Estudio de Coordinacion de Aislamiento S.E. Orcotuna - REP

DIRECCIÓN INGENIERÍA CORPORATIVA

PROYECTO FRIASPATA-MOLLEPATA-ORCOTUNA

ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO SUBESTACIÓN ORCOTUNA

DOCUMENTO No.: PE-FRMO-Z0001-S-01-D0609

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MDPI 26/06/2015 JACS 26/06/2015 JMRS 26/06/2015

Queda prohibida la reproducción total o parcial (edición, copia, inclusión en película cinematográfica, videograma, o cualquier otra forma de fijación), comunicación en forma pública (ejecución de concursos, representación, declamación, radiodifusión sonora o audiovisual, difusión por parlantes, telefonía, fonógrafos o equipos análogos, etc.), transformación (traducción, arreglo o cualquier otra forma de adaptación) y distribución (venta, arrendamiento o alquiler e importación) de la información contenida.

Título del documento: PROYECTO FRIASPATA-MOLLEPATA-ORCOTUNA ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO SE ORCOTUNA Equipo Gestor: Revisado y aprobado por: EIS Dirección Ingeniería Corporativa

Documento No.: PE-FRMO-Z0001-S-00-D0609

Versión: 0 Fecha: 26-06-2015 Página: 2 de 36

TABLA DE CONTENIDO

1.

OBJETIVO..................................................................................................................5

2.

METODOLOGÍA GENERAL .......................................................................................5

3.

INFORMACIÓN DE ENTRADA ..................................................................................5

4.

DEFINICIÓN DE LOS DESCARGADORES DE SOBRETENSIÓN.............................6

4.1 4.2 4.3 4.4

TENSIÓN CONTINUA DE OPERACIÓN Y TENSIÓN ASIGNADA..............................6 CORRIENTE NOMINAL DE DESCARGA ...................................................................9 CLASE DE DESCARGA DE LÍNEA ..........................................................................10 ESPECIFICACIONES DE LOS DESCARGADORES DE SOBRETENSIÓN .............13

5.

CALCULO DE LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO..........................................14

5.1 DATOS PARA DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES REPRESENTATIVAS (URP) .........................................................................................................................14 5.2 DATOS PARA DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE COORDINACIÓN (UCW) ........................................................................................................................18 5.3 DATOS PARA DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD REQUERIDAS (URW) ................................................................................................23 5.4 DATOS PARA CONVERSIÓN TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS .....................................................................................................25 6.

RESULTADOS OBTENIDOS ...................................................................................26

7.

DISTANCIA DE FUGA (CREEPAGE DISTANCE)....................................................30

7.1 FACTOR DE CORRECCIÓN POR ALTURA (KA) ......................................................30 7.2 FACTOR DE CORRECCIÓN POR DIÁMETRO DEL AISLADOR (KAD)......................31 7.3 DISTANCIA DE FUGA MÍNIMA REQUERIDA...........................................................32 8.

REFERENCIAS ........................................................................................................34




ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1.

Factor k de falla a tierra ..............................................................................7

Figura 2.

Curva típica de sobretensión de pararrayos................................................8

Figura 3.

Clase de Descarga de Línea.....................................................................12

Figura 4.

Aproximación de sobretensiones fase-tierra del 2% para maniobras de energización y recierre .........................................................................15

Figura 5.

Aproximación de sobretensiones fase-fase del 2% para maniobras de energización y recierre..............................................................................16

Figura 6.

Dependencia del factor m para soportabilidad a impulsos de maniobra ....24

Figura 7.

Valores normalizados de RUSDC .............................................................30

Figura 8.

Cálculo de Kad para aisladores ..................................................................32

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1.

Factor de falla a tierra k Subestaciones del Proyecto..................................6

Tabla 2.

Clasificación de descargadores.................................................................10

Tabla 3.

Capacidad de Energía – Descargas Atmosféricas ....................................11

Tabla 4.

Capacidad de Energía – Maniobras ..........................................................11

Tabla 5.

Capacidad Máxima de Energía requerida – Pararrayos del Proyecto .......12

Tabla 6.

Clase de descarga de línea – Pararrayos del Proyecto.............................13

Tabla 7.

Características Técnicas de Descargadores de Sobretensión ..................13

Tabla 8.

Sobretensiones Temporales .....................................................................14

Tabla 9.

Tensiones Representativas Temporales (URP) ..........................................14

Tabla 10.

Valores aproximados sobretensiones del 2% Orcotuna 60kV y 10kV .......16

Tabla 11.

Valores aproximados sobretensiones de truncamiento Orcotuna 60kV y 10kV.......................................................................................................16

Tabla 12.

Máximas sobretensiones de maniobra Orcotuna 220 kV...........................17

Tabla 13.

Sobretensiones de Truncamiento fase – tierra y fase – fase .....................17

Tabla 14.

Metodología de Cálculo de Tensiones Representativas............................18




Tabla 15.

Tensiones Representativas de Frente Lento (URP) ....................................18

Tabla 16.

Sobretensiones temporales de Coordinación (UCW) ..................................19

Tabla 17.

Máximas sobretensiones de frente rápido.................................................23

Tabla 18.

Factores m para soportabilidad al impulso atmosférico.............................24

Tabla 19.

Valores de Ka para aislamiento externo Orcotuna .....................................25

Tabla 20.

Factores de conversión para pruebas para Rango I, para convertir tensiones requeridas de soportabilidad al impulso maniobra a tensiones de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial y al impulso atmosférico ..............................................................................26

Tabla 21.

Valores de tensión de soportabilidad Orcotuna 220 kV .............................26

Tabla 22.

Valores de tensión de soportabilidad Orcotuna 60 kV ...............................27

Tabla 23.

Valores de tensión de soportabilidad Orcotuna 10 kV ...............................28

Tabla 24.

Niveles normalizados de aislamiento externo Orcotuna ............................29

Tabla 25.

Niveles normalizados de aislamiento interno Orcotuna .............................29

Tabla 26.

Distancias críticas y de seguridad Orcotuna..............................................29

Tabla 27.

Distancias de fuga mínima equipos Orcotuna ...........................................32


1.



OBJETIVO

El presente estudio tiene por objeto determinar los niveles de aislamiento de los equipos e instalaciones de la subestación Orcotuna a 220/60/10 kV. Adicionalmente, obtener los resultados correspondientes a la definición del nivel de aislamiento, distancias mínimas y de seguridad y distancias de fuga de los aisladores siguiendo las recomendaciones presentadas en la IEC [1] [2] [3] [14]. 2.

METODOLOGÍA GENERAL

Partiendo de la información técnica del Proyecto, se calculan las tensiones representativas para impulsos atmosféricos, maniobra y sobretensiones temporales requeridas para el estudio de Coordinación de Aislamiento mediante un proceso de investigación preliminar y simulaciones de falla y contingencias con los programas DIgSILENT Power Factory y ATP/ATPDraw. Se siguen los lineamientos de las referencias IEC [1] [2] [4]. Una vez obtenidas las tensiones representativas (URP) se sigue la metodología y los factores recomendados por la IEC 60071-2 [2] para obtener las tensiones de coordinación (UCW), las tensiones de soportabilidad requeridas (URW) y finalmente los niveles de aislamiento normalizados (UW). Finalmente, se toman y se interpretan los resultados importantes de nivel de aislamiento y distancias mínimas de seguridad, a fin de producir las conclusiones y las recomendaciones respectivas. 3.

