IEB-792-12-D110_0_ Coordinacion de Aislamiento.pdf

CONTRATO 4500000997 CONSTRUCCIÓN DEL SEGUNDO CIRCUITO A 115 kV ENTRE LAS SUBESTACIONES SURIA - PUERTO LÓPEZ – PUERTO GAITÁN

CIRCUITO PUERTO LÓPEZ – PUERTO GAITÁN 115 kV SELECCIÓN DE AISLAMIENTO

DOCUMENTO IEB-792-12-D110

REVISIÓN 0

Medellín, Abril de 2013

SELECCIÓN DE AISLAMIENTO PUERTO LÓPEZ – PUERTO GAITÁN 115 kV

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Las observaciones que resulten de su revisión y aplicación deben ser informadas a IEB S.A.

CONTROL DE REVISIONES Revisión No. 0

Aspecto revisado

Fecha

Emisión Inicial

04/04/2013

CONTROL DE RESPONSABLES NÚMERO DE REVISIÓN Nombre Elaboración

Nombre

2

JSB

25/03/2013 AMG

Firma Fecha Nombre

Aprobación

1

Firma Fecha

Revisión

0

01/04/2013 JPC

Firma Fecha

04/04/2013

Participaron en la elaboración de este informe: JSB

Juan Sebastián Botero

AMG

Andrés Mauricio Garcia

JPC

Jaime Posada Caicedo

Archivo: IEB-792-12-D110(0) Coordinación de Aislamiento

SELECCIÓN DE AISLAMIENTO LÍNEA PUERTO LÓPEZ – PUERTO GAITÁN 115 kV

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TABLA DE CONTENIDO 1. 2. 3. 4.

5.

6.

7.

8.

INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 1 OBJETO ................................................................................................................. 1 CRITERIOS BÁSICOS DE DISEÑO....................................................................... 1 INFORMACIÓN DE ENTRADA .............................................................................. 2 4.1. DATOS DE LA LÍNEA Y DEL SISTEMA .................................................... 2 4.2. DATOS METEOROLÓGICOS ................................................................... 2 4.3. CONDUCTOR DE FASES Y CABLE DE GUARDA .................................. 2 4.4. ESTRUCTURAS ........................................................................................ 3 4.5. AISLADORES ............................................................................................ 5 4.6. VARIABLES DE ENTRADA IEEE FLASH 2.0 ........................................... 5 METODOLOGÍA ..................................................................................................... 6 5.1. AISLAMIENTO A FRECUENCIA INDUSTRIAL ......................................... 6 5.2. AISLAMIENTO FRENTE A DESCARGAS ATMOSFÉRICAS ................... 8 5.2.1. FALLAS DEL AISLAMIENTO ANTE DESCARGAS ATMOSFÉRICAS ..... 8 5.2.2. NIVEL DE AISLAMIENTO ....................................................................... 10 5.2.3. DISTANCIAS EN AIRE ............................................................................ 11 5.3. AISLAMIENTO FRENTE A SOBRETENSIONES POR MANIOBRAS ..... 12 5.3.1. AISLAMIENTO ENTRE FASE Y ESTRUCTURA .................................... 12 5.3.2. AISLAMIENTO ENTRE FASES ............................................................... 14 5.4. RESISTENCIA ELECTROMECÁNICA DE AISLADORES PARA SUSPENSIONES Y RETENCIONES.................................................................... 15 RESULTADOS ..................................................................................................... 15 6.1. AISLAMIENTO A FRECUENCIA INDUSTRIAL ....................................... 15 6.1.1. DISTANCIAS DE FUGA .......................................................................... 15 6.1.2. DISTANCIAS EN AIRE ............................................................................ 15 6.2. NÚMERO DE AISLADORES DE LA CADENA ........................................ 16 6.3. AISLAMIENTO FRENTE A DESCARGAS ATMOSFÉRICAS ................. 16 6.3.1. FALLAS DEL AISLAMIENTO ANTE DESCARGAS ATMOSFÉRICAS ... 16 6.3.2. NIVEL DE AISLAMIENTO Y DISTANCIA EN AIRE................................. 17 6.4. LONGITUD ESTIMADA DE LA CADENA DE SUSPENSIÓN ................. 18 6.5. LONGITUD ESTIMADA DE CADENAS DE RETENCIÓN ....................... 19 6.6. AISLAMIENTO FRENTE A SOBRETENSIONES POR MANIOBRAS ..... 19 6.6.1. DISTANCIAS EN AIRE ............................................................................ 21 6.7. ÁNGULOS MÁXIMOS DE BALANCEO Y DEFLEXIÓN DE LA LÍNEA.... 22 CONCLUSIONES ................................................................................................. 22 7.1. SOBRETENSIONES A FRECUENCIA INDUSTRIAL.............................. 22 7.2. SOBRETENSIONES POR DESCARGAS ATMOSFÉRICAS .................. 22 7.3. SOBRETENSIONES POR MANIOBRA ................................................... 22 RECOMENDACIONES ......................................................................................... 23 8.1. CADENAS DE AISLADORES.................................................................. 23 8.2. DISTANCIAS EN AIRE ............................................................................ 23 8.3. RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA .................................................. 23



