFL, S.A.
32
Figura 3. 2 Montaje de pararrayos para el ICE
En las figuras 3.1 y 3.2 se muestran de ejemplo el montaje de pararrayos para líneas trifásicas por parte de CNFL y el ICE. Sin embargo no existe un manual que especifique donde se deben colocar en la línea cada uno, ni que criterios aplicar para su selección. Existen a nivel mundial diferentes organizaciones encargadas de la elaboración de normas relacionadas con el diseño, así como con la aplicación de los pararrayos, 33
como por ejemplo el Institute of Electrical and Electronic Engineers (IEEE), National Fire Protection Association (NFPA), The National Electrical Manufacturers Association (NEMA), Underwriters Laboratories Inc (UL), International Electrotechnical Commission (IEC) y Lightning Protection Institute (LPI) por mencionar algunos. Cada una cuenta con diferentes normas, donde algunas son básicamente de diseño y pruebas mientras que otras incluyen además normas de selección, aplicación o buenas prácticas en lo que respecta protecciones contra descargas atmosféricas. A continuación se muestran algunas de estas normas, donde destacan las relacionadas con la selección y aplicación, ya que son los objetivos del proyecto, y especialmente las relacionadas con pararrayos de óxidos metálicos, además se prestara principal atención a las normas de la IEEE, puesto que a estas son a las que se tuvo acceso en la realización del proyecto y son las siguientes. • •
•
•
•
•
• • •
IEC 60099-4 – Metal-Oxide Surge Arresters Without Gaps for A.C Systems IEEE C62.1 – Standard for Gapped Silicon Carbide Surge Arresters for AC Power Circuits IEEE C62.2 – Guide for the application of Gapped Silicon Carbide Surge Arresters for AC Power Circuits IEEE C62.11 – Standard for Metal Oxide Surge Arresters for AC Power Circuits IEEE C62.22 – Guide for the Application of Metal Oxide Surge Arresters for AC Systems* IEEE 1410-1997 Guide for Improving the Lightning Performance of Electric Power Overhead Distribution Lines* NFPA 780 – Installation of Lightning Protection Systems UL 96 – Lightning Protection Components UL 96A – Installation Requirements for Lightning Protection Systems De dichas normas se analizarán a continuación principalmente la sección 6 de la
IEEE C62.22 correspondiente a “Protección de Sistemas de Distribución”, ya que es una guía de aplicación más que de diseño y se tomara en cuenta también la IEEE 14101997 que es una “Guía Para Mejorar El Comportamiento Bajo Descargas Tipo Rayo De
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Las Líneas Aéreas De Distribución Eléctrica”. Esto sin dejar de lado la Norma 60099-4 de la IEC.
3.1 Sección 6 de la norma IEEE C62.22, Protección de Sistemas de Distribución. Antes de iniciar con el análisis de esta sección de la norma se deben definir algunos conceptos que serán utilizados con frecuencia en el capitulo, el primero de ellos corresponde a la máxima tensión de operación que puede ser aplicada de manera continua o permanente entre las terminales del pararrayos, esta se trata en la norma de la IEEE como MCOV por sus siglas en inglés, la IEC por su parte se refiere a esta misma como Uc, otro termino importante dentro del siguiente capítulo corresponde a la tensión nominal permisible entre las terminales del pararrayos y para las cuales fue diseñado, en la norma se hace referencia a este como duty cycle voltage, y es equivalente al Ur en la norma de la IEC, por último se tiene la sobretensión temporal o TOV y representa la tensión por encima del MCOV a la cuál el pararrayos puede operar para una determinada duración de tiempo, más adelante se definirá mejor cuales son sus limitaciones y como debe ser comparada con el TOV presente en el sistema. Se tiene entonces que, en la sección 6.1 “Introduction”, como su nombre lo indica se da una pequeña introducción de lo que son los rayos como los principios básicos utilizados para la protección de líneas de transmisión aplican también para la distribución haciendo diferencia en que por lo general las líneas de distribución no cuentan con hilo guarda por lo que hay que tomar en cuenta algunas consideraciones. También se presenta un procedimiento para la estimación del margen de protección, esto basados en la Densidad de Descargas Atmosféricas GFD y en el valor de corriente de cresta para condiciones normales. Además hace referencia a como el costo del equipo de protección de una líneas de distribución es significativamente inferior
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comparado con la protección de una subestación pero si se toma en cuenta que en cantidades el equipo a utilizar es bastante, resulta una cantidad a considerar y como resulta más factible seleccionar pararrayos que puedan ser utilizados en situaciones similares, más allá de realizar estudios para situaciones independientes. En la sección 6.2 “General Procedure” se establece el procedimiento general a seguir y las consideraciones a tomar en cuenta en la selección de pararrayos para líneas de distribución. Básicamente dice que el procedimiento general consiste en determinar primero cual es el MCOV de un pararrayos apropiado de tal forma que pueda ser utilizado en todos los lugares similares del sistema de distribución a protegerse. Además, la capacidad de TOV del pararrayos no debe ser superado en magnitud ni duración (en el total de ciclos acumulados) por cualquier otro TOV del sistema donde el pararrayos vaya a ser colocado. En pararrayos para sistemas de distribución, el TOV generalmente se basa en la máxima tensión fase a tierra que puede ocurrir en las fases no falladas durante una falla monofásica a tierra. Otro punto que se menciona en el procedimiento general es la coordinación de aislamiento que se discute posteriormente en el punto 6.5 de la norma y que dice de manera general que para tensiones hasta 15 kV, la coordinación del aislamiento de los equipos conectados no ha sido rigurosamente estudiada porque el margen de protección (MP) entre el BIL estándar de los equipos y las características de protección de pararrayos de distribución modernos es sustancialmente superior al 20%. La coordinación del aislamiento se convierte en una consideración primordial en sistemas de distribución con tensiones superiores, porque se reduce el MP (particularmente cuando se utilizan valores reducidos de BIL). Además la coordinación del aislamiento también puede ser importante para la protección de la línea y para la protección de los
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sistemas de distribución subterránea, estos se detallarán mejor más adelante en el presente capítulo. Un punto importante dentro de esta sección corresponde al 6.2.1 “ Installation practices that jeopardize insulation coordination” que menciona aquellas prácticas de
instalación que ponen en peligro la coordinación de aislamiento. o
Distancias largas entre la línea y la terminal de línea del pararrayos y entre la terminal de tierra del pararrayos y la carcaza del equipo. (ver 6.7.1)
o
Largas distancias de separación entre el pararrayos y el equipo de protección (ver 6.7.2)
o
Fallas de interconexión entre los pararrayos y las terminales de tierra de los equipos. (véase 6.7.4) En el punto 6.2.2 se mencionan todas aquellas aplicaciones que requieren
consideraciones especiales, ya sea con respecto a desempeño de los pararrayos o con respecto a requisitos de protección, de estas se hablara más adelante en el presente capitulo. o
Los sistemas sin aterrizar.
o
Los bancos de condensadores.
o
Los interruptores, reclosers, etc.
o
Los reguladores de tensión.
o
Los circuitos subterráneos.
o
Atmósferas contaminadas. En la sección 6.3 “Selection of arrester ratings ” se inicia con la selección del
índice del pararrayos a utilizar. En primer lugar se menciona que los sistemas protegidos por pararrayos de distribución generalmente son:
37
•
En estrella o delta de tres hilos, alta o baja impedancia conectados a tierra en la fuente.
•
Cuatro hilos multi-aterrizados en estrella.
La correcta aplicación de pararrayos de óxido metálico en sistemas de distribución requiere el conocimiento de dos cosas: •
La tensión máxima de operación normal del sistema.
•
La magnitud y la duración de los TOVs en condiciones de funcionamiento anormales. Esta información es comparada con los índices de MCOV y la capacidad de
TOV del pararrayos. Se debe tener cuidado de no sustituir pararrayos de silicio de carburo con descargadores de óxido metálico que tienen el mismo ciclo de servicio a tensión nominal sin primero analizar la magnitud esperada y la duración de TOVs. Tabla 3. 1 Tensiones comúnmente aplicados a pararrayos del tipo MOV [6] Tensión del Sistema (Vrms) Tensión Nominal 2400 4160Y/2400 4260 4800 6900 8320Y/4800 12000Y/6390 12470Y/7200 13200Y/7620 13800Y/7970 13800 20780Y/12000 22860Y/12000 23000 24940Y/14400 27600Y/15935 34500Y/19920
Tensiones Nominales de Pararrayos (MCOV) comunmente aplicados (kV rms) Cuatro Hilos Tres hilos Tres hilos Tensión Máximo Multiaterrizado, Estrella ja Impedancia a Tie Alta Impedancia a Tierra 2540 3 (2,55) 4400Y/2540 3 (2,55) 6 (5,1) 6 (5,1) 4400 6 (5,1) 5080 6 (5,1) 7260 9 (7,65) 8800Y/5080 6 (5,1) 9 (7,65) 12700Y/7330 9 (7,65) 12 (10,2) 13200Y/7620 9 (7,65) ó 10 (8,4) 15 (12,7) 13970Y/8070 10 (8,4) 15 (12,7) 14520Y/8388 10 (8,4) y 12 (10,2) 15 (12,7) 14520 18 (15,3) 22000Y/12700 15 (12,7) 21 (17,0) 22000Y/12701 16 (12,7) 21 (17,0) 24340 30 (24,4) 26400Y/15240 18 (15,3) 27 (22,0) 29255Y/16890 21 (17,0) 30 (24,4) 36510Y/21080 27 (22,0) 36 (29,0)
La tabla 3.1, extraída de la norma, brinda tensiones nominales de pararrayos de óxidos metálicos comúnmente aplicadas en sistemas de distribución, mientras que en la
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tabla 3.2 se muestran las características de protección de pararrayos de óxido metálico de distribución. Tabla 3. 2 Características de protección típicas para pararrayos [6] Rangos de Tensión (kV-rms) Tensión MCOV Nominal 3 2,55 6 5,1 9 7,65 10 8,4 12 10,2 15 12,7 18 15,3 21 17 24 19,5 27 22 30 24,4 36 29
Niveles de Protección - Rangos de la Industria FOW
Tensión de Descarga (8/20 µs) 5 kA 10 kA 5 kA 10 kA 11,2 - 17 13,5 - 17 10,2 - 16 9,1 - 16 22,3 - 25,5 26,5 - 35,3 20,3 - 24 18,2 - 25 33,5 - 36 26,5 - 35,3 30 - 33,5 21,7 - 31,5 36 - 37,2 29,4 - 39,2 31,5 - 33, 24,5 - 35 44,7 - 50 35,3 - 50 40,6 - 44 32,1 - 44 54,0 - 58,5 42,0 - 59 50,7 - 52 35,9 - 52 63 - 67 51,0 - 68 58,0 - 60,9 43,3 - 61 73 - 80 57,0 - 81 64,0 - 75 47,8 - 75 89,0 - 92 68,0 - 93 81,1 - 83 57,6 - 83 94,0 - 100,5 77,0 - 102 87,0 - 91,1 65,1 - 91 107 - 180 85,0 - 109,5 94,5 - 99 71,8 - 99 125 99,0 - 136 116 83,7 - 125
La sección 6.3.1 nos habla de los valores MCOV de los pararrayos, se debe ser consiente en que los pararrayos de óxidos metálicos están continuamente expuestos a altos niveles de tensión de fase. El valor MCOV para un pararrayos es el máximo valor designado (rms) de tensión que puede ser aplicado sin interrupción entre los terminales del pararrayos. En consecuencia, el índice MCOV debe ser al menos igual a la tensión máxima de funcionamiento continuo esperado en el lugar donde el pararrayos se va a colocar. Pasando a la sección 6.3.2 se explica la Sobretensión Temporal (TOV) y como los pararrayos contra sobretensiones son capaces de operar por períodos limitados de tiempo sobre su MCOV. La cantidad de sobretensión que un pararrayos puede tolerar con éxito, depende de la longitud de tiempo que existe dicha sobretensión. Los fabricantes pueden describir la capacidad de sobretensión de los pararrayos en forma de una curva que muestra sobretensión temporal en función del tiempo permitido. Una curva típica se muestra en la figura 3.3 (Estas curvas son sensibles a la temperatura ambiente y a la absorción de energía previa a la sobretensión)
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Figura 3. 3 Curva típica de TOV para un pararrayos sin explosores MOV
Para garantizar que la capacidad TOV del pararrayos no se supera, el TOV máximo del sistema debe ser determinado, así como el tiempo máximo que el sistema opera en ese estado anormal. Este estado de tensión anormal puede tener múltiples causas, por ejemplo: sobretensiones en una fase no fallada durante una falla monofásica a tierra, transitorios de conmutación y ferroresonancia. En el caso de la sobretensión debida a una falla monofásica a tierra, la norma permite multiplicar la tensión de línea máxima de operación (fase-fase) por el coeficiente de aterrizamiento (COG). En la figura 3.4 se detalla el cálculo tomado de la norma. Se debe señalar que dicho método se basa en la utilización redes de secuencia e impedancias equivalentes vistas desde el punto donde ocurre la falla.