INFORMACIÓN DE ENTRADA

Para el cálculo y resultados correspondientes a la coordinación del aislamiento se siguen las recomendaciones y la metodología descrita en las referencias [1] [2] [4], considerando el nivel de tensión de utilización de los equipos. Para este proceso se requieren los siguientes datos: La tensión máxima del sistema para la cual el equipo está diseñado, que para estos casos son:  Sistemas a 220 kV con una tensión máxima de operación Um = 245 kV (346.48 kVpico). Lo cual corresponde a 141.45 kV fase-tierra (200.04 kVpico)  Sistemas a 60 kV con una tensión máxima de operación Um = 72.5 kV (102.53 kVpico). Lo cual corresponde a 41.86 kV fase-tierra (59.20 kVpico)  Sistemas a 10 kV con una tensión máxima de operación Um = 17.5 kV (24.75 kVpico). Lo cual corresponde a 10.10 kV fase-tierra (14.29 kVpico) La altura sobre el nivel del mar de la subestación en estudio es: 

Orcotuna (3340 m.s.n.m)


4.



DEFINICIÓN DE LOS DESCARGADORES DE SOBRETENSIÓN

4.1

TENSIÓN CONTINUA DE OPERACIÓN Y TENSIÓN ASIGNADA

Para determinar la tensión continua de operación se tiene en cuenta el voltaje de operación máximo del sistema (Um). Para la determinación de la tensión asignada se tienen en cuenta las sobretensiones temporales. Para calcular los parámetros eléctricos de los descargadores de sobretensiones de ZnO, se considera el siguiente procedimiento, que sigue las recomendaciones de las referencias [5] y [6]: 

Tensión continua de operación, COV. (conexión fase-tierra). =

(1)

√

Donde Um corresponde a la máxima tensión del equipo. 

Sobretensión temporal, TOV =

×

(2)

Ke es el factor de tierra, el cual, en términos generales, es igual a 1,4 para sistemas sólidamente puestos a tierra, y 1,73 para sistemas con neutro aislado. Teniendo en cuenta la Base de Datos en Digsilent Power Factory suministrada por el COES y con la cual se hicieron los Estudios Pre-Operativos, se tienen los valores de impedancia de cortocircuito presentados en la Tabla 1. En esta tabla se presentan los factores de sobretensión por falla monofásica a tierra (Factor k), en las subestaciones del Proyecto con base en las relaciones X0/X1 y R0/X1, para la condición de resistencia de falla R1=0 (Figura 1 tomada del Anexo B IEC60071-2). Tabla 1.

Factor de falla a tierra k Subestaciones del Proyecto Orcotuna Orcotuna Orcotuna 220kV 60kV 10kV X1

26.345

5.665

0.210

R1

2.551

0.864

0.020

X0

16.081

2.200

29.880

R0

1.156

0.087

0.000

X0/X1

0.610

0.388

142.286

R0/X1

0.044 1.2

0.015 1.2

0.000 1.73

Factor k


Figura 1.



Factor k de falla a tierra

Con base en estos resultados, se concluye que en los niveles de 220kV y 60kV de las subestaciones del Proyecto se tiene un sistema sólidamente aterrizado (k≤1,3). El nivel de 10kV (terciario del transformador conectado en delta), claramente constituye un sistema aislado. Por otro lado, la tensión nominal del descargador de sobretensiones, R, es el mayor valor entre Ro y Re. =

(3)

=

(4)

K0 es el factor de diseño del descargador de sobretensiones, el cual varía según el fabricante. Un valor típico es 0,8.

Kt es la capacidad del descargador y depende del tiempo de duración de la sobretensión temporal. Así, para un segundo, Kt = 1,15; para 10 segundos, Kt = 1,06 y para dos horas, Kt = 0,95 (valores aproximados). Para definir la capacidad del pararrayos se ha considerado una duración de la sobretensión temporal de máximo 10 s, teniendo el pararrayos una carga previa. Según la siguiente gráfica típica de un fabricante, se obtiene un valor de:


=

Figura 2.



= 1,06

Curva típica de sobretensión de pararrayos

Se puede prever un margen extra de 10% para sistemas con tensiones inferiores a 100 kV y 5% para sistemas con tensiones mayores de 100 kV, encontrándose así la tensión nominal del descargador de sobretensiones, R. Para las subestaciones a 220 kV aplica un valor del 5% y para el nivel de 60 kV y 10 kV un valor del 10%. Aplicando este procedimiento, se obtienen las tensiones nominales y de operación continua para los pararrayos en las subestaciones de 220 kV, 60 kV y 10 kV, las cuales serán el insumo para la selección de los parámetros típicos de los pararrayos que se consideran en la coordinación de aislamiento. Orcotuna 220 kV: COV = 245 kV/3 = 141,45 kV TOV = 1,2  141,45 kV = 169,74 kV Ro = 141,45 kV/0,8 = 176,81 kV Re = 169,74 kV/1,06 = 160,13 kV R = 1,05  176,81 kV = 185,65 kV Se selecciona un descargador de sobretensiones con una tensión asignada (Ur) de 198 kV y una tensión continua de operación (COV) mayor a 142 kV.




Orcotuna 60 kV: COV = 72,5 kV/3 = 41,86 kV TOV = 1,2  41.86 kV = 50,23 kV Ro = 41.86 kV/0,8 = 52,32 kV Re = 50,23 kV/1,06 = 47,39 kV R = 1,10  52,32 kV = 57,55 kV Se selecciona un descargador de sobretensiones con una tensión asignada (Ur) de 60 kV y una tensión continua de operación (COV) mayor a 42 kV. Orcotuna 10 kV: COV = 13,30 kV (1) TOV = 1,2  13,30 kV = 15,96 kV Ro = 13,30 kV/0,8 = 16,63 kV Re = 15,96 kV/1,06 = 15,06 kV R = 1,10  16,63 kV = 18,29 kV (1) Valor máximo tomado de la Tabla A1.4 del Anexo 1. Se selecciona un descargador de sobretensiones con una tensión asignada (Ur) de 21 kV y una tensión continua de operación (COV) mayor a 13,30 kV. 4.2

CORRIENTE NOMINAL DE DESCARGA

Los descargadores de sobretensión se clasifican según su corriente nominal de descarga, la cual dependerá del tipo de estación, según lo indicado en Tabla 1 de la Norma IEC 60099-4-2014 [7] (ver Tabla 2). A nivel de 220 kV, se elige una corriente nominal de descarga mínima de 20 kA y para 60 kV y 10 kV, se selecciona una corriente nominal de descarga de 10 kA.


Tabla 2.