9.

Página iii de iv

REFERENCIAS ....................................................................................... 24 LISTA DE TABLAS

Tabla 1. Datos de la línea y del sistema ............................................................................. 2 Tabla 2. Datos meteorológicos ........................................................................................... 2 Tabla 3. Caracteristicas conductor de fase y cables de guarda .......................................... 3 Tabla 4. Posición de conductores estructura doble circuito h=48,2 m ................................ 4 Tabla 5. Posición de conductores estructura doble circuito h=46,4 m ................................ 4 Tabla 6. Posición de conductores estructura doble circuito h=41,9 m ................................ 5 Tabla 7. Especificaciones técnicas aislador suspensión tipo Cuenca y Bola ...................... 5 Tabla 8. Datos entrada Flash doble circuito h=48,2 m ........................................................ 6 Tabla 9. Distancia mínima de fuga de los aisladores ........................................................ 15 Tabla 10. Distancia en aire fase-estructura y fase-fase .................................................... 15 Tabla 11. Número de salidas por 100 km-año .................................................................. 16 Tabla 12. Distancia de arco seco y ángulo de apantallamiento para cálculo de número de salidas de línea ................................................................................................................ 17 Tabla 13. Distancias en aire para sobretensiones por descargas atmosféricas línea doble circuito.............................................................................................................................. 17 Tabla 14. Características elementos de la cadena de suspensión ................................... 18 Tabla 15. Características elementos cadena de retención para doble circuito.................. 19 Tabla 16. Máximas sobretensiones Fase-Fase esperadas por maniobras ....................... 20 Tabla 17. Máximas sobretensiones Fase-Tierra esperadas por maniobras ...................... 20 Tabla 18. Distancias en aire fase-estructura para sobretensiones de maniobra línea doble circuito.............................................................................................................................. 21 Tabla 19. Distancias en aire fase-fase para sobretensiones de maniobra línea doble circuito.............................................................................................................................. 21 Tabla 20. Características de las cadenas de aisladores linea doble circuito ..................... 23 Tabla 21. Distancias en aire de acuerdo al tipo de sobretensión ...................................... 23



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LISTA DE FIGURAS Figura 1. Silueta torre doble circuito ................................................................................... 3 Figura 2. Modelo electrogeométrico IEEE 1243 ................................................................ 9 Figura 3. Configuración típica cadena de suspensión ..................................................... 18 Figura 4. Configuración típica cadena de retención ......................................................... 19

LISTA DE ANEXOS Anexo A: Modelamiento del sistema en ATP para el análisis por sobretensiones tipo maniobra Anexo B: Cálculo de salidas de línea por descarga atmosférica para doble circuito h=48,2 m Anexo C: Cálculo de salidas de línea por descarga atmosférica para doble circuito h=46,4 m Anexo D: Cálculo de salidas de línea por descarga atmosférica para doble circuito h=41,9 m Anexo E: Plano de distancias eléctricas



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1. INTRODUCCIÓN Con el fin de mitigar eventuales situaciones de indisponibilidad ante falla simple de esta infraestructura, la electrificadora del Meta S.A. ESP proyecta la construcción de un segundo circuito a 115 kV entre las subestaciones Suria, Puerto López y Puerto Gaitán, en una longitud aproximada de 180 km, de manera complementaria se proyecta la ampliación de las subestaciones de salida y llegada de este segundo circuito.

2. OBJETO Presentar los resultados de los estudios realizados para la selección del aislamiento de la línea de transmisión Puerto López- Puerto Gaitán. El diseño de aislamiento tiene como objetivo definir las siguientes características de las líneas: • Ángulo de apantallamiento para minimizar las descargas atmosféricas directas sobre los conductores de fase. • Distancia de arco seco de las cadenas de aisladores. • Distancia mínima de fuga. • Resistencia de puesta a tierra. • Dimensionamiento eléctrico de las estructuras y ángulo de balanceo de las cadenas de aisladores.