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Donde:
Figura 3. 4 Cálculo del COG.
R0 Resistencia de secuencia cero. R1 Resistencia de secuencia positiva. R2 Resistencia de secuencia negativa. X0 Reactancia de secuencia cero. X1 Reactancia de secuencia positiva. X2 Reactancia de secuencia negativa.
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Durante este tipo de falla, el pararrayos se somete a un TOV cuya duración está en función de los tiempos de funcionamiento de los relés de protección y dispositivos de interrupción de falla. El MCOV del pararrayos seleccionado debe ser lo suficientemente alto para que ni la magnitud ni la duración de la TOV relacionada con la falla excedan la capacidad del mismo. En la sección 6.3.2.1 “ Aplicación de pararrayos en sistemas de distribución” se hace referencia al uso de la curva TOV, donde básicamente se toman dos valores, según la sección 5.3.2 y tomando como ejemplo la figura 3.5, de la curva superior se puede obtener el valor del tiempo permisible al cual puede ser sometido el pararrayos para un MCOV determinado, mientras que la curva de abajo muestra lo mismo pero toma en cuenta que el pararrayos puede haber absorbido energía del sistema previo a la sobretensión.
Figura 3. 5 Ejemplo de curva TOV típica, con energía previa absorbida del sistema
Para los sistemas de distribución, el problema habitual no es la falta de datos, sino más bien un gran número de lugares, sobretensiones y duraciones distintas. Estas diferencias deben tenerse en cuenta para determinar el tipo de pararrayos a utilizar en el alimentador completo. Además dice que la ferrorresonancia es una preocupación particular sobre los sistemas de distribución y aplicaciones propensas a esta pueden requerir atención de 42
pararrayos. Cuando los datos exactos de sobretensiones y sus respectivas duraciones se encuentren disponibles, estos datos se pueden comparar con la curva estándar para seleccionar el pararrayos. Si se presentaran fallas en los pararrayos atribuibles al TOV, la selección de la tensión nominal superior siguiente puede resolver el problema, o en casos extremos, un estudio del sistema puede garantizar determinar el TOV en amplitud y duración en las locaciones problemáticas. En cuanto a la aplicación de pararrayos en generadores de distribución, la sección 6.3.2.2 menciona que se pueden producir sobretensiones cuando el generador y una parte de la red de distribución se separan de los clientes. Esto se conoce como “islanding” o isla. En el pasado esto no había sido un problema, en parte gracias a que las unidades de generación que estaban en funcionamiento eran pocas y la mayoría eran muy pequeñas. Como el uso de generadores a nivel de distribución ha aumentado así como su tamaño, la generación de sobretensiones podría convertirse en un problema. Los estudios sugieren que los pararrayos sobreviven la mayor parte de las veces a estas situaciones si el sistema de protección puede desconectar el generador del sistema en unos pocos segundos. Los esquemas de protección de fallas utilizados en el lugar de generación se esperan que detecten la condición de “isla” y se de la desconexión del sistema en cuestión de unos segundos. En los sistemas con una gran generación en comparación a la carga posible, las compañías pueden considerar el uso de pararrayos con nivel mayor. En la sección 6.3.3 se hace una diferencia entre normal duty vs heavy duty donde se habla de que la diferencia en la utilización de uno u otro termino es más bien subjetiva y queda a criterio de quien lo utiliza, sin embargo para entender mejor la
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diferencia se presenta una tabla con las diferencias en las pruebas de diseño para pararrayos normal duty y heavy duty. (IEEE Std C62.11-1993). Tabla 3. 3 Requerimientos en las pruebas para los diferentes tipos de P ararrayos. [6] Tipo de Prueba Corriente de gran amplitud Corriente de larga duración Impulso de corriente
Servicio Normal 65 kA (4/10 µs) 75 A x 2000 µs 5 kA (8/20 µs)
Servicio Pesado 100 kA (4/10 µs) 250 A x 2000 µs 10 kA (8/20 µs)
Ya ahora de la tabla se puede deducir que el pararrayos para uso pesado o heavy duty puede descargar una energía mayor que aquellos de uso normal, por lo que los primeros se deben utilizar cuando se quiera soportar una descarga mayor a lo normal. Por ejemplo, altas energías debidas a tormentas en lugares con un alto número anual de días de tormenta, donde la caída de rayos son más frecuentes y puede haber un mayor número de descargas por encima de 65 kA. Este tipo de pararrayos también podrían ser elegidos para que se desempeñen en situaciones de altos aumentos repentinos de energía, como al desconectar grandes cargas capacitivas. Para estos casos, otras clases de pararrayos pueden ser consideradas. La corriente total de un rayo es poco probable que sea descargada por un único pararrayos y la cantidad de corriente descargada por este depende de la distancia entre el impacto y el pararrayos, así como de la presencia de otros pararrayos, y el nivel de aislamiento de la línea. Finalmente, la norma recomienda que antes de seleccionar cualquier supresor de picos o pararrayos, todas las características, incluyendo los aspectos económicos, deben ser analizados. En la sección 6.4 “ Distribution system overvoltages” ya se habla propiamente de las sobretensiones en líneas de distribución, y dentro de las principales sobretensiones descritos en la norma están las que se mencionan a continuación:
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Sistemas de cuatro hilos, en estrellas y multi-aterrizados (6.4.1). En estos casos se menciona que el MCOV del pararrayos debe ser igual o superior a la tensión máxima continua que será aplicada al pararrayos. Como alternativa al cálculo de las tensiones de fase a tierra durante fallas a tierra, la norma propone el suponer un TOV, en las fases no falladas, que supera la tensión nominal de fase en la línea por un factor de 1.25. Dicho factor sería utilizado cuando se tiene una baja resistencia entre la línea y tierra, menor a 25 Ω, y siempre y cuando el calibre del neutro sea al menos el 50% del conductor de fase, de no ser así el factor aplicado será mayor. Muchas compañías utilizan para este cálculo un factor de 1.35.
Sistemas de tres hilos, aterrizados y de baja impedancia, aterrizados solamente en la fuente. (6.4.2) Al igual que en el caso anterior, el MCOV del pararrayos debe ser igual o superior a la tensión máxima continua que será aplicada al pararrayos. Sin embargo para la estimación de la tensión de fase a tierra durante fallas monofásicas a tierra, la práctica general según la norma, consiste en asumir un TOV en las fases no falladas de 1.4 p.u. En cuanto a la duración máxima de este TOV tiene que ser determinada y se debe examinar la curva para asegurarse de que el pararrayos puede soportar el TOV durante la falla. Si el sistema se aterriza a través de una impedancia, el aumento en la tensión en las fases no falladas fácilmente podría superar este 1.4 p.u. y por lo tanto deberá ser calculado. Al ocurrir un fallo en la instalación del pararrayos, la tensión en las fases no afectadas puede aumentar en el orden de 80% debido a la resistencia de la tierra en el punto de la falla. Los valores para ambas fases deben ser calculados desde la tierra, a través de la resistencia y podría resultar en valores desiguales.
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Cuando existe la posibilidad de un “backfeed” en una parte del circuito, la cual ha sido desconectada de la fuente a través de dispositivos como transformadores o condensadores que se encuentran conectados en esa parte del circuito, el TOV debe asumirse como igual a la máxima tensión de línea. En estos casos se puede suponer que la duración de esta condición se encuentra dentro de la capacidad del pararrayos. Si la duración no pudiera ser determinada, el pararrayos debe seleccionarse de manera que su valor de MCOV sea igual o superior al máximo nivel de tensión de línea en el sistema.
Sistemas de tres hilos, alta impedancia de tierra, o sistemas conectados en delta. (6.4.3) Nuevamente el MCOV debe ser igual o superior a la tensión máxima continua que será aplicada al pararrayos. Durante una falla monofásica a tierra, la tensión de fase en las otras dos fases, alcanzará valores equivalentes a la tensión de línea. Debido a que los valores de la corriente de falla son extremadamente bajos, los esquemas de protección pueden permitir que estas fallas persistan un tiempo considerable. Como consecuencia, la practica general es elegir un pararrayos cuyo MCOV sea superior al máximo nivel de tensión de línea en el sistema. Un MCOV podrá ser utilizado en donde un relevador limite la duración de la falla, pero el pararrayos debe tener la capacidad de soportar la tensión de línea durante el máximo tiempo requerido para limpiar la falla.
Sobretensión causada por efecto de la ferrorresonancia. (6.4.4) Sobretensiones ferrorresonantes se producen cuando una inductancia con núcleo ferromagnético saturable interactúa con una capacitancia. La topología del circuito L-C en serie, usualmente resulta cuando un transformador trifásico, o bien un banco de transformadores, se queda con una o dos fases desconectadas de la fuente. La capacitancia esta dada por la línea, por cables subterráneos, capacitancia interna en los
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devanados del transformador, o por bancos de capacitares en paralelo. Para que el circuito ferrorresonante aparezca, una de las siguientes combinaciones debe estar presente: •
Un transformador sin conexión a tierra con conexión primaria (delta, delta abierta, estrella sin aterrizar, transformador trifásico o banco) y una capacitancia de fase conectada a la fase del transformador desconectada de la fuente.
•
Un transformador estrella-estrella, aterrizado, o bien un banco, con una o dos de las fases desconectada de la fuente, y una capacitancia sin aterrizar conectada entre las fases abiertas del transformador en cualquiera de las terminales de este, ya sea primarias o secundarias. La capacitancia sin conexión a tierra se da típicamente en la forma de un banco de capacitores en delta o estrella sin aterrizar, o por la longitud de la línea trifásica primaria.
•
Transformadores trifásicos estrella-estrella, aterrizados, construidos con núcleo “five-leg” o “four-leg”, que cuentan con una o dos fases desconectadas de la fuente, y además cuentan con capacitancia(s) fase a tierra conectada a alguna de estas mismas fases, ya sea en el lado primario o secundario. La magnitud de la sobretensión ferrorresonante depende de los devanados
primarios del transformador, así como de la capacitancia presente, en comparación con las características del transformador. Estos tienden a ser más severos para transformadores de altos niveles de tensión, transformadores pequeños en cuanto a kVA, y aquellos con alta eficiencia (pequeñas pérdidas en el núcleo). Para transformadores sin puesta a tierra en el primario, sobretensiones por ferrorresonancia pueden alcanzar fácilmente de 3 a 4 p.u. la capacitancia interna del transformador puede a menudo ser suficiente para provocar ferrorresonancia en transformadores y bancos sin aterrizar.
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Las magnitudes de sobretensiones relacionadas con transformadores estrella, aterrizados, construidos con núcleo “five-leg” o “four-leg” pueden sobrepasar los 2.5 p.u. Cables subterráneos con longitudes en el orden de pocos cientos de pies, son suficientes para crear valores cresta de tensión de esta magnitud. Capacitancias suficientes en comparación con las características del transformador se encuentran presentes en transformadores que se encuentran virtualmente descargados (cargas menores que un pequeño porcentaje). La sobretensión ferrorresonante puede persistir el tiempo que permanezca la condición de fase abierta. En la práctica, la condición de una fase abierta es usualmente el resultado de interrupciones intencionales por parte de compañías distribuidoras, o debidas a la operación de un dispositivo protector como por ejemplo un fusible, en el primer caso la sobretensión estará presente hasta que la ultima fase sea interrumpida por parte de la compañía, mientras que en el caso de la acción de un fusible este puede estar presente un periodo extendido de tiempo. Estas sobretensiones de ferrorresonancia pueden resultar en la falla del pararrayos. El circuito ferrorresonante, como se le quiera ver, es una fuente de alta impedancia y el pararrayos limitaría la tensión mientras se descargan corrientes relativamente pequeñas. Como consecuencia la acumulación de energía es relativamente lenta y el pararrayos a menudo puede soportar la exposición a estas sobretensiones por periodos de varios minutos. Las curvas de TOV para pararrayos están basadas en la aplicación de fuertes tensiones y no necesariamente reflejan la habilidad del dispositivo para soportar la sobretensión debida a este fenómeno. Si los elementos de la válvula del pararrayos se elevan a una temperatura excesiva por la exposición a sobretensiones ferrorresonantes, la falla de este no es evidente hasta que la fase abierta, a la que el
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pararrayos está conectado, se vuelva a cerrar perfectamente a la fuente de sistema de baja impedancia. En muchos casos, el pararrayos no es llevado por ferrorresonancia hasta un sobrecalentamiento durante el breve tiempo requerido para completar la operación de interrupción. Además, donde el dispositivo tenga la habilidad de disipar el calor al ambiente sin un exceso de temperatura en el mismo, este podría sobrevivir a la exposición. Con las debidas consideraciones del circuito ferrorresonante y las características térmicas del pararrayos, se puede proveer un medio para la limitación de sobretensiones ferrorresonantes en aquellas situaciones donde esta no pueda ser fácilmente evitada.