4.3



Clasificación de descargadores

CLASE DE DESCARGA DE LÍNEA

Para seleccionar la capacidad de disipación de energía de los pararrayos (clase de descarga de línea) se siguen los lineamientos de la Norma IEC 60099-5-2013 [8]. Se tiene en cuenta la capacidad de disipación de energía para descargas atmosféricas y sobretensiones de maniobra. La capacidad de disipación de energía ante descargas atmosféricas puede ser estimada según la siguiente formula:

(5) Donde: W: Energía absorbida Upl: Nivel de protección al impulso tipo rayo Uf: Tensión de flameo inverso negativo de la línea Z: Impedancia característica de la línea, ohmios N: Número de líneas conectadas al pararrayos Tl: Duración equivalente de la corriente de la descarga incluyendo la primera y las descargas subsecuentes. Valor típico de 3 x 10-4 s Considerando la tensión asignada (Ur) de 198 kV para 220 kV, el nivel de protección al impulso tipo rayo a 20 kA para un descargador típico es 494 kV. Para 60 kV considerando la tensión asignada (Ur) de 60 kV, el nivel de protección al impulso tipo rayo a 10 kA para un descargador típico es 141 kV. Para 10 kV considerando la tensión asignada (Ur) de 21 kV el nivel de protección al impulso tipo rayo a 10 kA para un descargador típico es 54 kV. Los valores estimados son presentados en la Tabla 3.


Tabla 3.



Capacidad de Energía – Descargas Atmosféricas W - Descargas Atmosf.

Subestación Orcotuna 220 kV

[kJ] (Estimada) 118.3

Orcotuna 60 kV

10.0

Orcotuna 10 kV

5.3

La capacidad de disipación de energía ante maniobras depende de magnitud de las sobretensiones, la forma de onda, la impedancia y configuración del sistema, y la característica de protección del descargador ante impulsos tipo maniobra. Debido a la naturaleza estadística y a la forma de onda compleja de este tipo de sobretensiones, es deseable calcular la energía disipada por los pararrayos mediante simulaciones. Sin embargo, de acuerdo a la Norma IEC 60099-5-2013 [8], se puede hacer un cálculo conservativo con la siguiente ecuación:

(6) Donde: W: Energía absorbida Ups: Nivel de protección al impulso de maniobra Urp: Máxima tensión representativa de maniobra (sin pararrayos) Zs: Impedancia característica de la línea, ohmios L: Longitud de la línea, km c: velocidad de propagación de la luz, km/s Los valores estimados son presentados en la Tabla 4. Tabla 4.

Capacidad de Energía – Maniobras

Subestación

W - Descargas Maniobra [kJ] (Estimada)

Orcotuna 220 kV

286.5

Orcotuna 60 kV

1.3

Orcotuna 10 kV

-

Tomando la máxima disipación entre la Tabla 3 y la Tabla 4, se tienen los siguientes requerimientos de energía:


Tabla 5.



Capacidad Máxima de Energía requerida – Pararrayos del Proyecto

Subestación

Tensión asignada

Máxima W [kJ]

Capacidad de Energía [kJ/kV (Ur)]

Orcotuna 220 kV

(Ur) 198

286.5

1.45

Orcotuna 60 kV

60

10.0

0.17

Orcotuna 10 kV

21

5.3

0.25

A partir de los valores de la relación de la tensión residual al impulso de maniobra con el valor eficaz de la tensión asignada del pararrayos (Ua/Ur), y de la energía específica presentada en la Tabla 5, se determina a partir de la Figura L.1 de la Norma IEC 60099-42014 [7] (ver Figura 3), la línea de descarga ubicada por encima del punto de encuentro de dichos valores.

Figura 3.

Clase de Descarga de Línea

Considerando la tensión asignada (Ur) de 198 kV para tensión de 220 kV y el nivel de protección al impulso maniobra a 2 kA para un descargador típico que podrá ser de 400 kV, se obtiene la relación Ua/Ur= 2,02. Para 60 kV, considerando la tensión asignada (Ur) de 60 kV y el nivel de protección al impulso maniobra a un 1 kA para un descargador




típico que podrá ser de 119 kV, se obtiene la relación Ua/Ur = 1,98. Para 10 kV, considerando la tensión asignada (Ur) de 21 kV y el nivel de protección al impulso maniobra a un 1 kA para un descargador típico que podrá ser de 45 kV, se obtiene la relación Ua/Ur = 2,14. De acuerdo a la Figura 3, para Orcotuna 220 kV los descargadores deben tener una clase mínima de descarga de 2. Para Orcotuna 60 kV y 10 kV se requiere una clase mínima de descarga de 1. Finalmente, la clase de descarga de línea seleccionada es presentada en la Tabla 6. Tabla 6.

Clase de descarga de línea – Pararrayos del Proyecto

Orcotuna 220 kV

Clase de descarga de línea requerida ≥ Clase 2

Clase de descarga de línea seleccionada Clase 4

Orcotuna 60 kV

≥ Clase 1

Clase 3

Orcotuna 10 kV

≥ Clase 1

Clase 2

Subestación

4.4

ESPECIFICACIONES DE LOS DESCARGADORES DE SOBRETENSIÓN

A partir de los resultados obtenidos en los numerales anteriores, en la Tabla 7 se presentan las características técnicas seleccionadas para los descargadores de sobretensión a instalar con el Proyecto. Tabla 7.

Características Técnicas de Descargadores de Sobretensión Descripción

Unidad

Requerido

Tensión más elevada para el material (Um)

kV rms

245

72,5

24

Tensión asignada (Ur)

kV rms

198

60

21

Tensión continua de operación (Uc)

kV rms

156

48

17

Corriente de descarga asignada (In)

kA pico

20

10

10

4

3

2

Clase de Descarga de Línea Capacidad mínima de disipación de energía asignada para dos impulsos de larga duración

kJ/kVUr

10.8

7.8

5.1

Nivel de protección típico al impulso tipo maniobra (NPM)

kV pico

400 (2 kA)

119 (1 kA)

45 (1 kA)

Nivel de protección típico al impulso tipo rayo (NPR)

kV pico

494 (20 kA)

141 (10 kA)

54 (10 kA)


5. 5.1



CALCULO DE LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO DATOS PARA DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES REPRESENTATIVAS (URP)

5.1.1 Sobretensiones temporales Para las sobretensiones por falla de una fase a tierra y por rechazo de carga (Ferranti) se efectúan simulaciones con el programa DIgSILENT Power Factory usando la base de datos suministrada por el COES y con la cual se hicieron los Estudios Pre-Operativos. Estos resultados son presentados en su totalidad en la referencia [11] y son reproducidos en la Tabla 8 y Tabla 9. Tabla 8. Subestación

Sobretensiones Temporales

Nivel de tensión [kV]

[kV] F-T

[p.u.](1)

[p.u.](2)

[kV]F-F

[p.u.](1)

[p.u.](2)

220

169,74

1,3

1,2

245

1,11

1,00

60

50,23

1,3

1,2

64

1,06

0,88

10

17,5

1,75

1,73

10,5

1,05

0,60

Orcotuna

Falla monofásica

Rechazo de Carga

Nota: (1) (2)

Datos en p.u con tensiones bases calculadas a partir de la tensión nominal del sistema (220 kV, 60 kV y 10 kV). Datos en p.u con tensiones bases calculadas a partir de la tensión máxima del sistema (245 kV, 72,5 kV y 17,5 kV).

Tabla 9.

Tensiones Representativas Temporales (URP)

Subestación

Nivel de tensión [kV] 220

Orcotuna

Temporales [kV] URP (fase – tierra) 173,33

URP (fase – fase) 300,22

60

50,23

84,54

10

17,5

20,21

Nota: (1) Para las sobretensiones por falla de una fase a tierra y por rechazo de carga (Ferranti) en Orcotuna 10 kV se consideran los valores típicos indicados en la referencia [2].