3. CRITERIOS BÁSICOS DE DISEÑO El dimensionamiento eléctrico de las estructuras se definirá mediante combinación de las distancias mínimas, entre fase y la cara exterior de los perfiles estructurales componentes de las cabezas de las torres, correspondientes a las sobretensiones debidas a descargas atmosféricas, a las sobretensiones de maniobra, al comportamiento a baja frecuencia y al efecto de la contaminación. En esa medida se contemplaran los siguientes criterios: - Se calcularán las distancias de fuga con base en la norma IEC 60815 para nivel de contaminación II, que corresponde a una distancia de fuga específica de 27,7 mm/kV. - El nivel de falla aceptable para la línea aérea debido a descargas atmosféricas podría estar en el rango de 0,1 salidas/100 km-año hasta 20 salidas/100 km-año, de acuerdo a lo recomendado por la norma IEC 60071-2, numeral 3.2. - Para un adecuado comportamiento ante descargas atmosféricas se considerará como máximo una resistencia de puesta a tierra de 20 Ω, valor límite recomendado por el RETIE. - Se calculará el comportamiento de la línea de transmisión frente a las sobretensiones tipo maniobra, permitiéndose una (1) falla por cada cien (100) operaciones de maniobra de la línea, conforme lo recomienda la resolución CREG 098-2000 [1].



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El diseño de la línea se realizará con el fin de asegurar el servicio continuo permanente ante sobretensiones a frecuencia industrial.

4. INFORMACIÓN DE ENTRADA 4.1. DATOS DE LA LÍNEA Y DEL SISTEMA En la Tabla 1 se muestran los principales datos de la línea de transmisión objeto del presente proyecto.

Tabla 1. Datos de la línea y del sistema Característica

Valor

Tensión nominal fase–fase, Vn f-f (kV) Máxima tensión de servicio fase-fase, Vmax f-f , (kV) Frecuencia nominal, ( Hz) Altura media sobre el nivel del mar, (m) Nivel de contaminación, (mm/kV)

115 123* 60 200 27,7** mm/kV

* De acuerdo con la norma IEC 60071-1 ** De acuerdo con la norma IEC 60815-2

4.2. DATOS METEOROLÓGICOS Del estudio correspondiente, código IEB-792-12-D104, se relacionan solo aquellos parámetros relevantes para el diseño del aislamiento:

Tabla 2. Datos meteorológicos Característica

Valor

Altura promedio sobre el nivel del mar (m) Nivel ceráunico T

200 120*

Densidad relativa del aire (p.u.)

0,98

Humedad relativa (%)

81

Temperatura media (°C)

26,2

*Valor tomado del mapa isoceráunico de la norma NTC 4552-1.

4.3. CONDUCTOR DE FASES Y CABLE DE GUARDA Los conductores de fases y los cables de guarda fueron determinados mediante el documento IEB-792-12-D105 “Verificación Conductor de Fases” y IEB-792-12-D106 “Verificación de los Cables de Guarda”. Las principales características del conductor de fase y los cables de guarda se presentan en la Tabla 3.



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Tabla 3. Caracteristicas conductor de fase y cables de guarda Característica Tipo Calibre

Conductor de fases

Cable de guarda 1

Cable de guarda 2

ACSR- FLICKER

ALUMOWELD (AW)

OPGW

477 MCM

7 No. 8

MC-98/517

Diámetro (mm)

21,49

9,78

13,10

Peso unitario (kg/m)

0,9136

0,3896

0,671

Tensión rotura (kgf)

7784

7230,63

7031

---

---

12

Número de fibras

4.4. ESTRUCTURAS Para los cálculos del aislamiento se consideró torres doble circuito, en configuración vertical la Figura 1:

Figura 1. Silueta torre doble circuito En la Tabla 4, Tabla 5 y Tabla 6, se presenta la posición (X, Y) de los conductores y cables de guarda en las estructuras:



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Tabla 4. Posición de conductores estructura doble circuito h=48,2 m Estructura Doble Circuito Descripción Distancia (m) Posición Y Cable de Guarda 1

48,2

Posición Y Cable de Guarda 2 Posición Y Fase A

48,2 46,2

Posición Y Fase B

42

Posición Y Fase C

37,8

Posición Y Fase C'