Sobretensión causada por Backfeed (6.4.5) o
Bancos Estrella-Delta sin aterrizar (6.4.5.1)
Bancos de transformadores en la configuración Estrella-Delta sin aterrizar, son particularmente susceptibles a sobretensiones por ferrorresonancia. Además estos presentan una condición inusual para pararrayos instalados en una fase abierta de la Estrella con una carga desbalanceada conectada en el Delta. El anexo E de la norma presenta la siguiente imagen, donde se observa como el nivel de tensión en el pararrayos puede llegar a alcanzar los 19. 5 kV que corresponde a 2.7 p.u.
Figura 3. 6 Anexo E de la norma con banco estrella – delta sin aterrizar
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Figura 3. 7 Anexo E de la norma, mostrando el efecto del backfeed en la conexión estrella delta sin aterrizar
Sin embargo la recomendación de la norma no va por instalar un pararrayos con mayor capacidad, sino seguir las siguientes recomendaciones: a) Balancear la carga lo mejor posible, de tal forma que en cada fase del delta, no hayan más de cuatro veces la carga de cualquiera de las otras dos fases. Entre más balanceadas estén las cargas servidas por este transformador menor será el riesgo de estas sobretensiones. b) Aterrizar la estrella. Esto podría eliminar el problema, pero puede plantear problemas por servir cargas trifásicas y mofásicas desbalanceadas. Esto también provee un camino para las corrientes de secuencia cero que pueden ser problema.
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c) Cerrar la desconexión de último en la fase con la carga monofásica mayor. d) Aplicar un resistor a tierra en el neutro de la estrella sin aterrizar. e) Cerrar el interruptor de puesta a tierra en el neutro durante la energización de las fases, y abrirlo después que las tres fases han sido cerradas. Dicho interruptor debe ser capaz de soportar la corriente de desbalance que pueda fluir. f) Colocar los pararrayos en el lado de la fuente, en lugar del lado de la carga, de los circuitos interruptores, con el fin de prevenir daños en el pararrayos debido a sobretensiones de backfeed . Se debe recalcar que esta conexión no brinda protección contra ferrorresonancia ni tampoco contra la sobretensión backfeed descrita en 6.4.4. En el caso de CNFL esta configuración está presente en el sistema subterráneo de San José, y se encuentra estandarizado en un manual, que cumple con la norma, para el resto se presenta la configuración estrella – estrella multiaterrizado. o
Subestación con doble transformador (6.4.5.2)
El anexo F de la norma presenta una situación, donde se pueden presentar sobretensiones en los pararrayos de una subestación con doble transformador.
Figura 3. 8 Anexo F de la norma, doble transformador
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Aunque un fallo monofásico a tierra en el primario de un transformador esta aislado del sistema de suministro de alta tensión, el circuito fallado esta siendo energizado por el otro transformador a través del interruptor normalmente cerrado. Los pararrayos en las fases no falladas del lado donde ocurrió la falla, verán una sobretensión de 1.73 p.u. hasta que el interruptor se abra.
Efecto del aterrizamiento del neutro en la magnitud de la sobretensión. (6.4.6) Estudios recientes, sobre el efecto del tamaño del cable neutro en las sobretensiones en sistemas de distribución, mostró que valores tan altos como 1.68 p.u. pueden ocurrir en las fases sin falla, si el conductor neutro está aterrizado inadecuadamente o bien si el calibre es muy pequeño. También se menciona como puede ocurrir al convertir un viejo sistema sin conexión a tierra y se recalca la importancia así de las buenas puestas a tierra durante la construcción y mantenimiento. Cuando la resistividad del terreno, o conversión de un sistema resulta en algo que no esta efectivamente aterrizado, se le debe dar atención a la capacidad de TOV del pararrayos. Un ciclo de servicio y un MCOV mayor pueden ser requeridos, si se llegasen a incrementar, se debe revisar nuevamente la coordinación de aislamiento para asegurar los márgenes de protección se siguen cumpliendo.
Tensión Regulada. (6.4.7) Al utilizar reguladores para controlar el nivel de tensión del sistema, se requiere de un cuidado especial para asegurarse que el MCOV del pararrayos no se supera. Por ejemplo, cambios de tensión pueden resultar cuando tres reguladores monofásicos están instalados en un sistema inestable en un punto neutro. Cuando tres reguladores monofásicos se conectan en estrella, la medida de control es de línea a neutro, de tal forma que si el neutro es flotante, no hay punto de referencia estable para excitar a los
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controles de regulador. Cada control regulador va a medir este cambio y va a tratar de corregirlo. La operación de los reguladores en estas condiciones será errática.
Aterrizamiento No-Efectivo de Sistemas. (6.4.8) Un sistema se considera con un aterrizamiento no-efectivo, cuando su coeficiente de aterrizamiento excede el 80%. Este valor puede ser excedido cuando el índice X0 /X1 del sistema es negativo, o es positivo con un valor mayor o igual a 3, o también cuando el índice R0 /X1 del sistema es positivo y mayor o igual a 1. Como la sobretensión temporal suele ser mayor en un sistema con estas características, es común el utilizar un nivel de tensión mayor para la escogencia de un pararrayos para un sistema con un aterrizamiento no-efectivo. Mientras que para un sistema aterrizado de manera efectiva puede utilizar un MCOV de 80% de la tensión fase-fase, un sistema que presente estas condiciones a menudo requiere de un MCOV de 100% donde fallas a tierra son eliminadas en pocos segundos. Estos sistemas pueden incluir tres o cuatro cables con un neutro aterrizado ya sea directamente, o por medio de una pequeña inductancia o resistencia. En estos casos se debe revisar las condiciones de tierra para determinar el coeficiente de aterrizamiento actual, así como el tiempo máximo para limpieza de falla, para compararlo con la capacidad TOV del pararrayos. Se debe tener en cuenta que hay factores estacionales que pueden afectar dichos valores. Se deben revisar las condiciones de sobretensiones y tiempos de fallas para el peor de los casos para determinar así el MCOV. Deltas sin aterrizar, y sistemas con altas resistencias de tierra, así como en el neutro son típicamente sistemas con aterrizamiento no-efectivo y si las fallas a tierra no son rápidamente limpiadas, estos sistemas pueden requerir pararrayos con ciclos de servicio por el rango de 125% de la tensión de línea del sistema. La norma también menciona que arcos de alta impedancia pueden ocurrir en
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sistemas sin aterrizar y pueden resultar en sobretensiones excesivamente altas, por encima del nivel de tensión fase-fase, y que pueden ocasionar la falla del pararrayos. La coordinación de aislamiento en sistemas de distribución se trata en la sección “6.5 Insulation coordination” la norma menciona que usualmente esta basada en los siguientes márgenes de protección: CWW MP L1 = − 1 × 100% di FOW + L dt
MP L 2
=
BIL LPL − 1 × 100%
(3.1)
(3.2)
MPL1 es el margen de protección de frente de onda (en porcentaje) MPL2 es el margen de protección de onda completa (en porcentaje) CWW es Resistencia de Onda en Picada de los equipos protegidos (en kilo Volts) FOW es el nivel de protección "frente a la onda” del pararrayos (en kiloVolts) BIL es el nivel básico de aislamiento al impulso del equipo protegido (en kilo Volts) LPL es el nivel de protección de rayo (en kilo Volts) L di/dt es la caída de tensión del cable de conexión (en kilo Volts) Para aislamiento en aire, aceite o sólido el CWW puede ser asumido como un 1,15% del BIL, para aislamiento en seco el CWW se asume como igual al BIL. La regla general establecida en la norma dice que tanto el MPL1 y el MP L2 deben ser al menos el 20%. Sin embargo, la experiencia con protecciones contra sobretensión en sistemas de distribución (15 kV o menos) se ha adquirido con márgenes de protección muy superiores al 20%, por lo general superior a 50%. Los efectos de la separación se minimizan al conectar el pararrayos directamente por encima del equipo de aislamiento.
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La tensión de la descarga de un pararrayos es mayor para el rayo menos frecuente, y se incrementa con mayores tasas de aumento de la corriente del relámpago. Es una práctica común el seleccionar un valor de referencia para la corriente de descarga que sea poco frecuente de ser superada. La tensión de descarga para este nivel de referencia se utiliza para calcular MPL2. Obviamente, la selección de un nivel de referencia superior dará lugar a valor de MPL2 más pequeño para un BIL dado. No hay un nivel de corriente de descarga universalmente aceptado en el cual basar la coordinación de aislamientos. Corrientes en el rango de 10kA a 20 kA se utilizan frecuentemente, 10 kA para las zonas de baja densidad de descargas atmosféricas, 20 kA (o más) para zonas de alta densidad. En la norma se dice que esto cuenta también para corrientes de rayo con mayor velocidad de subida que las usadas en pruebas estándares para hacer mediciones o incluso cuando rayos severos son comunes. (Valores de tensión de descarga para pararrayos pueden ser obtenidos del fabricante para corrientes superiores a 20 kA). La aplicación estricta de la norma de margen de 20%, entonces se favorecería al uso de pararrayos con tensiones de baja descarga. MPL2 incluye un ajuste para la tensión desarrollada a través de pararrayos y del cable conector. La tensión de descarga característica del pararrayos que se debe usar, según la norma, para coordinación de aislamiento es el total de la tensión de descarga de pararrayos más la tensión del cable de conexión. El mantenimiento de longitudes de cable lo más cortas posibles es particularmente importante cuando se habla de protección de sistemas subterráneos. Además en la sección 6.6 “Protection of distribution lines” de la norma se menciona como los pararrayos han venido siendo utilizados como opción a los hilos guarda para la protección de líneas aéreas. Aparte se habla de cómo dicha protección ha sido estudiada y se han presentado reportes con respecto al grado de protección
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brindado por los pararrayos pero sin llegar aún a conclusiones que permitan normalizar el uso de pararrayos para estos fines. Más adelante en la sección 3.2 de este capítulo se detalla el contenido de la norma IEEE Std 1410 referente a los efectos de la colocación de pararrayos en la línea con el fin de proteger el aislamiento de esta. En la sección 6.7 titulada “ Arrester connections” como su nombre lo indica, se presta mucha atención a los factores que se deben tener en cuenta a la hora de realizar las conexiones propiamente de los pararrayos al equipo a proteger, y que ya habían sido mencionadas en la sección 6.2.1 “ Installation practices that jeopardize insulation coordination” por ejemplo en la sección 6.7.1 se mencionan los efectos de las distancias
de los conectores, dicho efecto se refiere básicamente a que el paso de corrientes a través del cable conductor produce una tensión que se suma a la tensión de descarga del pararrayos, la longitud del conductor se mide desde el punto en el cual se efectúa la conexión de la línea del pararrayos hasta el punto de interconexión entre la toma de tierra del pararrayos y la toma de tierra de los equipos a proteger. De ahí el por qué se desea que las distancias sean las menores posibles. La norma también menciona que el efecto del diámetro es relativamente menor, mientras que pruebas realizadas indican que una inductancia típica representativa podría ser de 0,4 µH/ft (1,3 µH/m) y la inductancia por unidad de longitud del conductor para un conductor embobinado será mucho mayor que este valor. Por esta razón, el conductor de conexión para pararrayos no debe ser de esta forma. Otro efecto que se considera es el de las distancias de separación, la norma sugiere que debido a que los pararrayos muchas veces se utilizan para proteger algún equipo, la recomendación es que estos entonces se ubiquen lo más cerca posible de los mismos, y en el anexo C de la norma viene todo un procedimiento para realizar el cálculo de la distancia de separación máxima entre el pararrayos y el equipo a proteger.
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Figura 3. 9 Anexo C de la norma, efecto de la distancia entre el pararrayos y el equipo
Esto es verdaderamente importante cuando se utiliza un pararrayos para proteger un equipo que está conectado a una línea que va en dos direcciones desde su punto de entrada, como en el caso de un transformador. Las sobretensiones pueden venir del lado sin protección y pueden exceder el nivel de protección del pararrayos disminuyendo así su efectividad, y podría fallar el equipo. También las sobretensiones que aparecen del lado del transformador serán limitadas por el pararrayos, pero el efecto de la separación puede ser alto. En cuanto a la localización de pararrayos respecto a equipos de fusibles se habla en 6.7.3 donde se menciona que el colocar un pararrayos en el lado de la fuente de un cortacircuito a menudo resulta en grandes distancias de cable, que como ya se mencionó antes, puede afectar la protección del equipo. Colocar el corta circuitos por delante del pararrayos, disminuye la distancia, y además permite que el fusible pueda ser usado para limpiar una falla pequeña, sin embargo, requiere que este cargue con la corriente de descarga del pararrayos, en caso de presentarse una, lo que puede resultar en daños en el fusible.