5.1.2 Sobretensiones de frente lento Las sobretensiones de frente lento son originadas principalmente por energización y recierre de líneas, fallas y despeje de fallas, rechazo de carga, suicheo de corrientes capacitivas e inductivas, entre otros. Según el Anexo D de la referencia [2], se debe estimar el valor de truncamiento (Uet y Upt) considerando una distribución de probabilidad a partir del valor de la sobretensión del 2%




(Ue2 y Up2) encontrada en los estudios. Los valores máximos de truncamiento son asumidos como las tensiones representativas de maniobra en el estudio de coordinación de aislamiento. Para la determinación de una adecuada distribución de probabilidad para sobretensiones de maniobra, la referencia [2] recomienda simulaciones estadísticas. Sin embargo, para sobretensiones debido a maniobras de energización y recierre sin considerar los pararrayos, la Figura 1 de la Norma IEC 60071-2 (ver Figura 4) permite una aproximación de los valores típicos de sobretensiones fase-tierra esperadas con una probabilidad del 2% de ser excedidas (Ue2). Para la determinación de un valor aproximado de las sobretensiones fase-fase del 2% esperadas (Up2), se puede usar la Figura 2 de la Norma IEC 60071-2 [2] (ver Figura 5) a partir de los valores Ue2 encontrados. Para el cálculo de las tensiones de truncamiento (Uet y Upt), en el Anexo H de la Norma IEC 60071-2 [2] se recomienda:

(7)

Figura 4.

Aproximación de sobretensiones fase-tierra del 2% para maniobras de energización y recierre


Figura 5.



Aproximación de sobretensiones fase-fase del 2% para maniobras de energización y recierre

Para la determinación de las tensiones representativas de maniobra para los niveles de 60 kV y 10 kV se tienen en cuenta las recomendaciones de la referencia [2]. Para 220 kV, las sobretensiones representativas de frente lento son calculadas a partir de simulaciones estadísticas efectuadas con el programa ATP considerando un modelo detallado del proyecto según las recomendaciones de la norma IEC 60071-4 [4]. Los valores de sobretensiones con probabilidad del 2% de ser excedidas y los valores de tensiones de truncamiento para los niveles de 60 kV y 10 kV sin considerar los pararrayos, son presentados en la Tabla 10 y Tabla 11. Tabla 10.

Valores aproximados sobretensiones del 2% Orcotuna 60kV y 10kV Subestación

Tabla 11.

Equipos Entrada Línea Ue2 (p.u)

Up2 (p.u)

Todos los equipos Ue2 (p.u)

Up2 (p.u)

Orcotuna 60 kV

2.30

3.45

1.47

2.21

Orcotuna 10 kV

1.90

2.96

1.22

1.90

Valores aproximados sobretensiones de truncamiento Orcotuna 60kV y 10kV Subestación

Equipos Entrada Línea Uet (p.u)

Upt (p.u)

Todos los equipos Uet (p.u)

Upt (p.u)

Orcotuna 60 kV

2.63

3.89

1.59

2.33

Orcotuna 10 kV

2.13

3.27

1.27

1.94




Las sobretensiones representativas de frente lento para 220 kV son calculadas a partir de simulaciones estadísticas efectuadas con el programa ATP que proporcionan valores máximos de tensión con simulaciones de recierre monopolar y energización de las líneas. Adicionalmente, se realizan las simulaciones de energización del transformador de Orcotuna. Estos resultados son presentados en su totalidad en la referencia [10]. En la Tabla 12, se presentan los resultados obtenidos de las mayores sobretensiones de maniobra fase – tierra y fase – fase para Orcotuna 220 kV. Tabla 12.

Máximas sobretensiones de maniobra Orcotuna 220 kV Sobretensión Fase – Tierra

Subestación

Orcotuna 220 kV

Vmedia p.u.

3,230

Sobretensión Fase – Fase

S.T. Estadística (98%) p.u

kVp

Caso(1)

Vmedia p.u.

3,432

686,51

RM

2,381

0,098

S.T. Estadística (98%) p.u

kVp

Caso(1)

2,413

835,96

RM

0,016

Nota: (1) RM: Recierre Monofásico sin falla EL: Energización de Línea ET: Energización de Transformador

Para Orcotuna 220 kV, las sobretensiones de truncamiento asociadas a la distribución normal encontrada en la referencia [10] son calculadas como Uet = Ue2 + σ y Upt = Up2 + σ. El resumen de los resultados es presentado en la Tabla 13. Tabla 13.

Sobretensiones de Truncamiento fase – tierra y fase – fase Subestación p.u Orcotuna 220 kV

=

+

3,53

= ,

p.u Orcotuna 60 kV

2.63

Orcotuna 10 kV

2.13

×

kVp

p.u

706,15

2,43

− ,

= ,

kVp

p.u

155

3.89

30

3.27

=

+

kVp

841,40

×

− ,

kVp 230 47

Para los valores de tensiones representativas URP, se siguen las recomendaciones presentadas en la Metodología IEC, las cuales corresponden a:


Tabla 14.



Metodología de Cálculo de Tensiones Representativas (= Ups)(1) para cualquier equipo

Tensión de soportabilidad representativa Fase – tierra, URP (kV)

Tensión de soportabilidad representativa Fase – fase, URP (kV) Nota:

(1)

Ups: Nivel de Protección Maniobra del descargador Sobretensiones seleccionado

de de

= mínimo (2 Ups , Upt) para cualquier equipo

Según el numeral 2.3.3.7 de la referencia [2], conduce a resultados conservativos el tomar como tensión representativa de frente lento fase-tierra, el nivel de protección del descargador de sobretensiones al impulso tipo maniobra, por lo tanto Urp = Ups.

De acuerdo con las recomendaciones presentadas en la Tabla 14, se presentan en la Tabla 15 las tensiones representativas de frente lento para cada una de las subestaciones. Tabla 15.

Tensiones Representativas de Frente Lento (URP) Subestación

Orcotuna

5.2

Nivel de Tensión [kV]

Frente lento [kVp] URP (fase – tierra)

URP (fase – fase)

220,0

400

800

60,0

119

230

10,0

45

47

DATOS PARA DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE COORDINACIÓN (UCW)

Las sobretensiones de coordinación (UCW) temporales y de frente lento corresponden a las sobretensiones representativas (URP), multiplicadas por un factor de coordinación KCD.

5.2.1 Sobretensiones temporales Con el método determinístico la tensión de soportabilidad de coordinación es igual a la sobretensión temporal representativa, por lo que el factor de coordinación es KCD = 1,0 (cláusula 3.3.1 de la referencia [2]).


Tabla 16.



Sobretensiones temporales de Coordinación (UCW) Ucw= kcd  Urp Subestación


Fase–tierra [kV]

Fase–fase [kV]

220,0

173

300

60,0

50

85

10,0

17

20

Orcotuna

5.2.2 Sobretensiones de frente lento El factor de coordinación determinístico (KCD) se determina a partir de la Figura 6 de la referencia [2]. El Factor de coordinación deterministico KCD, depende de la relación entre el nivel de protección al impulso de maniobra del pararrayos Ups (NPM) y el valor de la sobretensión fase - tierra: Ue2 y fase-fase: Up2. 