46,2

Posición Y Fase B'

42

Posición Y Fase A'

37,8

Posición X Cable de Guarda 1

3,75

Posición X Cable de Guarda 2

-3,75

Posición X Fase A

3,75

Posición X Fase B

3,75

Posición X Fase C

3,75

Posición X Fase A'

-3,75

Posición X Fase B'

-3,75

Posición X Fase C'

-3,75

Tabla 5. Posición de conductores estructura doble circuito h=46,4 m Estructura Doble Circuito Descripción Distancia (m) Posición Y Cable de Guarda 1

46,4

Posición Y Cable de Guarda 2

46,4

Posición Y Fase A

44,4

Posición Y Fase B

40,2

Posición Y Fase C

36

Posición Y Fase C'

44,4

Posición Y Fase B'

40,2

Posición Y Fase A'

36

Posición X Cable de Guarda 1 Posición X Cable de Guarda 2

3,75 -3,75

Posición X Fase A

3,75

Posición X Fase B

3,75

Posición X Fase C

3,75

Posición X Fase A'

-3,75

Posición X Fase B'

-3,75

Posición X Fase C'

-3,75



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Tabla 6. Posición de conductores estructura doble circuito h=41,9 m Estructura Doble Circuito Descripción

Distancia (m)


41,9


41,9

Posición Y Fase A

39,9

Posición Y Fase B

35,7

Posición Y Fase C

31,5

Posición Y Fase C'

39,9

Posición Y Fase B'

35,7

Posición Y Fase A'

31,5

Posición X Cable de Guarda 1 Posición X Cable de Guarda 2

4 -4

Posición X Fase A

4

Posición X Fase B

4

Posición X Fase C

4

Posición X Fase A'

-4

Posición X Fase B'

-4

Posición X Fase C'

-4

4.5. AISLADORES Las estructuras de suspensión y retención utilizaran los mismos tipos de aisladores, es decir, aisladores tipo suspensión, cuyas características según norma IEC 305 [13], son las siguientes:

Tabla 7. Especificaciones técnicas aislador suspensión tipo Cuenca y Bola Característica

Aislador para cadenas de suspensión y retención

Tipo

Cuenca y bola

Material

Vidrio

Diámetro (mm)

255

Espaciamiento (mm)

146

Distancia mínima de fuga (mm)

295

Flameo crítico al impulso negativo (kV)

130

Clase IEC

IEC U120 BS

4.6. VARIABLES DE ENTRADA IEEE FLASH 2.0 A continuación se presentan las variables requeridas para el programa de la IEEE FLASH 2.0 [11], con el objetivo de estimar las salidas de línea por descargas atmosféricas.



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Tabla 8. Datos entrada Flash doble circuito h=48,2 m Datos de Entrada para el programa Flash doble circuito Descripción

Unidad 2

Valor

rayos Km * año

3**

m

400

* Fase superior A

m

-3,75

* Fase media B

m

-3,75

* Fase inferior C

m

-3,75

* Fase superior C'

m

3,75

* Fase media B'

m

3,75

* Fase inferior A'

m

3,75

* Fase superior A

m

46,2

* Fase media B

m

42

* Fase inferior C

m

37,8

* Fase superior C'

m

46,2

* Fase media B'

m

42

* Fase inferior A'

m

37,8

Vano promedio de la línea

m

400

Número de subconductores

un

1

Diámetro del conductor

mm

21,49

Largo de la cadena de aisladores- Espaciamiento (SI)

m

1,460*

Distancia Horizontal del cable de guarda 1

m

3,75

Distancia Horizontal del cable de guarda 2

m

-3,75

Altura de la cruceta del cable de guarda

m

48,2

Diámetro del cable de guarda

mm

13,1

Resistencia de puesta a tierra

Ohms

20 a 25

Densidad de descargas a tierra Vano medio entre estructuras Distancia horizontal entre conductores de fases

Altura de las crucetas de la torre

*Estos valores son calculados en el numeral 6.3.1 de este documento. ** Valor calculado con base al nivel isoceráunico de la zona (norma NTC 4552-1).

5. METODOLOGÍA A continuación se presenta una breve descripción de la metodología de cálculo considerada para la ejecución del diseño y coordinación de aislamiento de la línea.