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Figura 3. 10 Localización de los pararrayos con respecto al fusible protector
La norma presenta algunas alternativas que permiten tanto la protección de sobrecarga de transformadores, así como evitar el exceso de longitudes en los cables del pararrayos como la utilización de fusibles dobles, con sensibilidad de baja corriente para protección de sobrecarga e inmunidad para corrientes de descarga de rayos, aplicados delante del tanque del transformador, o bien del pararrayos interno. Siempre dentro de la sección 6.7 hay un apartado dedicado a la interconexión de tierras, donde por ejemplo se recomienda aterrizar tanto el primario como el secundario en un transformador de distribución, y donde las regulaciones locales lo permitan este aterrizamiento debe hacerse a los tanques, reclosers y todo aquel hardware relacionado con el equipo a proteger.
Figura 3. 11 Interconexión a tierra
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En cuanto a la espacio o distancia que debe haber entre los pararrayos y los conductores energizados, equipos y tierras se presenta la tabla 3.4 con las distancias mínimas que según la norma se deben mantener para una apropiada coordinación de aislamientos. Sin embargo se menciona que regulaciones u otras consideraciones pueden resultar en distancias mayores en lugares expuestos. Tabla 3. 4 Distancias mínimas recomendadas con respecto a equipo energizado. [6] Tensión Nominal del Pararrayos (kVrms) 3 6 9 10 12 15 18 21 24 27 30
BIL (kV cresta) 45 60 75 75 85 95 125 125 150 150 150
Distancia minima recomendada (mm) A Tierra Entre Fases 45 51 70 83 102 121 102 121 121 140 140 165 203 229 203 229 241 279 241 279 241 279
La sección 6.8 “Special applications” de la norma está dedicada como su nombre lo indica a aplicaciones especiales, dentro de los cuales destacan bancos de capacitores, switches, reclosers, seccionadores, reguladores y aparatos en serie, auto transformadores, equipos y sistemas subterráneos, atmósferas contaminadas y la protección de transformadores de sobretensiones en el lado de baja. Para el caso de los bancos de capacitores, montados en postes, estos pueden estar protegidos por una conexión línea a tierra de un pararrayos montado en el mismo poste que el banco. La conexión debe ser como se menciono en el 6.7 y el rango del pararrayos suele ser el mismo que en el resto del sistema. Bancos de capacitores conectados en estrella aterrizada, se pueden cargar de altas tensiones debidas a corrientes de rayo. Cuando estos se protegen con pararrayos de óxidos metálicos, estos solo pueden ser cargados al nivel de protección del pararrayos. La corriente será compartida por el pararrayos y el banco, durante el tiempo
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que dure la descarga. Al finalizar esta, el pararrayos cesa la conducción dejando alguna carga en el capacitor. Como resultado la energía disipada por el pararrayos tiende a ser menor que la que se disiparía en un pararrayos de carburo de silicio. La operación de pararrayos en bancos sin aterrizar usualmente es causada por transitorios de alta tensión de la línea al banco, desarrollada entre el neutro y la tierra. Se agrega entonces un transientes de energía relativamente pequeño a la energía almacenada en el capacitor. Por lo tanto ninguna capacidad extra de alta energía es necesaria en los pararrayos encargados de proteger bancos de capacitores. Por otro lado si el banco de capacitores tiene conmutación podrían estar expuestos a aumentos repentinos de energía si la apertura del switch ocurre mientras la energización del banco esta llevándose a cabo, en este caso se deberá consultar al fabricante para la selección del pararrayos indicado. Para el caso de la protección de switches, reclosers, seccionadores, etc., se menciona que los interruptores operados en posición normalmente abierta deberán ser protegidos por pararrayos a ambos lados del mismo. Para el caso especial de interruptores en sistemas subterráneos la norma tiene una sección dedicada a esto. Para el caso de los reclosers estarán mejor protegidos al instalar pararrayos en ambos lados, en el lado de la fuente, así como de la carga. Sin embargo, algunos reclosers están diseñados con un bypass incorporado. Un grado razonable de protección se obtiene si se asume que el recloser opera normalmente en la posición cerrada, y colocando así un único pararrayos de línea a tierra, en el lado de la fuente. Sin embargo se debe aclarar que existirá un riesgo de daño por descarga atmosférica mientras el recloser este abierto por alguna razón. Por lo general los pararrayos son del mismo rango que los utilizados en otras partes del sistema.
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En cuanto a reguladores de tensión, la norma sugiere protegerlos a ambos lados, del lado de línea y del lado de la carga con el mismo tipo de pararrayos que los utilizados para el resto del sistema, y para una protección más eficaz dice que debieran los pararrayos estar montados en el tanque, con la tierra conectada a este. En cuanto al devanado serie del regulador dice que suelen estar protegidos por pararrayos seleccionados por el fabricante. Siempre hablando de reguladores pero en este caso de reguladores de tensión
barra en subestaciones, estos a menudo están protegidos por pararrayos tipo estación o tipo intermedio, ya sea en los conectores de subestación o en los bushing de baja del transformador, además por pararrayos de distribución adyacentes en los alimentadores de salida. La norma menciona para el devanado serie, que en vista de que se puede obtener un nivel de servicio exagerado por la desproporcionada corriente de entrada descargada por el pararrayos de estación como consecuencia de sus características de descarga, entonces se sustituyan al menos los pararrayos tipo intermedio por descargadores de distribución en las terminales de salida de la línea. La norma menciona además que las observaciones acerca de devanados series en reguladores aplican para autotransformadores, y para otras aplicaciones pararrayos en las terminales de alta y baja, con el pararrayos de interconexión al tanque serán suficientes. En la sección 6.8.4 “Protection of equipment on underground systems ” se detallan varios métodos para el calculo de nivel apropiado de protección de un sistema subterráneo. Usualmente las secciones subterráneas dentro de los sistemas de distribución son vistas ya sea como cables que recorren distancias cortas hasta algún transformador, o bien como conductores de largas distancias con equipos conectados como transformadores, seccionadores y demás equipos de protección. En ambos casos el sistema se modela como un cable largo terminado en un punto abierto.
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Sobretensiones entran al sistema subterráneo desde la transición del sistema aéreosubterráneo. La magnitud de entrada de esta sobretensión esta limitada por el pararrayos en el “riser pole” o punto de transición, sin embargo por el cable viajara una sobretensión que afectará al equipo conectado, y que se verá amplificada por el efecto de la onda reflejada en este punto abierto. La mayoría de los problemas en estos sistemas se centran en esto y en lo conveniente de colocar los pararrayos lo más cercano posible a estos puntos.
Figura 3. 12 Efecto de una sobretensión en la transición del circuito aéreo a subterráneo
Como se mencionó antes la norma detallada varios métodos para estimar el nivel de protección adecuado, sin embargo la CNFL cuenta con un manual reciente,
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estandarizado basado en diferentes normas como la NEMA ANSI C-62.11 y la ANSI/IEEE 386 para este tipo de sistemas, donde se establece que se colocará un pararrayos de uso pesado (heavy duty) en toda transición aéreo-subterráneo, así como uno tipo codo, en cada fase del último equipo de cada ramal. Los valores para estos serán un MCOV 22 kV y rango de 27 kV y 10 kA, encapsulado en hule siliconado y del tipo oxido metálico, y para el tipo codo, serán clase 35 kV, MCOV 22 kV y rango de 27 kV. En cuanto a la operación en ambientes contaminados la norma dedica una sección donde menciona que estudios han mostrado que las fallas de los pararrayos empastillados de carburo de silicio como resultado de la operación de en ambientes contaminados son muy raras. Debido a que los pararrayos de óxido metálico son usualmente construidos sin “gaps” internos o espacios, fallas internas debidas a contaminación externa no deberían ser un factor. Sin embargo, fallas externas como en la cubierta del pararrayos pueden deberse a efectos de contaminación por efecto de acumulación de contaminantes y condiciones de lluvia ligera o niebla. La solución más común es la limpieza periódica de la cubierta, y en muy pocos casos aplicarle grasas no-conductivas que repelan estos contaminantes. En la sección 6.8.6 dedicada a sobretensiones en el lado de baja o secundario de los, se explica como pueden provocar la falla del aislamiento del devanado primario o bien secundario. Corrientes de descarga relativamente pequeñas en el devanado del secundario 120/240 V pueden inducir altas tensiones en el primario. Este fenómeno transitorio en el secundario es la mayor causa de fallas en transformadores de distribución. Transformadores con devanados entrelazados se cree son menos susceptibles a este tipo de fallas, una adecuada protección del secundario aplicada a
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devanados no entrelazados se cree que es capaz de proveer el mismo nivel de protección. El impacto de un rayo, ya sea al primario o al secundario puede producir sobretensiones en el secundario. Rayos en el lado primario elevan el potencial del secundario por encima del potencial de servicio, forzando corrientes en el transformador. La configuración del sistema secundario afectara la magnitud y características de estas corrientes en el secundario, así como la impedancia relativa a tierra del servicio y del mismo secundario del transformador también tendrá un efecto substancial en la magnitud de estas corrientes. Sobretensiones en el lado secundario, también pueden ocurrir como resultado de rayos directos en los conductores secundarios o en la carga conectada. Descargas cercanas también inducirán sobretensiones en el secundario. La protección de los devanados en el secundario se puede alcanzar mediante el uso de pararrayos o “spark gaps” colocados en las terminales del secundario del transformador. Según la norma de la IEEE Std C57.12.00-1993 el BIL de los devanados secundarios de un transformador es de 30 kV, los transformadores en sistemas de distribución subterráneos son tan vulnerables a sobretensiones secundarias como los aéreos por lo que son también candidatos a la protección en el secundario. Numerosos estudios recomiendan el uso, tanto para pararrayos como para explosores, de un nivel de protección de 4 a 6 kV para secundarios en del transformadores para casos donde el transformador puede estar expuesto a altos niveles de sobretensiones. Sin embargo la misma norma menciona que existe una gran controversia acerca de la necesidad de usar pararrayos en los secundarios. También establece que solo los dispositivos que cumplan con lo estipulado en la norma IEEE C62.11-1993 deben ser utilizados. El pararrayos utilizado debe tener una capacidad de
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TOV y MCOV que supere el máximo sostenido y/o temporal de las tensiones secundarias que se esperan en el transformador. Siempre que sea posible, la terminal neutra del secundario, debe ir a la neutra del lado primario que a su vez debe ir al tanque. Esto es muy importante porque tensiones severas se pueden desarrollar entre los devanados primario y secundario durante las tormentas eléctricas y que pueden causar aumentos repentinos en el transformador aunque todos los devanados tengan un pararrayos conectado a sus terminales.
Figura 3. 13 Protección en el lado secundario del transformador
Un dato importante aparece al final de la norma, donde se dice el uso de pararrayos en el secundario del transformador si bien es cierto es muy eficaz en la protección del transformador podría incrementar el nivel de tensión que llega al consumidor. Es por esto que muchas compañías deciden instalar una protección secundaria, tanto en el transformador como en la entrada del servicio del cliente. Debe tenerse en cuenta que este otro pararrayos tendría un nivel mucho más bajo de
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protección que el recomendado para el transformador, pues los aparatos del cliente pueden ser dañados con sobretensiones mucho menores a 4 kV. La última parte de esta norma, la 6.9 corresponde a aislamiento, y cuenta con dos incisos, el “6.9.1 Disconnectors and external gaps” y el “6.9.2 Current-limiting fuses” en
el primero nos habla un poco de cómo algunos pararrayos cuentan brechas
externas entre la terminal de línea y la del pararrayos, así como de seccionadores entre la terminal de tierra del pararrayos y la tierra. El propósito en estos casos es aislar un pararrayos fallado del sistema de distribución. En cada caso, el fusible, recloser, o Brecker del circuito actuara para limpiar la falla si el pararrayos falla. En el primer caso, un pararrayos, fallado, pero intacto, permanece conectado al sistema y continúa previendo protección para el transformador en alguna medida. Sin embargo el detectar el fallo desde tierra podría ser difícil, aunque una inspección cercana mostrara muestras del paso de una corriente anormal. En el segundo caso, la operación del seccionador es la de físicamente separar la conexión a tierra del pararrayos del pararrayos fallado y así se da una indicación visual de la falla. En este caso la protección al transformador ya no sería proporcionada por parte del pararrayos. Se debe prestar atención de proveer el espacio suficiente para asegurar que el cable de tierra separado no sea arrojado a un conductor energizado. Además el cable de tierra debe ser lo suficientemente flexible para permitir que el seccionador de separar de los pararrayos. Para el segundo inciso de este apartado, se habla de fusibles limitadores de corriente para aislar y proteger equipo de distribución fallado. Dado que los fusibles limitadores de corrientes pueden generar arcos de alta tensión, debe prestarse atención para garantizar la coordinación entre el fusible y la terminal de línea del pararrayos. Para esto se sugiere que en caso de presentarse problemas o daños del pararrayos por los
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fusibles limitadores de corriente, utilizar un pararrayos con un MCOV mayor que el utilizado normalmente puede ser considerado.