Subestación Orcotuna 220 kV: Mollepata 220 kV



Relación

Kcd

Fase–tierra

Ups/Ue2

0,58

1.100

Fase–fase

2Ups/Up2

0,96

1,000

Fase–tierra

Ucw= Kcd x Urp

Ucw = 1,100 x 400 = 440 kVp

Fase–fase

Ucw= Kcd x Urp

Ucw = 1,000 x 800 = 800 kVp

Subestación Orcotuna 60 kV: Orcotuna 220 kV

Relación

Kcd

Fase–tierra

Ups/Ue2

0,87

1,067

Fase–fase

2Ups/Up2

1,16

1,000

Fase–tierra

Ucw= Kcd x Urp

Ucw = 1,067 x 119 = 127 kVp

Fase–fase

Ucw= Kcd x Urp

Ucw = 1,000 x 230 = 230 kVp






Subestación Orcotuna 10 kV: Orcotuna 220 kV

Relación

Kcd

Fase–tierra

Ups/Ue2

1,65

1,000

Fase–fase

2Ups/Up2

2,12

1,000

Fase–tierra

Ucw= Kcd x Urp

Ucw = 1,000 x 45 = 45 kVp

Fase–fase

Ucw= Kcd x Urp

Ucw = 1,000 x 47 = 47 kVp

5.2.3 Sobretensiones de frente rápido 

Subestación Orcotuna 220 kV:

Para la Subestación Orcotuna 220 kV se consideran los siguientes parámetros: Nivel de protección al rayo del descargador (Upl) Factor dado en la Tabla F.2 de la referencia [2] que describe el comportamiento de la línea ante las descargas eléctricas atmosférica (A) Cantidad de líneas conectadas a la subestación (n) Longitud de la conexión del pararrayos a la línea (a1) Longitud de la conexión a tierra del pararrayos (a2)

494 kVpico 4500 kV 2 0.1 m 3.55 m

Longitud del conductor de fase entre el pararrayos y el equipo a proteger el aislamiento interno (p.e PT, CT, Interruptor, Transformador) (a3-int)

130 m (1)

Longitud del conductor de fase entre el pararrayos y el equipo a proteger el aislamiento externo (p.e Seccionador o aislador) (a3-ext)

135 m (2)

Longitud de la parte activa del pararrayos (a4)

2.58 m

Vano típico de línea (Lsp)

400 m

Tasa de fallas aceptable de equipo (Ra) Índice de falla en el primer kilómetro de la línea (Rkm) (1) Distancia hasta el PT de barra 2. (2) Distancia hasta el Seccionador de acople barra 2

1 en 100 años 1 fallas/100 km-año







Para la Subestación Orcotuna 60 kV se consideran los siguientes parámetros: Nivel de protección al rayo del descargador (Upl)

141 kVpico

Factor dado en la Tabla F.2 de la referencia [2] que describe el comportamiento de la línea ante las descargas eléctricas atmosférica (A)

4500 kV

Cantidad de líneas conectadas a la subestación (n)

2

Longitud de la conexión del pararrayos a la línea (a1)

0.1 m

Longitud de la conexión a tierra del pararrayos (a2)

2.5 m

Longitud del conductor de fase entre el pararrayos y el equipo a proteger el aislamiento interno (p.e PT, CT, Interruptor, Transformador) (a3-int)

74.5 m (1)

Longitud del conductor de fase entre el pararrayos y el equipo a proteger el aislamiento externo (p.e Seccionador o aislador) (a3-ext)

74.5 m (2)


1.0 m


400 m

Tasa de fallas aceptable de equipo (Ra) Índice de falla en el primer kilómetro de la línea (Rkm)

1 en 100 años 1 fallas/100 km-año

(1) Distancia hasta el PT de barra (2) Distancia hasta el PT de barra 


Para la Subestación Orcotuna 10 kV se consideran los siguientes parámetros: Nivel de protección al rayo del descargador (Upl) Factor dado en la Tabla F.2 de la referencia [2] que describe el comportamiento de la línea ante las descargas eléctricas atmosférica (A) Cantidad de líneas conectadas a la subestación (n) Longitud de la conexión del pararrayos a la línea (a1) Longitud de la conexión a tierra del pararrayos (a2) Longitud del conductor de fase entre el pararrayos y el

54 kVpico 4500 kV 2 0.05 m 1.5 m 10.0 m (1)




equipo a proteger el aislamiento interno (p.e PT, CT, Interruptor, Transformador) (a3-int) Longitud del conductor de fase entre el pararrayos y el equipo a proteger el aislamiento externo (p.e Seccionador o aislador) (a3-ext)

10.0 m (2)


0.641 m


100 m

Tasa de fallas aceptable de equipo (Ra)

1 en 100 años

Índice de falla en el primer kilómetro de la línea (Rkm)

0.1 fallas/100 km-año

(1) Distancia hasta el Transformador Zig-Zag (2) Distancia hasta el Transformador Zig-Zag Aplicando la formulación recomendada en la referencia [2]:

Donde:

=

+ ×

(8)

Ucw: Tensión soportable de coordinación al impulso atmosférico, kV Upl: Nivel de protección al impulso tipo rayo del pararrayos A: Factor dado en la tabla F.2 de la norma IEC 60071-2 [2] que describe el comportamiento de la línea ante las descargas eléctricas atmosféricas n: Número mínimo de líneas conectadas a la subestación. L: Separación equivalente entre el pararrayos más cercano y el equipo en consideración, obtenido de: L  a1  a2  a3  a a1: Longitud de la conexión del pararrayos a la línea a2: Longitud de la conexión a tierra del pararrayos a3: Longitud del conductor de fase entre el pararrayos y el equipo a proteger el aislamiento interno y el aislamiento externo a4: Longitud de la parte activa del pararrayos Lsp: Longitud del vano de las líneas La: Sección de línea aérea calculada a partir de una tasa de salida igual a una tasa de falla aceptable Ra. La = Ra/Rkm Ra: Tasa de falla aceptable para el equipo Rkm: Tasa de fallas por año del primer kilómetro de línea desde la subestación




Se tienen las máximas sobretensiones de frente rápido presentadas en la Tabla 17. Tabla 17.

Máximas sobretensiones de frente rápido

Subestación


Orcotuna

5.3

Aislamiento Externo [kVp]

Aislamiento Interno [kVp]

220

721.0

713.0

60

267.0

267.0

10

57.0

57.0

DATOS PARA DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD REQUERIDAS (URW)

Se calculan las tensiones de soportabilidad requeridas teniendo en cuenta todos los factores que pueden incidir en su aislamiento. El más importante de ellos corresponde a la altura de las subestaciones. -

Factor de seguridad (Ks)

Siguiente la recomendación de la referencia [2], numeral 4.3.4 se considera: Aislamiento interno: Ks=1.15 Aislamiento externo: Ks=1.05 -

Factor de corrección por altura (Ka)

El factor de corrección Ka está basado en la dependencia de la presión atmosférica con la altitud como se muestra en la norma IEC 60721-2-3. La referencia [2] en el numeral 4.2.2, presenta la siguiente fórmula para la determinación del factor de corrección atmosférica: =

(9)

Esta norma advierte que las curvas usadas para determinar el factor m, basadas en la recomendación IEC 60060-1 [7], son obtenidas de medidas experimentales realizadas para alturas hasta de 2000 m. La corrección es necesaria para todas las instalaciones, aún para las ubicadas por debajo de 1000 msnm, para las cuales la corrección debe hacerse para esta altura de referencia. Los factores se calculan considerando los valores de m sugeridos en la referencia [2], así:  



Para soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial con distancia en el aire y aisladores limpios, m=1.0 Para soportabilidad al impulso de maniobra, el factor m es determinado a partir de la Figura 9 en la referencia [2] (ver Figura 6) Para soportabilidad al impulso atmosférico, m=1.0


Figura 6.