5.1. AISLAMIENTO A FRECUENCIA INDUSTRIAL Para determinar la longitud del aislamiento para sobretensiones a frecuencia industrial se considera su distancia de fuga, el cual se calcula mediante la siguiente expresión:



= á ∗ ∗

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1

_

Dónde: DFuga: Distancia de fuga mínima de la cadena de aisladores (mm) Vmáx: Tensión máxima del sistema (kVfase-tierra) Kf: Distancia de fuga específica-(mm/kV) Ka_pf: Factor de corrección por condiciones atmosféricas a frecuencia industrial-(mm/kV). De acuerdo con la referencia [9], el factor Ka_pf de corrección del nivel de aislamiento a frecuencia industrial, a causa de las condiciones atmosféricas es:

_ =

Dónde:

A: Altura sobre el nivel del mar (km). El factor Kf depende del nivel de contaminación de la zona por donde cruza la línea de transmisión, el cual está dado en la tabla 1 de la norma IEC 60815-2 [4]. Para el cálculo de las distancias de seguridad en el aire por sobretensiones de frecuencia industrial se utilizan las ecuaciones 2.55 y 2.56 indicadas en la referencia [5]: _ = 1,64 ∗ exp _

− 1(

750 ∗ √3 ∗ $% ∗ &$% ∗ __

),*++

),*++

= 1,64 ∗ ,exp − 1750 ∗ $% ∗ &$% ∗ __

Dónde: Dpf_pe: Distancia en aire fase- estructura para sobretensiones de frecuencia industrial (m). Dpf_pp: Distancia en aire fase- fase para sobretensiones de frecuencia industrial (m). Us: Tensión máxima de operación fase-fase, con sobretensiones temporales (kV). kz_pf: Factor de desviación para frecuencia industrial. Kg_pf_pe: Factor de gap para frecuencia industrial distancia fase-estructura. Kg_pf_pp: Factor de gap para frecuencia industrial distancia fase-fase. Ka_pf: Factor de corrección por condiciones atmosféricas en frecuencia industrial. Según la referencia [9] para la tensión máxima de operación con sobretensiones



transitorias se usa la expresión:

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= ./0 ∗ 1,3

El número de aisladores se calcula como: 1ú34 6 789:76439 =

89;7<=87 í<87 6 ?@A7 89;7<=87 6 ?@A7 6 @< 789:7643

5.2. AISLAMIENTO FRENTE A DESCARGAS ATMOSFÉRICAS El estudio del comportamiento frente a descargas atmosféricas permite definir la longitud de cadena (número de aisladores o distancia de arco seco) y la resistencia de puesta a tierra para controlar las salidas de la línea por fallas del aislamiento.

5.2.1. FALLAS DEL AISLAMIENTO ANTE DESCARGAS ATMOSFÉRICAS Inicialmente se debe estimar el nivel ceráunico en la vecindad de la línea, cuyo dato es extraído del Informe Meteorológico. Entre varias relaciones que existen para estimar la densidad de rayos a tierra, se utiliza la siguiente expresión tomada de la NTC 4552 [6]: 1 = 0,0017B,CD Dónde:

1 :Número de rayos por km2 por año B:Nivel ceráunico de la región

Para garantizar un comportamiento apropiado de la línea ante las descargas atmosféricas, se debe definir una adecuada localización geométrica del cable de guarda, cuyo objetivo es apantallar la línea y una resistencia de puesta a tierra conveniente, cuyo fin es minimizar los efectos de los flameos inversos. El número de descargas que inciden en la línea (descargas a los conductores, descargas a las torres o descargas al cable de guarda), depende de la mayor o menor área de exposición de la línea la cual, a su vez, está determinada por la altura y forma de la estructura, la disposición de los conductores y del cable de guarda, las características del corredor y la magnitud de la corriente de descarga. Un estimativo del valor medio del número de descargas a la línea (N) es el siguiente: 1 = 1

28ℎ),D + J 10

Dónde:

ℎ: Altura de la torre respecto al suelo, en (m) Archivo: IEB-792-12-D110(0) Coordinación de Aislamiento


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J: Distancia de separación entre los cables de guarda, en (m) (0 para un solo cable de guarda) 1 :Número de rayos por km2 por año

1: Número de descargas por 100 km por año

Para definir el apantallamiento de la línea se utiliza el modelo electrogeométrico clásico de Whitehead. En la Figura 2 se muestra la posición del cable de guarda (S), del conductor (P) y del terreno. En la Figura 2, a medida que un líder se aproxima a la línea, cada conductor emite un líder ascendente con una distancia de impacto Rs para el cable de guarda y una distancia Rp para la fase. Si el líder descendente penetra la zona A, ocurre un impacto en el cable de guarda; si el líder penetra la zona B, ocurre una falla del apantallamiento; si el líder penetra la zona C, hay una descarga a tierra. Las distancias Rs y Rp son determinadas por la corriente del primer impacto del rayo. Las ecuaciones de las distancias de impacto son función de la corriente de impacto y de la altura del conductor. En este caso se usan las fórmulas sugeridas en la norma IEEE 1243-1997 [7], que toma como base el método de los Dos Puntos [8].