3.2 Sección 8 de la norma IEEE 1410, guía para el mejoramiento del comportamiento bajo descargas tipo rayo en las líneas aéreas de distribución eléctrica. Hasta el momento se ha analizado el uso de los pararrayos para la protección del equipo en el sistema de distribución, sin embargo estos pueden ser utilizados también para proteger el aislamiento de la línea de distribución con el fin de prevenir interrupciones y flameos debidos a descargas atmosféricas. La norma no hace diferencia entre el tipo de pararrayos a utilizar y más bien menciona como para la selección de los mismo debe referirse al igual que en los pararrayos para protección de equipos a los mismos criterios de la norma IEEE Std C62.22, en cuanto a la coordinación de aislamiento para estos casos, es interesante que la norma no lo considera crítico en el sentido de que los niveles de protección de los pararrayos usualmente son mucho más bajos que los niveles de aislamiento de las líneas por lo que se garantiza el 20% necesario. En cuanto a la caída de tensión que se pueda presentar en el cable de conexión del pararrayos y que pueda ser sumada a la tensión de descarga del mismo no es tan significativo, pero sí se recomienda como buena practica mantener las longitudes de estas conexiones lo mas cortas y rectas posibles. Esta norma hace una distinción entre el efecto de la colocación de pararrayos sobre los flameos debidos a descargas directas y por descargas indirectas, ya que para el primer caso la protección se torna difícil debido al alto contenido de energía presentes en las descargas, se menciona además como para que la protección sea eficaz contra este tipo de descargas la colocación debe darse en intervalos cortos, virtualmente se
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habla de cada poste, la siguiente figura extraída de la norma muestra una estimación de la relación entre el espaciamiento y la protección contra descargas directas, para dos niveles de VFIC que corresponde a la tensión critica de flameo, y para dos valores de resistencia de puesta a tierra. Dicho análisis asumió un aterrizamiento en el neutro en cada poste y una distancia entre postes de 75 metros.
Figura 3. 14 Efecto del espaciamiento entre pararrayos para protección contra descargas directas.
Otra forma de verlo puede ser mediante la siguiente tabla, donde se muestra numéricamente lo que se obtiene de la grafica anterior sobre los flameos por descargas directas para diferentes distancias de espaciamiento entre pararrayos.
Tabla 3. 5 Efecto del espaciamiento entre pararrayos para protección de descargas directas Distancia entre pararrayos
Porcentaje de flameo, Rg=25 Ω, VFIC=150 kV
Porcentaje de flameo, Rg=10 Ω, VFIC=350 kV
1
0
0
2
100
70
3
100
80
4
100
85
infinito infinit o
100
100
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Para el caso de descargas indirectas el efecto de la colocación de pararrayos en la línea, puede resultar en la reducción considerable de flameos debidos a tensiones inducidas por descargas atmosféricas cercanas a las líneas de distribución. En la siguiente figura se observa el resultado de una estimación para un nivel de aislamiento de 150 kV para un circuito sin puesta a tierra.
Figura 3. 15 Efecto del espaciamiento entre pararrayos para protección contra descargas indirectas.
Al igual que en el caso anterior se muestran numéricamente estos valores en forma de tabla, donde es destacable como espaciamientos relativamente largos reducen significativamente los flameos por tensiones inducidas como consecuencia de descargas indirectas, por ejemplo de no colocar pararrayos a colocarlos cada 8 postes se observa una reducción de cerca del 30%.
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Tabla 3. 6 Efecto del espaciamiento entre pararrayos para protección contra descargas indirectas. Distancia entre pararrayos 1 2 3 4 5 6 Sin pararrayos
Numero de flameos / 100 km / año GFD = 1 rayo / km2 / año 0 0,06 0,08 0,51 0,76 0,94 1,79
También se puede observar como cada 450 metros o lo que es lo mismo cada 6 postes, ya que se consideró una distancia entre postes de 75 metros, los flameos serían el 53% del valor sin pararrayos. Además la norma menciona, como muchas veces los pararrayos utilizados para proteger los transformadores pueden proveer una protección importante contra flameos inducidos.
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Capitulo 4: Comportamiento de las descargas atmosféricas dentro del área de concesión de la CNFL 4.1 Densidad de Descargas Atmosféricas a Tierra. Un factor importante en la determinación del pararrayos óptimo para una línea de distribución es el conocer como se comportan las descargas atmosféricas dentro del área servida por esta, la densidad de descargas a tierra o GFD (por su nombre en inglés) es un dato que indica el numero de descargas atmosféricas a tierra por unidad de área y por año. Este índice generalmente es el promedio de varios años y toma en cuenta todas esas variaciones en el clima a lo largo de dichos años y que como consecuencia traen diferentes niveles de GFD o Ng como también se le conoce. Es importante señalar, que un bajo nivel de Ng o GFD no necesariamente significa la ausencia de problemas relacionados con rayos, sin embargo el conocer el valor de estos índices es importante en el diseño de las líneas eléctricas y de telecomunicación, ya que el rendimiento en las líneas, ya sean de distribución o transmisión, así como el daño en equipos de telecomunicaciones es considerablemente afectado por los rayos. En algunos lugares el nivel de GFD o Ng no está disponible, sino que resulta más sencillo el conocer los días de tormenta, o en su defecto horas de tormenta, para estos casos Anderson y MacGorman presentan como opción dos ecuaciones que permiten aproximar el GFD partiendo de días de tormenta, dichas ecuaciones se muestran a continuación: Ng Ng
0.04 ⋅ TD 1.25 ⋅ (relampagos / km 2 / año )
(4.1)
0.054 ⋅ TD1.11 ⋅ (relampagos / km 2 / año )
(4.2)
=
=
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Las líneas eléctricas de distribución, son propensas a sufrir averías, incluso si los niveles de GFD son bajos, esto ocurre cuando son instaladas en terrenos con suelos de alta resistividad, como los desiertos o cuando las líneas se extienden a lo largo colinas o montañas, donde el cable de puesta a tierra del pararrayos se hace difícil. Una manera muy común de representar el nivel de descargas atmosféricas para una determinada región o país, consiste en hacerlo mediante mapas donde quede representado dicho nivel mediante líneas o áreas de colores dependiendo del valor de dichos niveles.
Figura 4. 1 Mapa de descargas mundial en impactos / km2 /año
En la figura 4.1 se muestra un ejemplo de un mapa mundial y donde se pueden observar una diferenciación por regiones de color según su densidad de descargas por km2 por año.
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4.2 Informes de la Red Nacional de Detección y Análisis de Descargas Atmosféricas En nuestro país existen diferentes instituciones dedicadas al estudio de estos fenómenos atmosféricos, dentro de las cuales se pueden citar el Instituto Meteorológico Nacional (IMN), así como la Universidad de Costa Rica mediante el Instituto de Investigaciones Atmosféricas, se debe destacar al Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) que en coordinación con la National Aeronautics and Space Administration (NASA), y por medio de la Red Nacional de Detección y Análisis de Descargas Atmosféricas se encargan de recolectar datos que detallan el numero de descargas atmosféricas ocurridas en el país, así como su intensidad en kA. La Red de Descargas Atmosféricas está formada por cinco sensores, este sistema opera en el ICE desde mayo del 2002 y utiliza una moderna combinación de tecnologías con las que se puede determinar, entre otros parámetros, la ubicación (latitud y longitud) y tiempo (hora en nanosegundos) de una descarga atmosférica. Los sensores se encuentran estratégicamente localizados en los siguientes sitios: Liberia, San Carlos, Limón, Quepos y Paso Canoas con lo cual se garantiza una cobertura total del país, incluyendo la parte marítima.
Figura 4. 2 Ejemplo de la disposición de los sensores utilizados para la detección de las descargas
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La forma en que son presentados a los interesados dicha información es mediante informes semanales con mapas de densidad de descargas atmosféricas, elaborados con las descargas tipo Nube-Tierra, localizadas con mayor precisión por el sistema, donde es posible observar, además del nivel de impactos por km2 por año para las distintas regiones del país, cual es la región con mayor densidad de descargas para la semana en cuestión, además el informe también presenta una tabla con los rangos de intensidad de corriente pico estimada para dicha región. Se debe aclarar que el análisis se realiza sobre rejillas cuadriculares de 100 km2.
Figura 4. 3 Mapa de Descargas para la semana del 19 al 25 de abril del 2010 [10]
Por ejemplo para la semana del 19 al 25 de abril del año 2010, se registro la densidad máxima para una rejilla correspondiente al Distrito de San Antonio, del Cantón de Nicoya en la Provincia de Guanacaste, con una densidad de 5.38 impactos/km2 /semana. De la tabla con los rangos de intensidad de corriente pico estimada se tiene que por ejemplo 2.02 impactos por km2 por semana tuvieron una
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intensidad de -10 a -20 kA como se observa en la siguiente tabla extraída de dicho informe. Tabla 4. 1 Rangos de Intensidades de la Corriente pico para la rejilla del máximo. (19 al 25 abril) [10]
Otra información que puede ser extraída de estos informes es sobre cuál fue el día con mayor actividad durante la semana, así como las horas en las que se presentó mayor actividad durante ese día y la provincia afectada. Siempre dentro de la misma semana ejemplo, el informe detalla como el 25 de abril fue el día con mayor actividad atmosférica con 8324 descargas, distribuidas principalmente en el Pacifico Norte, Pacifico Central y Valle Central, de las cuales 2492 se produjeron entre las 16:00 y las 17:00 horas. Además se presenta un mapa que muestra la distribución espacial de las descargas a lo largo de la semana, donde se puede apreciar la ubicación y la intensidad de la corriente en kA.
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Figura 4. 4 Mapa con la distribución espacial de las descargas [10]
Todos estos valores al final del informe quedan resumidos en una tabla resumen con todos los datos relevantes recolectados durante la semana, la tabla del ejemplo en cuestión se muestra a continuación. Tabla 4. 2 Resumen de Datos Relevantes del 19 al 25 de abril del 2010 [10]
Estos informes también incluyen un informe resumen al final de cada año con diferentes resultados donde destacan el mapa de densidad de descargas atmosféricas que básicamente es el mismo que el de los informes semanales pero tomando en cuenta la información de todo el año, dentro de este apartado se realiza por parte de la Red Nacional de Detección y Análisis de Descargas Atmosféricas una clasificación de la severidad dependiendo del valor del GFD, en este caso la clasificación es la siguiente:
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Tabla 4. 3 Clasificación de la severidad dependiendo del valor del GFD [10]
Otro dato importante presentado en el informe corresponde al Mapa del Nivel Ceráuneo o Días de Tormenta, este mapa se lo ve como un complemento al anterior, ya que en realidad es mucho más útil, para motivos de diseño, conocer el GFD o el Ng para una región que el numero de días de tormenta, sin embargo puede ser útil si se quiere saber cuales son las zonas con mayores días de tormenta al año. Se debe mencionar que estos mapas cuentan los días de tormenta como aquellos días cuando un rayo cae a tierra, específicamente las descarga tipo Nube-Tierra, aunque originalmente los días de tormenta también consideraban los rayos Nube-Nube.
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Figura 4. 5 Mapa con Días de Tormenta para la semana del 19 al 25 de abril del 2010 [10]
Un apartado dentro del informe es el correspondiente a la variación mensual de las descargas atmosféricas, donde se puede ver la variación mensual durante el año y con respecto al promedio de años anteriores. Además se presenta un histograma de frecuencia que ilustra la distribución de la intensidad de corriente pico estimada, así como su respectivo porcentaje para cada rango, lo cual puede ser útil para darse una idea de cual fue la intensidad máxima de dicha corriente. Por ultimo se presenta un apartado con información sobre la distribución horaria de las descargas, con el fin de determinar cuales son las horas de mayor actividad. Ahora bien, los datos más relevantes son los correspondientes al nivel GFD o Ng, así como quizás los datos relacionados con las intensidades de corriente pico estimadas, por lo que quizás el mapa más importante es el primero donde efectivamente se muestra dicho valor de GFD para las diferentes regiones del país, del histograma de frecuencia se podría obtener un valor para la intensidad de corriente pico estimada, sin
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embargo para este caso no se hace una diferenciación por ubicación geográfica en el informe resumen anual, por lo que será necesario revisar los informes semanales, si se cuenta con ellos, con el fin de determinar cuales son las intensidades para el área servida por CNFL.
4.3 Área Servida por la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. Como se mencionó anteriormente una de las aplicaciones de estos informes podría ser la tratar de establecer alguna correlación entre las salidas de operación y las descargas atmosféricas, y basados en esto lograr determinar cuales son los lugares más problemáticos en este aspecto y así brindarles una mejor protección. Sin embargo también se debe ser claro en que las descargas atmosféricas son fenómenos aleatorios por lo que se debe mantener una medición continua de estos si se quiere encontrar dicha correlación, además de que las interrupciones en el servicio eléctrico no se deben únicamente a las descargas atmosféricas, y por lo tanto estos informes deben servir como ayuda para el diseño pero sin que lleguen a ser el único factor a tomar en cuenta. Uno de los defectos, que en mucha de la bibliografía consultada, se le atribuye a este tipo de información es precisamente que se suele confundir su carácter informativo, y que como es una técnica relativamente reciente, muchos de los datos no son confiables ya que para algunas regiones los niveles de densidad de descargas pueden variar muchísimo de un año a otro, por lo que se recomienda basarse en mapas que hayan sido elaborados tomando el promedio de 5 años consecutivos. Como se señaló con anterioridad, los informes con los que se cuenta en la compañía comprenden no solamente informes semanales, sino también resúmenes anuales, estos resúmenes anuales para los años 2008 y 2009, así como los resúmenes semanales del mes de abril son los que se utilizarán a continuación para determinar como se encuentra la región servida por la CNFL en este aspecto.