Dependencia del factor m para soportabilidad a impulsos de maniobra

Para las subestaciones del Proyecto se tienen los siguientes factores m para la soportabilidad al impulso de maniobra: Tabla 18.

Factores m para soportabilidad al impulso atmosférico Subestación

Soportabilida (UCW)

Factor m

Fase-Tierra

0.96

Fase-Fase

1.00

Fase-Tierra

1.00

Fase-Fase

1.00

Fase-Tierra

1.00

Fase-Fase

1.00

Orcotuna 220 kV

Orcotuna 60 kV

Orcotuna 10 kV

Los factores de corrección por altura Ka para aislamiento externo están dados entonces por:


Tabla 19.


Valores de Ka para aislamiento externo Orcotuna Orcotuna 220kV

Orcotuna 60kV

Orcotuna 10kV

(3340 m.s.n.m)

(3340 m.s.n.m)

(3340 m.s.n.m)

Fase-Tierra Fase-Fase

1.51

1.51

1.51

Fase-Tierra

1.48

1.51

1.51

Fase-Fase

1.51

1.51

1.51

Fase-Tierra Fase-Fase

1.51

1.51

1.51

Aislamiento Soportabilidad a frecuencia industrial (Sobretensiones Temporales) Soportabilidad al impulso de maniobra (Sobretensiones de frente lento) Soportabilidad al impulso atmosférico (Sobretensiones de frente rápido)

-


Tensiones de soportabilidad requerida

Los valores de tensiones de soportabilidad obtenidos después de ser considerada la corrección por altura están dados por las siguientes ecuaciones: :

:

=

×

=

×

×

(10) (11)

Donde UCW corresponde a los valores obtenidos en 5.2.

5.4

DATOS PARA NORMALIZADAS

CONVERSIÓN

TENSIONES

DE

SOPORTABILIDAD

La conversión a tensiones normalizadas depende principalmente del nivel de tensión en la subestación, a saber: Rango I para equipos entre 1 kV < Um ≤ 245 kV Rango II para equipos con Um > 245 kV. Para equipos pertenecientes al rango I de tensiones, el nivel de aislamiento es normalmente especificado por dos valores: la tensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial y la tensión de soportabilidad al impulso atmosférico. La Tabla 2 de la referencia [2] brinda los factores de conversión para ser aplicada a la tensión de soportabilidad requerida para impulsos de frente lento para determinar los valores de soportabilidad aplicables al rango I. Los factores de conversión son presentados en la Tabla 20.




Tabla 20. Factores de conversión para pruebas para Rango I, para convertir tensiones requeridas de soportabilidad al impulso maniobra a tensiones de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial y al impulso atmosférico

6.

RESULTADOS OBTENIDOS

Con la implementación de las tensiones representativas (URP), de tensiones de coordinación (UCW) y de soportabilidades requeridas (URW), es posible definir finalmente niveles normalizados mínimos de aislamiento interno y externo, y las distancias críticas y de seguridad que corresponden a dichos niveles, a partir de las recomendaciones presentadas por las referencias [1] y [3]. Tabla 21.

Valores de tensión de soportabilidad Orcotuna 220 kV


H 3340 msnm

Aislamiento externo

Aislamiento interno

Urw (s) (kV)

Urw (c) (kV)

Urw (s) (kV)

Urw (c) (kV)

Soportabilidad a frecuencia industrial (Sobretensiones temporales)

Fase-tierra

274

466

199

253

Fase-fase

475

885

345

460

Soportabilidad al impulso de maniobra (Sobretensiones de frente lento)

Fase-tierra

685

---

506

---

Fase-fase

1265

---

920

---


Fase-tierra

1140

797

820

557

Fase-fase

1140

1507

820

1012

(s): Soportabilidad requerida análisis directo (c): Soportabilidad requerida convertida

De acuerdo a los resultados presentados en la Tabla 21 para la Subestación Orcotuna 220 kV, los equipos de maniobra, Transformadores de Corriente y Transformadores de potencial son especificados con una soportabilidad al impulso atmosférico de 1175 kVpico




(Equipos de rango Rango II). De acuerdo a la Tabla 2a de la Norma IEC 62271-1 [3] y la Tabla 3 de la Norma IEC 60071-1 [1], a este valor se le asocia una soportabilidad al impulso tipo maniobra normalizado fase-tierra de 950 kVpico y 1425 kVpico fase-fase. Con estos valores normalizados se garantiza la soportabilidad requerida para las sobretensiones de maniobra encontradas. Adicionalmente, acuerdo a la IEC 61869-1, para un SIWL de 1175 kVpico se tiene una soportabilidad normalizada de corta duración a frecuencia industrial fase-tierra y fase-fase de 510 kVrms. Este valor está por encima de la soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial fase-tierra requerida. Para el caso del transformador de potencia (equipo como tal sin bujes) se recomienda una soportabilidad al impulso atmosférico de 1050 kVpico y soportabilidad normalizada de corta duración a frecuencia industrial de 460 kVrms. Para el caso de los bujes del equipo se recomiendan un LIWL de 1175kVpico y un SIWL de 950kVpico fase-tierra y 1425 kVpico fase-fase. Con estos valores se debe garantizar una distancia mínima fase-tierra de 2900mm y una distancia mínima fase-fase de 3600mm. Para el caso de los bujes del transformador por 220kV se debe garantizar una separación mínima entre las conexiones de 3600mm. Tabla 22.



H 3340 msnm

Aislamiento externo

Aislamiento interno

Urw (s) (kV)

Urw (c) (kV)

Urw (s) (kV)

Urw (c) (kV)

58

73


Fase-tierra

79

Fase-fase

134

125 229

97

132


Fase-tierra

201

---

146

---

Fase-fase

364

---

265

---


Fase-tierra

422

218

306

119

Fase-fase

422

397

306

175


De los resultados presentados en la Tabla 22 para la Subestación Orcotuna 60 kV, los equipos de maniobra, Transformadores de Corriente y Transformadores de potencial son especificados con un nivel de aislamiento normalizado con soportabilidad a la onda de corta duración de frecuencia industrial de 185 kVrms y soportabilidad al impulso atmosférico de 450 kVpico. Con estos valores es suficiente para satisfacer los valores requeridos (Tabla 2 de la referencia [1]). Para el caso del transformador de potencia (equipo como tal sin bujes) se recomienda una soportabilidad al impulso atmosférico de 325 kVpico y soportabilidad normalizada de corta




duración a frecuencia industrial de 140 kVrms. Para los bujes del equipo se recomiendan un LIWL de 450 kVpico y un SDWL de 185 kVrms. Según el nivel de aislamiento seleccionado, se debe cumplir con la distancia mínima fasetierra y fase – fase de 900 mm (Tabla A-1 de la referencia [1]). Para el caso de los bujes del transformador por 60kV se debe garantizar una separación mínima entre las conexiones de 1000mm. Tabla 23.