Figura 2. Modelo electrogeométrico IEEE 1243 Las ecuaciones más representativas del modelo son: K = KL = 10.0 N ),DC

K = O3,6 + 1,7N


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Dónde: •

I: Corriente pico de impacto, en [kA]

•

yc: Altura media de cualquier conductor, en [m]

•

Rs: Distancia de impacto al cable de guarda, en [m]

•

Rp: Distancia de impacto al conductor de fase, en [m]

•

Rg: Distancia de impacto a tierra, en [m]

Para el cálculo de la fallas por apantallamiento y por flameo inverso, se usa el programa IEEE FLASH [11], el cual utiliza la metodología propuesta en la norma IEEE Std 12431997 [7] y el libro Rojo del EPRI [8]. La metodología para el cálculo del número de salidas de una línea de transmisión por fallas de apantallamiento y flameos inversos, se fundamenta en el método simplificado IEEE-EPRI (o Método de los Dos Puntos) [8]. Con el modelo electrogeométrico se determina el área expuesta de cada conductor ante descargas con una magnitud de corriente dada. Por esto, para establecer el número de salidas por fallas de apantallamiento, es necesario calcular un área expuesta promedio que considere la distribución probabilística de la magnitud de la corriente y la aleatoriedad en la rigidez del aislamiento, para luego multiplicarla por la densidad de rayos a tierra y obtener así el número de salidas de la línea por esta causa. Para la selección y coordinación de aislamiento por descargas atmosféricas se utilizaron algoritmos de cálculo basados en las metodologías descritas anteriormente, las cuales tienen algoritmos de cálculo sustentados en el Libro Rojo del EPRI [8] y la norma IEEE 1243 [7], y están implementadas en el programa IEEE FLASH 2 del EPRI [11] y detallado en la norma IEEE 1243 [7].

5.2.2. NIVEL DE AISLAMIENTO Para determinar el nivel de aislamiento ante descargas atmosféricas, es necesario encontrar la soportabilidad eléctrica del aislamiento frente a una onda tipo rayo bajo condiciones atmosféricas, el cual se conoce como nivel básico de aislamiento al impulso (BIL). El BIL puede ser estadístico (WNX ) o convencional (WNXR ).

De acuerdo con la norma IEEE Std 1313.2 [9], el BIL estadístico de un aislamiento corresponde a la tensión, en términos del valor cresta y de frente rápido que es capaz de soportar sin romperse el 90% de las veces que es aplicada. Por otro lado, se define el “Critical Flashover voltaje” (CFO) como la tensión, en términos del valor cresta y de frente rápido para la cual el aislamiento se rompe el 50% de las veces que es aplicada. De acuerdo en la recomendación dada en la norma IEEE Std 1313.1 numeral 6.3.2.7 [9], se parte de que el valor de CFO de una cadena de aisladores es de 605 kV/m y teniendo presente que la desviación estándar de la rigidez del aire para este tipo de sobretensiones es 3%CFO de acuerdo con la IEEE Std 1313.1, se calculan los valores del BILC (3 Y) y BILS (1,28 Y).



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Lo anterior se sintetiza en las siguientes expresiones: Y WNX = Z[\ − 1,28Y = Z[\ ]1 − 1,28 ^ Z[\ Asumiendo que la distribución probabilística de ruptura sigue una distribución normal, se tendrá que: Y WNX = Z[\ − 1,28Y = Z[\ ]1 − 1,28 ^ Z[\ WNX = Z[\ ∗ 0,9616

Igualmente para la expresión para calcular el BILc es: Y WNXR = Z[\ ]1 − 3 ^ Z[\ Dónde:

Y : Desviación estándar (p.u)

`

% Se considera una razón típica abc = 0,03 de acuerdo con la norma IEEE Std 1313.2-1999.