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Hasta diciembre del 2008 el área servida por la compañía comprendía 903 km2 del área metropolitana, sumando un total de 480.090 clientes distribuidos en un área de cobertura que cubre gran parte de las cuatro provincias centrales de nuestro país (Alajuela, Cartago, Heredia y San José) en un total de 25 cantones y aproximadamente 106 distritos, que puede ser observada en la figura que se muestra a continuación.
Figura 4. 6 Área Servida, en distritos, por la CNFL, S.A
A continuación se muestra el mapa con densidades de descargas para cualquiera de los años en estudio, de una forma meramente ilustrativa para denotar donde está ubicada espacialmente esta área servida.
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Figura 4. 7 Mapa ilustrativo con densidades de descargas para cualquiera de los años en estudio [10]
Claramente corresponde al área delineada en color rojo, lo que se pretende entonces es hacer una comparación entre las distintas zonas pertenecientes a esta para determinar si existen problemas con descargas atmosféricas, y si así es cuales son las regiones más problemáticas. En la imagen siguiente se presenta la densidad de descargas para el año 2008, y según la tabla de severidad presentada anteriormente, se puede observar como los sectores donde el color amarillo esta presente y que se clasifican por lo tanto en el rango inferior a severo, destacan distritos como el de Alajuela, así como quizás con una severidad moderada en distritos como mora y en el valle central, manteniéndose en el rango de los 4 a 9 Flashes/km2 /año.
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Figura 4. 8 Mapa con densidad de descargas para el año 2008 [10]
En el año 2009 como se observa en la siguiente imagen se da una situación bastante similar, se puede observar una disminución de la densidad de descargas para algunas regiones pero probablemente debidas a la aleatoriedad de la naturaleza de los rayos, motivo por el cual se recalca la importancia de realizar el estudio basado en mapas con el promedio de al menos 5 años consecutivos.
Figura 4. 9 Mapa con densidad de descargas para el año 2009. [10]
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Uno de los datos que arrojan los informes anuales es que la gran mayoría de las descargas, un 93% aproximadamente corresponden a descargas con polaridad negativa, o lo que es lo mismo de Nube (-) a Tierra (+) y donde las intensidades de esas descargas se observan a continuación mediante histogramas de frecuencia para los dos años.
Figura 4. 10 Histograma de Frecuencias para el año 2009 [10]
Figura 4. 11 Histograma de Frecuencia para el año 2008 [10]
Para el caso del año 2008 aproximadamente un 50% de las descargas, tienen una intensidad de corriente pico estimada menor o igual a -15kA y para el año 2009 un 57% presenta una intensidad de corriente pico estimada menor o igual a este valor.
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Figura 4. 12 distribución espacial de las descargas para la semana del 19 al 25 de abril del 2010 [10]
Como se indicó anteriormente estos datos sirven para darse una idea de cuales son los lugares o regiones del país más propensas a recibir descargas atmosféricas, sin embargo esto no exime al resto de lugares de una protección debida, ya que si se observa por ejemplo el mapa de descargas, presentado en la figura 4.12, con la distribución espacial de las mismas para la semana del 19 al 25 de abril del 2010, se observa como no sólo hay descargas en una región amplia del territorio nacional, sino que en algunos lugares la intensidad de la corriente pico estimada alcanza valores muy por encima de los -30 kA. Un ejemplo de la aplicación de este valor de GFD se presenta en la sección 6.1 de la norma C62.22-1997 de la IEEE, donde se da el caso de un pararrayos cuya corriente de coordinación en condiciones normales es de 10 kA, pero en vista de que la línea donde se ubica no tenga hilo guarda y posea un GFD de 10 descargas por km2 por 84
año, de la siguiente curva se observa como se pueden esperar corrientes de descarga de hasta 30kA o superiores por lo menos una vez cada 10 años, por lo que si el equipo de protección tenia una vida esperada de 30 años, pues entonces se debería considerar un nivel de protección mayor a 10 kA.
Figura 4. 13 Corrientes de descarga para pararrayos de distribución, según norma de la IEEE
1
Otra aplicación del nivel GFD o Ng, está en estimar la incidencia de rayos en las líneas de distribución y transmisión, para ello se utiliza la siguiente ecuación desarrollada por Ericksson: 28h 0.6 + b N = Ng ⋅ 10
(4.3)
Donde: h es la altura de la torre en metros b es el ancho de la estructura en metros Ng es la densidad de descargas (flashes/km2 /año) N es el numero de rayos golpeando la línea/100km/año 1
Norma IEEE C-62.22 1997
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Para el caso de líneas de distribución esto es equivalente al índice de falla debido a impactos por rayos, mientras que en líneas de transmisión esto es un indicador de la exposición de la línea a descargas atmosféricas. Para el caso de líneas de distribución se desprecia la altura de la torre h, además la ecuación se ajusta mejor para líneas en campos abiertos sin árboles ni edificios cercanos.
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Capitulo 5: Pararrayos Comerciales 5.1 Principales Fabricantes Dentro de los principales fabricantes de pararrayos se encuentran ABB, Cooper, Ohio Brass, Joslyn y Siemens entre otros. Cada uno de ellos cuenta con diferentes modelos y clases según las diferentes condiciones presentes en la línea de potencia. Dentro de las diferentes clasificaciones, cabe resaltar que algunos fabricantes se basan en la norma IEC 60099-4 clasificándolos como clase 1, clase 2, clase 3, clase 4 o clase 5, para especificar la capacidad de absorción de energía, mientras que otros utilizan la clasificación de la norma IEEE C-62.22 – 1997 clasificándolos como normal duty o heavy duty. Por ejemplo para el caso de ABB su familia de pararrayos esta compuesta por los siguientes miembros: •
MWD (4-44kV)
•
MWK (4-44kV)
•
Polim D (4-36kV)
•
Polim I (4-44kV)
•
Polim S (4-44kV)
•
Polim-C N (0.9-7.5kV)
•
Polim-H N (4-44kV)
•
Polim K (4-36kV)
•
Polim-R 1N (0.11-0.78kV)
La diferencia entre cada una de ellas radica en su aplicación, donde por ejemplo los MWK y MWD son utilizados sobre todo en protección de equipos en Subestaciones, mientras que los utilizados para proteger líneas aéreas y equipos de distribución son los de la clase Polim D.
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Figura 5. 1 Familia de pararrayos ABB
Cooper cuenta también con varios tipos de pararrayos de distribución, dentro de los que destacan los UltraSIL (Silicone rubber) Housed Varistar, Porcelain Housed Varistar, los tipo codo, muy utilizados en sistemas subterráneos y los que son una combinación del pararrayos y el cortacircuito los llamados Arresters/Fuse Cutout Combination.
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Figura 5. 2 Diferentes tipos de pararrayos Cooper
Otro fabricante importante es Ohio Brass (Hubbel Power Systems) que en materia de los pararrayos de distribución (PDV) cuenta con tres clasificaciones basados en la norma de la IEEE, estos tres tipos de descargadores son: Normal Duty (3kV 36kV), Heavy Duty (3kV - 36kV) y Riser Pole (3kV - 36kV). En cuanto a Siemens se tienen varios tipos, dependiendo de la aplicación, así como del nivel de tensión, entre otros el 3EF, 3EE, 3EK4 y el 3EK7 descritos en la siguiente tabla. Tabla 5. 1 Diferentes modelos de pararrayos de la marca Siemens
Modelo
3EF
3EE
Figura
Descripción Para motores, transformadores de tipo seco, los sistemas de iluminación de pista de aterrizaje, cubierta del cable y la protección de los transformadores de las unidades Para los generadores, motores y hornos de fusión
89
3EK4
3EK7
Para media tensión hasta 45kV
Para media tensión hasta 72.5kV
5.2 Datos principales de las hojas de fabricante. Para cualquier dispositivo eléctrico o electrónico la hoja de fabricante o Datasheet representa gran parte de la información referente a las características operativas que se quieren saber del dispositivo en cuestión, los pararrayos no son la excepción y a continuación se muestran cuales son los datos principales que se pueden extraer de estas, para hacerlos se tomaran como ejemplo dos fabricantes, Siemens y Ohio Brass (Hubbell Power Systems) Para el pararrayos 3EK7 de Siemens su hoja de fabricante lo primero que muestra es una tabla, con sus datos principales, dentro de los cuales se incluyen el MCOV, la corriente de coordinación, impulso de corriente de gran amplitud, impulso de corriente de larga duración, y la capacidad de absorción de energía, todo esto tanto para normal duty como par heavy duty. También se cuenta con la tabla 5.3 que muestra los pararrayos típicos para determinados niveles tensión y determinados tipos de sistemas, todo esto basado en la norma C-62.22 de la IEEE.
90
Tabla 5. 2 Datos principales del pararrayos 3EK7 [11] Uso Normal MCOV Tensión Nominal Corriente de coord Baja corriente, lar Alta corriente, cort Capacidad de abs
Uso Pesado 29 kV 36 kV
5 kA 75 A 65 kA 2,7 kJ/kV MCOV
10 kA 250 A 100 kA 4,6 kJ/kV MCOV
Tabla 5. 3 Pararrayos 3EK7 típicos para diferentes tensiones, de acuerdo con la norma IEEE std C62.22 [11] Tensión L - L del sistema (kV) 2,4 4,16 4,26 4,8 6,9 8,3 12 12,47 13,2 13,8 20,78 22,86 23 24,94 27,6 34,5
Cuatro hilos Multiaterrizado Estrella - Estrella
Tres hilos baja impedancia neutro a tierra
3EK7 030…
3EK7 060…
3EK7 060… 3EK7 090… 3EK7 090… 3EK7 100… 3EK7 030… 3EK7 100… 3EK7 120… 3EK7 150… 3EK7 150…
3EK7 090… 3EK7 120…
Tres hilos alta impedancia neutro a tierra 3EK7 030… 3EK7 060… 3EK7 060… 3EK7 060… 3EK7 090…
3EK7 150… 3EK7 150… 3EK7 150…
3EK7 180…
3EK7 210… 3EK7 210… 3EK7 300…
3EK7 180… 3EK7 210… 3EK7 270…
3EK7 270… 3EK7 300… 3EK7 360…
Otra figura importante brindada por el fabricante es la 5.3, donde se muestra la curva de TOV, que permite observar el límite hasta el cual la protección del pararrayos en cuestión alcanza para sobretensiones temporales de diferentes magnitudes y tiempos de duración.
91
Figura 5. 3 Sobretensión temporal @ 60ºC [11]
Por otro lado la tabla 5.4 resulta importante en el análisis de las características del pararrayos E3K7, donde aparecen los valores, según se trate de normal duty, heavy duty o riser pole, de la máxima tensión de descarga (8/20µs) dependiendo de la tensión nominal y del MCOV, para distintos valores en la corriente de impulso. Tabla 5. 4 Características principales para un pararrayos 3EK7, heavy duty [11] Voltaje Nominal
MCOV
3 6 9 10 12 15 18 21 24 27 30 33 36
2,55 5,1 7,65 8,4 10,2 12,7 15,3 17 19,5 22 24,4 27,5 29
FOW 0,5 µs, 10 kA (kV) 10,5 21,6 30,9 32,3 41 51,3 61,5 67,3 77,6 87,7 96,6 108 119
1,5 kA 8/20 µs (kV) 8 16,5 23,6 24,7 31,3 39,1 47 51,4 59,2 66,9 73,8 82,7 90,6
10 kA 8/20 µs (kV) 9,5 19,6 28,1 29,4 37,3 46,6 55,9 61,2 70,5 79,7 87,8 98,4 108
20 kA 8/20 µs (kV) 10,9 22,5 32,3 33,8 42,9 53,6 64,3 70,4 81,1 91,7 101 113 124
Para el caso del fabricante Ohio Brass dentro de su línea de pararrayos de distribución (PDV) se toma la hoja de fabricante compartida por los pararrayos PDV65 Optima, PDV100 Optima y PDR Optima. Al igual que en el caso de Siemens se presentan varias tablas, donde los datos generales correspondientes a impulso de corriente de gran amplitud e impulso de corriente de larga duración, así como las
92
corrientes de descarga nominal. Obsérvese como para este fabricante el PDV100 viene a ser el heavy duty mientras el PDV65 es el normal duty. Tabla 5. 5 Detalle de las pruebas de corriente para el PDV100 y PDV65 [12] Prueba Alta corriente, corta duración Alta corriente, corta duración Ciclo Nominal
PDV100 PDV65 2 descargas 2 descargas 100 kA 65 kA 20 descargas 20 descargas 250 A x 2000 µs 75 A x 2000 µs 20 - 10 kA 22 - 5 kA más 2 de 40 kA
Para la curva de TOV, este fabricante muestra varias correspondientes a los tipos de pararrayos, pero también muestra una donde aparecen los tres y es la que se muestra a continuación.