H 3340 msnm

Aislamiento externo

Aislamiento interno

Urw (s) (kV)

Urw (c) (kV)

Urw (s) (kV)

Urw (c) (kV)


Fase-tierra

28

43

20

26

Fase-fase

32

45

23

27


Fase-tierra

71

---

52

---

Fase-fase

74

---

54

---


Fase-tierra

90

75

66

57

Fase-fase

90

78

66

59


De los resultados presentados en la Tabla 23 para la Subestación Orcotuna 10 kV, todos los equipos son especificados con un nivel de aislamiento normalizado con soportabilidad a la onda de corta duración de frecuencia industrial de 38 kVrms y soportabilidad al impulso atmosférico de 95 kVpico. Con estos valores es suficiente para satisfacer los valores requeridos (Tabla 2 de la referencia [1]). Según el nivel de aislamiento seleccionado, se debe cumplir con la distancia mínima fasetierra y fase – fase de 160 mm (Tabla A-1 de la referencia [1]). En la Tabla 24 y Tabla 25, se presentan los niveles de aislamiento mínimos normalizados de aislamiento externo e interno para la subestación Orcotuna 220 kV, 66 kV y 10 kV. En la Tabla 26 se presentan las distancias mínimas requeridas.


Tabla 24.

S/E

Orcotuna

Orcotuna


Niveles normalizados de aislamiento externo Orcotuna

Tensión soportada asignada de corta Tensión soportada asignada al duración a impulso tipo maniobra frecuencia industrial Us Ud kV (valor pico) Tensión kV (valor eficaz) asignada Ur Entre Entre kV (valor Entre contactos fase y Entre la eficaz) fase y abiertos tierra, y Entre distancia tierra, y y/o entre la entre fases de entre distancia contactos aislamiento fases de abiertos aislamiento

Tensión soportada asignada al impulso tipo rayo Up kV (valor pico) Entre fase y tierra, y entre fases

Entre contactos abiertos y/o entre la distancia de aislamiento

220

510

600

950

1425

1095

1175

1380

60

185

210

----

----

----

450

520

10

38

45

----

----

----

95

110

Tabla 25.

S/E


Niveles normalizados de aislamiento interno Orcotuna

Tensión soportada asignada de corta Tensión soportada asignada al duración a impulso tipo maniobra frecuencia industrial Us Ud kV (valor pico) Tensión kV (valor eficaz) asignada Ur Entre Entre kV (valor Entre contactos fase y Entre la eficaz) fase y abiertos tierra, y Entre distancia tierra, y y/o entre la entre fases de entre distancia contactos aislamiento fases de abiertos aislamiento

Tensión soportada asignada al impulso tipo rayo Up kV (valor pico) Entre fase y tierra, y entre fases

Entre contactos abiertos y/o entre la distancia de aislamiento

220

460

530

----

----

----

1050

1200

60

140

160

----

----

----

325

375

10

38

45

----

----

----

95

110

Tabla 26.

S/E

Orcotuna

Distancias críticas y de seguridad Orcotuna

TENSIÓN ASIGNADA Ur kV (valor eficaz)

DISTANCIAS MÍNIMAS (según IEC) fase – tierra mm

DISTANCIAS MÍNIMAS (según IEC) fase – fase mm

Punta Estructura

Conductor Estructura

Conductor – Conductor Paralelo

PuntaConductor

220

2900

2200

3100

3600

60

900

----

900

----

10

160

----

160

----


7.



DISTANCIA DE FUGA (CREEPAGE DISTANCE)

De acuerdo a las bases del Proyecto [13], para la Subestación Orcotuna se requiere una Distancia de Fuga mínima de 25 mm/kVfase-fase. Este valor es definido por la Norma IEC 60815-2 [14] como Reference Unified Specific Creepage Distance (RUSCD) y corresponde a un ambiente con un grado de severidad de polución Alto. Los valores de RUSCD en mm/kVfase-tierra normalizados en [14] según el grado de severidad de polución del sitio (SPS - Site Pollution Severity), son presentados en la Figura 7.

Figura 7.

Valores normalizados de RUSDC

De acuerdo a la Norma IEC 60815-2, el valor de RUSCD debe ser corregido por altitud y geometría de los aisladores, teniendo en cuenta la siguiente ecuación: =

Donde:

×

×

(12)

USCD: Unified Specific Creepage Distance [mm/kVfase-tierra] Ka: Factor de corrección por altura Kad: Factor de corrección por diámetro del aislador 7.1

FACTOR DE CORRECCIÓN POR ALTURA (Ka)

Generalmente, la influencia de la altitud en la soportabilidad del aislador ante impulsos de voltaje es mucho mayor que en la soportabilidad ante flameos superficiales en presencia de polución. Así, el incremento de la longitud del aislador debido a la corrección por altura, es más que suficiente para incrementar el creepage distante. Sin embargo, en caso de ser necesario, este factor de corrección aplica para alturas de instalación mayores a 1500 m.s.n.m [14].




Para corrección por altura de la distancia de fuga se siguen las recomendaciones presentadas en la referencia [15]. De acuerdo a esta referencia, el factor de corrección está dado por: =

Donde:

(13)

Ka: Factor de corrección por altura de la distancia de fuga ρ: Densidad relativa del aire a la altura de instalación b: Índice de arco. b = 0.5 para sistemas en a.c y b = 0.35 para sistemas en d.c. Para el cálculo de la densidad relativa del aire se puede usar la expresión recomendada en la IEEE Std 1313.2-1999 [17]: =

(14)

.

Donde A es la elevación de la instalación en km. Que es similar a la recomendada en la IEC 60071-2 [2]: =

(15)

Donde H es la elevación de la instalación en m. Para este estudio se tomará la recomendación de la IEC 60071-2 [2]. Finalmente, el factor de corrección por altura para la distancia de fuga en aisladores estará dado por: =

Donde:

(16)

H es la elevación de la instalación en m b: Índice de arco. b = 0.5 para sistemas en a.c y b = 0.35 para sistemas en d.c. 7.2

FACTOR DE CORRECCIÓN POR DIÁMETRO DEL AISLADOR (Kad)

Factor que depende del diámetro promedio Da del aislador según los siguientes valores: Kad = 1

si Da es menor a 300 mm

Kad = 0.0005 Da + 0.85

si Da

es mayor o igual a 300 mm

El diámetro promedio Da de un aislador puede ser calculado con la siguiente formula: =

(17)


Figura 8.



Cálculo de Kad para aisladores

Para los aisladores a instalar con el Proyecto se tiene una diámetro promedio menor a 300 mm, por tanto se toma Kad = 1. 7.3

DISTANCIA DE FUGA MÍNIMA REQUERIDA

Finalmente, aplicando los factores de corrección Ka y Kad, la distancia de fuga (creepage distance) mínima requerida para los equipos del Proyecto es calculada según la siguiente ecuación: [

]=

×

Donde Um corresponde a la tensión máxima del sistema.