5.2.3. DISTANCIAS EN AIRE Las distancias en aire de acuerdo a las ecuaciones (2.51) y (2.52) de la referencia [5]: _d = _ =

e)%_gh 530 ∗ _%% ∗ &_%% ∗ __d

1,2 ∗ e)%_gh 530 ∗ _%% ∗ &_%% ∗ __

Dónde: Dff_el: Distancia en aire fase- estructura para sobretensiones de descargas atmosféricas (m). Dff_pp: Distancia en aire fase- fase para sobretensiones de descargas atmosféricas (m) U90%ff_ins: 90% del nivel básico de aislamiento estadístico de la cadena de aisladores (kV) Ka_ff: Factor de corrección atmosférico para descargas atmosféricas Kz_ff: Factor de desviación para descarga atmosférica Kg_ff_el: Factor de gap para descarga atmosférica para fase-estructura Kg_ff_pp: Factor de gap para descarga atmosférica para fase-fase



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5.3. AISLAMIENTO FRENTE A SOBRETENSIONES POR MANIOBRAS El riesgo de fallas por maniobras se determina de manera determinística, ya que las sobretensiones no son tan severas en comparación con líneas mayores o iguales a 500 kV.

5.3.1. AISLAMIENTO ENTRE FASE Y ESTRUCTURA Mediante la siguiente metodología se calculará la distancia en el aire fase-estructura y la longitud de aislamiento debido a sobretensiones de maniobra. La máxima sobretensión esperada es: iáj = [k ∗ iáj ∗

√2

√3

Dónde:

iáj : Máxima sobretensión esperada (kVfase-tierra pico) [k : Factor de sobrevoltaje, p.u.

iáj : Tensión máxima de servicio del sistema (kVrms)

El factor de sobrevoltaje se determina de la Figura A 9.4.5 de [8], teniendo como valor de referencia un porcentaje del 1%, definido como riesgo máximo aceptable para maniobras [1]. Para determinar la tensión que debe soportar el aislamiento se considera un factor de seguridad Fs=1,05 más sobre la máxima sobretensión esperada, el cual se expresa como: l = [ ∗ iáj

Dónde:

l : Tensión de soporte (kVfase-tierra pico)

iáj : Máxima sobretensión esperada (kV)

El CFO (Critical Flashover Overvoltage) del aislamiento de acuerdo a [10], se puede determinar de la siguiente manera: Z[\ =

l

Y ]1 − ∗ Z[\^

Dónde: `%

abc

: Coeficiente de variación para esfuerzos tipo maniobra, el cual de acuerdo a la norma IEEE Std 1313.2 [9], debe ser del 5%. k: Número de desviaciones estándar de acuerdo con la probabilidad de flameo que se



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considere del aislamiento el cual se asume 1,28 del nivel básico de aislamiento estadístico tipo maniobra (BSLS) [9]. El CFO debe ser corregido de acuerdo a las condiciones del sitio, así finalmente la expresión del CFO es: Z[\ =

l

1 Y ∗ ]1 − ∗ Z[\^ _

Dónde:

_ : Factor de corrección por condiciones atmosféricas para maniobra entre fase y estructura, el cual está dado por: _m% nop

q=

*,D

= 1,25 ∗ rs Prs − 0,2S; rs =

Z[\u 500 ∗

Así, la distancia en el aire fase- estructura para sobretensiones de maniobra está dada por: =

8 3400 ∗ v Z[\ − 1w

Dónde:

: Distancia en el aire para sobretensiones de maniobra (m)

: Factor de gap.

El factor gap kg en la fase central para una cadena en “V” se determina por medio de la siguiente expresión de [9]: = 1,25 + 0,005 ∗ x

*l ℎ − 6y + 0,25 x zm% − 0,2y

Dónde:

ℎ: Atura del conductor de fase (m) {: Ancho de la torre (m)

Para las fases exteriores el factor es de 1,08 veces el de la fase central.



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5.3.2. AISLAMIENTO ENTRE FASES De manera similar que para el aislamiento fase-estructura y de acuerdo a la relación aproximada entre las sobretensiones fase-fase y fase-tierra de la figura 11.8.13 de [8], existe una relación entre la tensión con un 2% de ser excedida (U2%sf) y el CFOf_f mediante la siguiente expresión: Z[\_ =

|% Y v1 − ∗ w Z[\_

Dónde:

Z[\_ : Tensión crítica de flameo en el aire fase-fase (kV)

|% : Tensión con una probabilidad del 2% de ser excedida (kV) `%

abc

: Coeficiente de variación para esfuerzos tipo maniobra, el cual de acuerdo a la norma IEEE Std 1313.2 [9], debe ser del 2,5%. k: Número de desviaciones estándar de acuerdo con la probabilidad de flameo que se considere del aislamiento, con un valor de 2,06 se obtiene una probabilidad del 2% de ser excedida (|% ). Para determinar el valor de |% se realizará el cálculo de sobretensiones por maniobras utilizando el software ATP (Alternative Transients Program) que es el más utilizado a nivel mundial para la simulación de fenómenos transitorios.