Figura 5. 4 Curva TOV para el PVR, PDV100 y PDV65 de Ohio-Brass [12]
En cuanto a la información de la Máxima Tensión de Descarga, para diferentes impulsos de corriente, se muestra a continuación para el caso del PDV 100-Optima
93
Tabla 5. 6 Características principales para el pararrayos PDV100 de Ohio-Brass [12] Tensión Nominal
MCOV
3 6 9 10 12 15 18 21 24 27 30 36
2,55 5,1 7,65 8,4 10,2 12,7 15,3 17 19,5 22 24,4 29
FOW 0,5 µs, 10 kA (kV) 10,6 21,3 31,2 34 40,4 51,4 60,6 68,3 81,9 91,9 101,1 121,4
Descarga de switcheo 500 A (kV) 0,6 15,3 22,4 24,4 29 36,9 43,5 49 58,8 65,9 72,5 87
Máxima Tensión de Descarga 8/20 µs 1,5 kA 10 kA 20 kA (kV) (kV) (kV) 8 9,9 11,1 15,9 19,8 22,3 23,3 29 32,6 25,4 31,6 35,6 30,3 37,6 42,3 38,5 47,8 53,8 45,4 56,4 63,5 51,1 63,5 71,4 61,3 76,2 85,7 68,8 85,5 96,2 75,7 94 105,8 97,9 112,9 127
Nótese como si se compara para el caso de un sistema donde el MCOV obtenido es de 10.2kV las opciones serían un 3EK7 120 de Siemens o un PDV100-Optima donde ambos tienen tensiones de descarga similares (10 kA 8/20µs), de 36.3kV y 37.6kV respectivamente. La hoja de fabricante de Ohio Brass presenta información interesante referente a la coordinación del aislamiento utilizando este valor de tensión de descarga, en el ejemplo se habla de un sistema de 34.5kV, efectivamente aterrizado, 150kV de BIL (obtenido del fabricante del equipo a proteger), protegido con pararrayos tipo PDV100 con un MCOV de 22. De la tabla anterior se puede extraer el valor para la tensión de descarga (10kA 8/20 µs) el cual corresponde a 85.5kV, dicho valor se introduce en la siguiente formula y se puede estimar el margen de protección.
% MP =
BIL
V desc arg ga / pararrayos
− 1 ⋅ 100
(5.1)
150 75% = − 1 ⋅ 100 85.5kV
(5.2)
No solamente este valor debe ser coordinado, sino también con respecto al CWW relacionado con sobretensiones atmosféricos y al SIL relacionado con sobretensiones temporales por labores de maniobra, para el primero típicamente se utiliza la tensión de descarga a 0.5µs, con 10kA para los heavy duty y 5kA para normal 94
duty, y para el segundo el valor de tensión de descarga en el pararrayos a 500 A, en el caso de Ohio Brass el valor brindado por el fabricante es de 97.7kV y 63.2kV respectivamente. En la figura 5.5 se muestra la coordinación del aislamiento para dicho ejemplo, donde se pueden observar márgenes de protección de 79% para la tensión de descarga a 0.5µs, de 73% con respecto al BIL y de 98% respecto al SIL. Se debe aclarar que para este ejemplo no se consideró el efecto de la longitud del cable de conexión del pararrayos, si por ejemplo se quisiera considerar este efecto se le debe sumar la caída de tensión en este cable a la tensión de descarga del pararrayos, lo que disminuirá el valor de los márgenes de protección. Dentro de la misma hoja de Ohio Brass se hace mención a este aspecto y se demuestra como si se considerara una caída de tensión en el cable de 1.6kV por pie, y con cuatro pies de conexión se deben agregar al nivel de tensión descargado por el pararrayos una tensión de 6.4kV con los que los márgenes se disminuyen a de 68% para el tensión de descarga a 0.5µs, de 63% con respecto al BIL y de 80% respecto al SIL.
Figura 5. 5 Coordinación de Aislamiento para pararrayos PDV100-Optima en sistema de 34.5 kV [12]
95
Actualmente en la CNFL se utiliza una hoja de cálculo para determinar estos márgenes de protección, en la siguiente figura se detalla el cálculo para diferentes marcas de pararrayos con un metro de longitud para las conexiones en una línea de 34.5kV y con un BIL de 150kV. Como se puede apreciar los valores para los márgenes MP1, MP2 y MP3 varían considerablemente de uno a otro, que aunque para todos los casos los márgenes están por encima del 20% recomendado en las normas, se debe recalcar que el uso de esta hoja de calculo permite estimar cuales son las distancias idóneas para la conexión de del pararrayos con la línea, y con tierra. 1 metro @ 34.5 kV @ BIL de 150 kV (1)
Marca ABB ABB ABB Cooper Cooper Cooper Cooper Ohio Ohio Del mar Joslyn Joslyn
Modelo Clase CWW o FOW DV BSL Energía MP1 MP2 MP3 Polim-D..N 1 79,4 77 60,9 1 ,5 80 60 61 Polim-D. .L 1 7 9 ,4 7 7 6 0 ,9 1,5 80 60 61 Poli m-DA..N 1 71 73,3 56 56,3 1,5 97 67 71 Varistar H.D 90,9 82,4 61 52 Varistar IEC 1 89,5 73,8 56,3 2, 85 63 66 71 Varistar IEC 1 89,5 82,4 62,8 2, 85 63 52 57 Varistar R.P 81,4 73,8 76 66 Dynav ar PDV100 H.D 97,7 8 6 ,5 6 3 ,2 51 46 56 Dynar PVR R.P 77,1 72 52,4 84 69 81 NLZ 10 kA 10 8 97,2 39 32 ZQP H.D 95,4 89,1 54 42 ZJP R.P 81 72 77 69
Figura 5. 6 Calculo de márgenes mediante hoja de Excel.
Otra herramienta que puede ser utilizada como ayuda en la selección, es una que realiza una comparación entre distintos pararrayos recomendados por la misma herramienta de tal forma que se puede ver las diferencias entre los márgenes de protección para diferentes pararrayos en forma de grafica, lo único que se hace es introducir los datos referentes al sistema, como tensión nominal, BIL, tipo de conexión, y datos generales del tipo de pararrayos (normal duty, heavy duty o riser pole) así como la duración del TOV antes de ser limpiada, esto en segundos.
96
Figura 5. 7 Introducción de los datos generales del sistema en la hoja de cálculo
Posteriormente se le da clic a “View Recommended Arresters for Your System” y la herramienta despliega una lista de pararrayos comerciales recomendados con sus respectivas tensiones nominales, donde también se pueden realizar comparaciones de tensión de descarga en el pararrayos, margen de protección con respecto al BIL, así como el TOV.
Figura 5. 8 Pararrayos recomendados por la hoja de cálculo
97
10 kA, 8/20 DISCHARGE VOLTAGE OF RECOMMENDED HEAVY DUTY ARRESTERS 100,0 90,0 80,0 ) V k ( e g a t l o V e g r a h c s i D
70,0 60,0
27 kV Joslyn ZHP HD 27 kV OB PDV-100 HD
50,0
27 kV UltraSIL HD VariSTAR 27 kV UltraSIL EX
40,0
27 kV UltraSIL HD VariGAP
30,0 20,0 10,0 0,0
Figura 5. 9 Comparación de tensiones de descarga para las diferentes recomendaciones de la herramienta de Excel.
Obsérvese como para este caso, la comparación de tensión de descarga indica como el pararrayos, dentro de los recomendados por la herramienta, con un valor más pequeño es el UltraSil HD VariGAP de 27kV, lo que sugiere que este también presentará el margen de protección más amplio, como se muestra en la figura 5.10. No obstante debe tenerse en cuenta que no siempre estarán los pararrayos con los que la compañía de distribución cuenta, por lo que las hojas de datos brindadas por el fabricante siguen siendo de gran utilidad, sin embargo estas herramientas, pueden ser de gran ayuda para observar las diferencias y efectos de factores como la distancia de los cables de conexión, tipo de conexión en el sistema, BIL etc en los márgenes de protección, y tensiones de descarga en un pararrayos especifico.
98
MARGIN OF PROTECTION FOR NEW EQUIPMENT USING RECOMMENDED HEAVY DUTY ARRESTERS 120,00%
100,00%
n 80,00% o i t c e t o r P f 60,00% o n i g r a M 40,00% %
27 kV Joslyn ZHP HD 27 kV OB PDV-100 HD 27 kV UltraSIL HD VariSTAR 27 kV UltraSIL EX 27 kV UltraSIL HD VariGAP
20,00%
0,00%
Figura 5. 10 Comparación de los márgenes de protección para las diferentes recomendaciones de la herramienta de Excel.
99
Capitulo 6: Procedimiento General y Criterios de Selección de Pararrayos Tomando en cuenta la gran cantidad de variedades existentes de pararrayos se pretende establecer una metodología para el cálculo de los parámetros de un sistema de distribución con el fin de facilitar la selección de pararrayos, siempre basados en los criterios expuestos anteriormente.
6.1 Determinación del mínimo MCOV del Pararrayos El procedimiento general descrito anteriormente en la norma de la IEEE consiste en determinar primero el MCOV del pararrayos, para esto se debe tomar en cuenta que estos están expuestos continuamente a tensiones de fase, por lo tanto el MCOV debe ser al menos igual a la tensión máxima de funcionamiento continuo esperado en el lugar donde el pararrayos vaya a colocarse, debido a que estos comúnmente son instalados entre fase y la tierra el nivel de referencia se toma como la tensión de fase de la línea a proteger, sin embargo se debe considerar el hecho de que las compañías de distribución aplican factores para la regulación de tensión, generalmente de 5%, este se debe tomar en cuenta en el cálculo. Así por ejemplo para un sistema cuya tensión nominal es de 34,5 kV, en estrella, el nivel de tensión aplicando el factor de regulación sería 36,2 kV, por lo que su tensión de fase es de 20,9 kV y este precisamente es el valor de MCOV que se debe considerar para el sistema como mínimo.
6.2 Revisión de la TOV posible en el sistema Un pararrayos es capaz de operar por un periodo limitado de tiempo por encima de su MCOV, la cantidad de sobretensión que este puede tolerar depende del tiempo durante el cual se vea sometido el pararrayos. Un diseño efectivo debe garantizar que el TOV del pararrayos no sea superado, ni en magnitud ni en duración por el TOV
100
máximo presente en el sistema, sin embargo los sistemas de distribución presentan el inconveniente de que se cuenta con un gran número de lugares, y todos con sobretensiones de magnitud y duraciones distintas por lo que realizar una comparación del TOV del sistema con la curva del TOV del pararrayos resulta complicado. Es aquí donde entra en juego la configuración del sistema, que para el caso de la CNFL el sistema se encuentra en una configuración estrella-estrella multiaterrizada por lo que recurriendo a la norma se utilizará un factor de 1,25 para determinar la tensión fase a tierra en las fases no falladas durante una falla monofásica a tierra en una de las fases, que corresponde al TOV máximo del sistema. A continuación se muestran otros factores para otros tipos de configuraciones. Tabla 6. 1 Selección del factor de falla a tierra según el tipo de sistema [10] Tipo de Sistema Factor de falla a Tierra Solidamente 1,25 Aterrizado Sistemas aterrizados 1,4 de 3 hilos Sistemas con 1,73 impedancia a Tierra Sistemas en Delta 1,73 o sin aterrizar
Una vez determinado el potencial del TOV máximo del sistema se debe comparar con la curva TOV del pararrayos para verificar que no se vea sobrepasado.
Figura 6. 1 Comparación del TOV del sistema con la curva TOV del pararrayos [13]
101
Sin embargo, como se señaló antes, en los sistemas de distribución se presenta el problema de que muchas veces no se cuenta con suficiente información con respecto al tiempo de duración de la falla, por tal motivo para sistemas con un aterrizamiento no efectivo, se utilizará la tensión de línea como MCOV. Muchos fabricantes ofrecen tablas con el MCOV recomendado basado precisamente en la configuración del sistema, en el anexo se muestran las tablas con los ratings sugeridos por la IEEE y por la IEC. Donde exista la posibilidad de ferrorresonancia expuesta en el capitulo 3, que ocurre cuando una inductancia con núcleo ferromagnético saturable interactúa con una capacitancia, como por ejemplo cuando un transformador trifásico o un banco de transformadores monofásicos se queda con una o dos fases desconectadas de la fuente, se harán las consideraciones convenientes, pues la magnitud y severidad de la sobretensión dependerá de las condiciones de cada caso en particular. En el caso de que se presenten aterrizamientos del neutro inadecuados, o bien si el calibre de este es muy pequeño, se han presentado sobretensiones de 1.68 p.u. en las fases no falladas durante una falla monofásica a tierra.