√3

[

]

(18)

Los valores finales son presentados en la Tabla 27. Tabla 27.

Subestación

Orcotuna 220 kV Orcotuna 60 kV Orcotuna 10 kV Orcotuna Neutro

Um H [kV] [m.s.n.m]

Distancias de fuga mínima equipos Orcotuna

ka

Kad

Grado de Reference Unified Unified Specific severidad de Specific Creepage Creepage polución del Distance RUSCD Distance USCD sitio [mm/kVfase-fase] [mm/kVfase-fase]

Distancia de fuga mínima nominal Dfmin [mm]

245

3340

1.23

1.0

d - Heavy

25.0

30.7

7518

72.5

3340

1.23

1.0

d - Heavy

25.0

30.7

2225

17.5

3340

1.23

1.0

d - Heavy

25.0

30.7

537

17.5

3340

1.23

1.0

d - Heavy

25.0

30.7

537




Los resultados presentados en la Tabla 27 muestran que para cumplir con los requerimiento de pliegos y aplicando los factores de corrección por altura, se deben instalar equipos con un USCD de por lo menos 31mm/kVfase-fase.


8.



REFERENCIAS

[1]

INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION. Insulation co-ordination. Part 1: Definitions, principles and rules. IEC, 2011. 78p. (IEC 60071–1).

[2]

INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION. Insulation co-ordination. Part 2: Application guide. IEC, 1996. 251p (IEC 60071–2).

[3]

INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION. High-voltage switchgear and controlgear - Part 1: Common specifications. IEC, 2007. 252p (IEC 62271-1).

[4]

INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION. Insulation co-ordination. Part 4: Computational guide to insulation co-ordination and modelling of electrical networks. IEC, 2004. 124p (IEC TR 60071–4).

[5]

ABB. Selection guide for HV Surge Arresters.

[6]

SIEMENS. Metal – Oxide Surge Arresters – Fundamentals.

[7]

IEC 60099-4-2014. Surge Arresters – Metal – oxide surge arresters without gaps for a.c. systems.

[8]

IEC 60099-5-2013. Surge Arresters – Part 5: Selection and application recommendations.

[9]

Estudio de las sobretensiones atmosféricas críticas en líneas y subestaciones. PEFRMO-Z0001-S-01-D0601.

[10]

Estudio de las sobretensiones de maniobra críticas en líneas y subestaciones. PEFRMO-Z0001-S-01-D0603.

[11]

Estudio de las sobretensiones temporales críticas en líneas y subestaciones. PEFRMO-Z0001-S-01-D0604.

[12]

Estudios para la Especificación de los Pararrayos. PE-FRMO-Z0001-S-01-D0607.

[13]

Anexo N° 8. Contrato de Concesión SCT “Subestación Orcotuna 220/60kV”. Versión Final. 18 de junio de 2014. PROINVERSIÓN.

[14]

INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION. Selection and dimensioning of high-voltage insulators intended for use in polluted conditions – Part 2: Ceramic and glass insulators for a.c. systems. IEC, 2008. 26p. (IEC/TS 60815-2)

[15]

POLLUTED INSULATORS : A REVIEW OF CURRENT KNOWLEDGE. CIGRE 158. Task Force 33.04.01. Junio de 2000.

[16]

UNCERTAINTIES IN THE APPLICATION OF ATMOSPHERIC AND ALTITUDE CORRECTIONS AS RECOMMENDED IN IEC STANDARDS. Dong Wu, Ming Li and Mats Kvarngren. Paper Published on the16th International Symposium on High Voltage Engineering, Cape Town, South Africa, 2009.

[17]

IEEE Guide for the Application of Insulation Coordination. 65p. IEEE Std 1313.21999




ANEXO 1 - SELECCIÓN TENSIÓN MÁXIMA DEVANADO TERCIARIO TRANSFORMADOR Para la subestación Orcotuna se instala un transformador con las siguientes características técnicas: Tabla A1.1. Características Transformadores Transformador

Orcotuna

Tensión Nominal Primario [kV] 220

Tensión Nominal Secundario [kV] 60

Tensión Nominal Terciario [kV] 10

Taps ±10% Pasos de 1%

Tensión Um Primario [kV] 245

Tensión Um Secundario [kV] 72.5

Considerando una tensión en el devanado primario igual a la Tensión máxima del equipo (Um = 245 kV), se tienen las siguientes tensiones en el devanado terciario: Tabla A1.2. Tensión devanado terciario con Um primario (Tap Nominal)

Transformador

Tensión Um Primario [kV]

Orcotuna

245

Tensión Terciario [kV] con Um Primario (Tap nominal) 11.14

Y considerando una tensión en el devanado secundario igual a la Tensión máxima del equipo (Um = 72.5 kV), se tienen las siguientes tensiones en el devanado terciario: Tabla A1.3. Tensión devanado terciario con Um secundario (Tap Nominal)

Transformador

Tensión Um Secundario [kV]

Orcotuna

72.5

Tensión Terciario [kV] con Um Secundario (Tap nominal) 12.08

De estos resultados se observa que la máxima tensión en el devanado terciario se obtiene con el devanado secundario operando a su tensión máxima de diseño. Por otro lado, si se considera el cambiador de tomas del transformador en su posición extrema se obtienen las siguientes tensiones para el devanado terciario: Tabla A1.4. Tensión devanado terciario con Um secundario (Tap pos. Extrema) Transformador Orcotuna

% Taps 10%

Tensión Um Requerida Terciario [kV] 13.29




Teniendo en cuenta la Base de Datos en Power Factory suministrada por el COES y con la cual se hicieron los Estudios Pre-Operativos, se ajustó el siguiente escenario Para la subestación Orcotuna:   

Demanda Mínima – Periodo de Estiaje - Año 2016 Tensión en Huayucachi de 227kV Tap en posición -10 x 1%

Figura A1.1. Tensión devanado terciario Trafo Orcotuna La tensión máxima obtenida para el devanado terciario del transformador de Orcotuna es 10.76 kV. De acuerdo a los resultados presentados en la Tabla A1.4, el devanado terciario del Transformador debería ser especificado con una tensión máxima de operación Um de 17.5kV. Sin embargo, de acuerdo a los resultados de las simulaciones, puede tomarse una tensión máxima de operación Um de 12 kV. No obstante, teniendo en cuenta que en los pliegos del Proyecto se solicita una Soportabilidad al impulso tipo rayo de 95kVpico y una soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial de 38kV, se usará una tensión máxima del equipo normalizada Um = 17.5kV. En resumen, para el devanado terciario y el resto de equipos conectados en este nivel de tensión se tienen los siguientes niveles de aislamiento normalizados: Tabla A1.5. Niveles de aislamiento normalizados terciario transformadores Tensión Máxima Transformador del Equipo Um [kV] Orcotuna

17.5

Tensión de soportabilidad normalizada de corta duración a frecuencia industrial [kV] 38

Tensión de soportabilidad normalizada al impulso tipo rayo [kVpico] 95

Estudio de Coordinacion de Aislamiento S.E. Orcotuna - REP

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