6.3 Normal Duty vs. Heavy Duty Una vez determinado el nivel de tensión adecuado para el pararrayos, se debe considerar si se debe seleccionar un pararrayos de uso pesado o heavy duty, o más bien de uso normal o normal duty, esta selección se realiza muchas veces de manera subjetiva quedando a criterio de quien realiza el diseño, sin embargo existen algunos aspectos que deben tomarse en cuenta a la hora de realizar la selección como la cantidad de energía esperada que el pararrayos deba soportar, como por ejemplo por efecto de colocarse en lugares con altos días de tormenta o con un alto GFD, donde se puede hacer uso de los mapas de descargas, así como pararrayos colocados en lugares donde
102
se presenten aumentos repentinos elevados de energía por desconexión de cargas capacitivas, para los cuales se podrán considerar otro tipo de pararrayos. Otro aspecto a considerar es la distancia entre descargadores ya que no toda la energía se descarga por un único pararrayos.
6.4 Verificación de los Márgenes de Protección El siguiente aspecto a tomar en cuenta es el referente con la coordinación del aislamiento, específicamente con verificar los márgenes de protección. Para esto se debe conocer los valores del CWW y BIL por parte del sistema, además del FOW PL y el LPL del pararrayos. Para el caso del CWW la norma permite asumirlo, en caso de desconocimiento, como 1,15 veces el BIL para aislamiento en aire aceite o sólido, mientras que para aislamiento en seco se debe considerarlo igual al BIL. Para la selección del FOW y el LPL se recurre a las hojas de datos del fabricante, donde el LPL corresponde a la tensión de descarga del pararrayos para una corriente de descarga que generalmente se considerará de 10 kA (8/20µs) a no ser de que condiciones de alta densidad de descargas se presenten donde se utilizará el valor de 20 kA, y el FOW es la tensión de descarga en el pararrayos con una corriente de impulso cuyo tiempo de subida es 0.5µs. Algunos valores típicos para estos parámetros, en p.u. del MCOV, son los que se presentan a continuación. Tabla 6. 2 Márgenes de protección típicos, según norma IEEE std C62.22 Operación en estado estable Niveles de Protección (P.U MCOV) FOW Descarga Tensión L-L Tensión L-G MCOV Tensión Nominal 0,5 µs, 10 kA 8/20 µs de switcheo Máxima Máxima kVrms kVrms 4,37 2,52 2,55 3 2,32 - 2,48 2,10 - 2,20 1,70 - 1,85 8,73 5,04 5,1 6-9 2,33 - 2,48 1,97 - 2,23 1,70 - 1,85 13,1 7,56 7,65 9 -12 2,33 - 2,48 1,97 - 2,23 1,70 - 1,85 13,9 8 8,4 10 -15 2,33 - 2,48 1,97 - 2,23 1,70 - 1,85 26,2 15,1 15,3 18 - 27 2,33 - 2,48 1,97 - 2,23 1,70 - 1,85 36,2 20,9 22 27 - 36 2,43 - 2,48 1,97 - 2,23 1,70 - 1,85 48,3 27,8 29 36 - 48 2,43 - 2,48 1,97 - 2,23 1,70 - 1,85
Se presentan entonces dos márgenes, un MPL1 y MPL2, correspondientes al margen de protección de frente de onda y margen de protección de onda completa
103
respectivamente, los cuales deben ser superiores al 20% y su cálculo se realiza de la siguiente manera: Un procedimiento más conservador incluye un tercer margen de protección, que involucra la tensión de descarga debida a la conmutación, conocido como Switching Protective Level, y que corresponde a la tensión de descarga resultante de una corriente cuyo tiempo de subida esta entre 45 y 60µs, donde aparece un nuevo margen de protección MPL3 que se une a los dos mencionados anteriormente y que al igual que ellos se recomienda por encima del 20%, a continuación se presenta el calculo de estos y en la figura se ilustra su significado. MP L1
=
CWW FOW − 1 × 100%
(6.1)
MP L 2
=
BIL LPL − 1 × 100%
(6.2)
MP L 3
=
BSL SPL − 1 × 100%
(6.3)
Tomando en cuenta la tensión de descarga en la conexión del pararrayos se tiene el siguiente ajuste de las fórmulas:
CWW MP L1 = − 1 × 100% di FOW + L dt
(6.4)
BIL MP L 2 = − 1 × 100% di LPL + L dt
(6.5)
BSL MP L 3 = − 1 × 100% di SPL + L dt
(6.6)
104
Figura 6. 2 Curva representativa de los márgenes de protección para la coordinación de aislamiento.
Otras consideraciones a tener en cuenta será la localización con respecto a los fusibles donde la norma deja a criterio del diseñador colocarlos ya del lado de la carga o del lado de la fuente, para el caso de la CNFL se establece que el pararrayos se colocara del lado de la fuente del fusible, pero prestando atención a que las distancias de conexión no comprometan los márgenes de protección para la adecuada coordinación del aislamiento.
Figura 6. 3 Ejemplo de la colocación correcta del pararrayos con respecto a los fusibles cortacircuitos respetando las distancias.
105
En cuanto a pararrayos para protección de líneas, como se mencionó en la sección 3.2 de este documento, la norma IEEE Std 1410 señala como los pararrayos pueden ser utilizados no solo para proteger el equipo conectado en el sistema, sino también para proteger el aislamiento de la línea de distribución. En la actualidad no existe una distancia máxima, o bien una norma que establezca cuantos postes o metros debe existir entre pararrayos utilizados con este fin. A manera de ejemplo se tiene que en muchas empresas de distribución en el sureste de los Estados Unidos se han venido utilizando pararrayos de línea con un espaciamiento de cada 4 a 6 postes, lo que corresponde a cada 300 a 450 metros aproximadamente, con el fin de proteger la línea de tensiones inducidas por descargas indirectas. En brasil para la Compañía Energética de Minas Gerais (CEMIG), se implementó en el año 1996 la colocación de pararrayos en varias de sus líneas tanto de distribución como de transmisión, en el caso de la línea de 34.5 kV, Diamantina – Gouveia, cuenta actualmente con 417 pararrayos en las tres fases a lo largo de 31.6 km, lo que equivale a colocarlos aproximadamente cada 230 metros, con lo que se logró reducir su tasa de falla a un 30% aproximadamente. En el caso de CNFL actualmente se colocan pararrayos de línea cada 7 vanos, y si tomando en cuenta que hay aproximadamente 60 metros entre cada vano, se tiene que se colocan cada 420 metros, para la figura mostrada a continuación y extraída de la norma 1410 de la IEEE, realizada con una distancia entre poste de 75 metros, se tiene que 420 metros estaría entre el 5 y el 6 en la curva, sin embargo se debe aclarar que esta curva es meramente ilustrativa de la variación de los flameos con la distancia entre pararrayos, ya que fue estimada para zonas con un GFD de 1 flash / km2 / año.
106
Figura 6. 4 Flameos relacionados con el espaciamiento entre pararrayos de línea
Para criterios más detallados respecto a la selección y colocación de pararrayos para aplicaciones más específicas como bancos de capacitores, switches, reclosers, seccionadores, reguladores de tensión, etc. se debe recurrir a lo descrito en el capitulo 3 acerca de las aplicaciones especiales, y en cuanto a circuitos subterráneos la CNFL ya cuenta con un manual reciente, estandarizado basado en diferentes normas como la NEMA ANSI C-62.11 y la ANSI/IEEE 386 para este tipo de sistemas, por lo que se debe recurrir a este. Para la protección del lado de baja de los transformadores, se sugiere el uso de un nivel de protección de 4 a 6kV, que cumplan con la norma IEEE C-62.11 cuyo MCOV y TOV debe superar el máximo sostenido y/o temporal de las tensiones esperadas en el secundario del transformador. Siempre que sea posible las terminales neutras del primario y el secundario deben estar conectadas, así como con el tanque del transformador pues tensiones severas se pueden desarrollar entre los devanados primarios y secundarios durante tormentas eléctricas.
107
Figura 6. 5 Protección del lado de baja del transformador
Ahora a manera de resumen se muestra el siguiente esquema que resume, de forma general, el procedimiento a seguir en la selección de pararrayos para sistemas de distribución, donde primero se determina el MCOV mínimo del pararrayos, tomando en cuenta la tensión nominal del sistema, así como la regulación de tensión por parte de la compañía distribuidora. Luego se compara la curva de capacidad de TOV del pararrayos con la magnitud y duración de las posibles sobretensiones presentes en el sistema, dependiendo de la configuración del mismo, así como de su puesta a tierra. Posteriormente se analiza si es necesario utilizar un pararrayos de uso pesado o uno normal, considerando cantidad de energía esperada y dependiendo de la densidad de descargas en la zona, y por último se debe verificar el cumplimiento de los márgenes de protección entre los parámetros de la curva de aislamiento del sistema y los parámetros de la curva de descarga del pararrayos.
108
Figura 6. 6 Esquema resumen para la selección de pararrayos en sistemas de distribución.
109
Capitulo 7: Conclusiones y Recomendaciones •
La aplicación de pararrayos para la protección de líneas en sistemas de distribución es distinta a la de sistemas de transmisión, primero por el nivel de tensión al que se somete, y segundo por la cantidad de equipos a proteger, además influye el hecho de que los sistemas de distribución generalmente carecen de hilo guarda en gran parte de su trayecto.
•
Debido a la gran cantidad de equipos a proteger, en los sistemas de distribución se recomienda, en la medida de lo posible, el uso de un MCOV similar para proteger el sistema, con el fin de facilitar los cálculos respectivos, de ahí la importancia de mantener un diseño congruente a lo largo del mismo.
•
Los pararrayos más utilizados actualmente para sistemas de distribución son los de Varistores de Óxidos Metálicos (MOV), sin embargo si se desea sustituir los viejos de Carburo de Silicio (SiC), se deben tomar en cuenta todos los cálculos que se realizan normalmente para la selección de los de Óxidos Metálicos.
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En el procedimiento para el cálculo de los parámetros de aplicación de pararrayos, la coordinación del aislamiento juega un papel importante, ya que garantiza que el pararrayos limite las descargas hasta niveles tolerables por el equipo que se desea proteger.
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La colocación de pararrayos al final de la línea es de suma importancia ya limita la magnitud de la onda reflejada en este punto en particular.
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Factores como la distancia entre pararrayos consecutivos, distancias entre el pararrayos y el equipo a proteger, y distancias de conexión del pararrayos deben ser tomadas en cuenta pues a los niveles de corriente esperados durante una descarga, pueden ser determinantes en los márgenes reales de protección brindados por el pararrayos.
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Como recomendación se tiene el utilizar la información suministrada por La Red Nacional de Detección y Análisis de Descargas Atmosféricas, específicamente la relacionada con la Densidad de Descargas GFD, pero recalcando la importancia de que para mayor representatividad de la realidad actual se utilicen valores promedio de al menos los últimos cinco años consecutivos.
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Bibliografía Libros: [1] Bolaños, C. “Protecciones contra descargas atmosféricas teoría y normativa”, Proyecto Eléctrico, Escuela de Ingeniería Eléctrica, Universidad de Costa Rica 2008 [2] Dompe, P. “Normativa para protecciones y puesta a tierra de equipos de
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Circuits”. 1993. [8] IEEE 1410 “Guide for Improving the Lightning Performance of Electric Power
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[12] Ohio/Brass “Optima Class (PDV) and Riser Pole (PVR) Surge Arresters Datasheet”. 2009 Páginas Web: [11] Woodworth, J. “Arrester Lead Length”. http://www.arresterworks.com/ArresterFacts_files/ArresterWorks_ArresterFacts001_ArresterLeadLength.pdf [12] Woodworth, J. “What is a Lightning Arrester?” http://www.arresterworks.com/ArresterFacts_files/ArresterFacts%20009%20What %20is%20an%20Arrester%20R3.pdf [13] Woodworth, J. “Selecting Arrester MCOV and Uc” http://www.arresterworks.com/ArresterFacts_files/ArresterFacts%20016%20Selecti ng%20Arrester%20MCOV-Uc.pdf [14] Woodworth, J. “Understanding Discharge Voltage
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http://www.arresterworks.com/ArresterFacts_files/ArresterFacts%20013%20%20Understanding%20Arrester%20Discharge%20Voltage.pdf [15] Descargas Atmosféricas en líneas de transporte de energía http://www.sapiensman.com/sobretensiones/sobretensiones2.htm [16] Teoría Eléctrica de Una Tormenta http://www.sapoi-sa.com/teoriae.htm [17] MOV Surge Arresters Selection Criteria http://www.cooperpower.com/library/pdf/89014.pdf [18] Gamma Boletines Técnicos http://www.gamma.com.co/pdf/boletines/tecnicos/boletin44.pdf
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Anexos
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