Las sobretensiones de maniobra se analizarán utilizando la norma IEC 60071 [10], debido a que en Rango I y de acuerdo con las características del sistema las sobretensiones de mayor importancia son causadas por eventos de descargas atmosféricas. Para elaborar el modelo de la línea Puerto López – Puerto Gaitán, se han tenido en cuenta las recomendaciones del TR-IEC 60071-4 “Computational guide to insulation coordination and modelling of electrical networks” y del libro de FURNAS “Transitórios eléctricos e coordenação de isolamento” [12]. La norma IEC 60071-4 recomienda efectuar una cantidad considerable de simulaciones, que permitan abarcar gran parte de las posibles conmutaciones del sistema, teniendo en cuenta que en la práctica las tres fases de un interruptor no abren ni cierran exactamente al mismo tiempo, existen retardos de unos cuantos milisegundos entre fases. Por esa razón para el presente proyecto se han tenido en cuenta un total de 100 condiciones distintas de apertura y cierre del circuito. El Z[\_ corregido de acuerdo a las condiciones del sitio está dado por: Z[\_ =

|% 1 ∗ Y v1 − ∗ Z[\ w __ _

Dónde:



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__ : Factor de corrección por condiciones atmosféricas para maniobra fase-fase.

Así, la distancia en el aire fase-fase para sobretensiones de maniobra está dada por: =

8 3400 ∗ 1,26 − 1w v Z[\_

5.4. RESISTENCIA ELECTROMECÁNICA SUSPENSIONES Y RETENCIONES

DE

AISLADORES

PARA

Para la selección de la carga de rotura de aisladores se aplica el capítulo 27.2 del RETIE [2]. La selección de la resistencia electromecánica de aisladores se presentará en el documento de verificación de resistencia mecánica de herrajes y aisladores.

6. RESULTADOS 6.1. AISLAMIENTO A FRECUENCIA INDUSTRIAL 6.1.1. DISTANCIAS DE FUGA Para determinar la distancia de fuga se consideró una distancia de fuga específica 27,7 mm/kV de acuerdo con la tabla I de la norma IEC 60815-2 [4], para un grado de contaminación Light, “Contaminación ligera”, debido a que la línea cruzará por zonas actualmente agrícolas, con baja densidad industrial y lejos de zonas costeras pero cercana a posibles fuentes de polución.

Tabla 9. Distancia mínima de fuga de los aisladores Tensión máxima del sistema (kV)

Elevación (m.s.n.m)

Vmáx (kVfase-tierra)

Distancia de fuga específica kf (mm/kV)

Factor de corrección atmosférico (Ka_pf)

Distancia de fuga mínima (mm)

123

200

71,01

27,7

0,99

1987

6.1.2. DISTANCIAS EN AIRE Tabla 10. Distancia en aire fase-estructura y fase-fase Tensión máxima del sistema (kV)

Ka_pf

Kz_pf

Kg_pf_pe

Kg_pf_pp

Voltaje sobretensiones Us (kV)

Distancia faseestructura Dpf_pe (m)

Distancia fase-fase Dpf_pp (m)

123

0,99

0,91

1,22

1,26

159,9

0,28

0,44



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6.2. NÚMERO DE AISLADORES DE LA CADENA 1ú34 6 789:76439 =

1987 = 6,74 ≈ 7 295

Con base en lo anterior, y tomando un factor de seguridad de 1,3 de acuerdo con la IEEE Std 1427-2006 y por criterio de ingeniería, obteniéndose un total de 10 aisladores. Para una cadena de 10 aisladores se tendría una longitud de arco seco de la cadena de 1.460 mm, cuyo valor se utilizará como dato de entrada para verificar el número de salidas por descargas atmosféricas.

6.3. AISLAMIENTO FRENTE A DESCARGAS ATMOSFÉRICAS 6.3.1. FALLAS DEL AISLAMIENTO ANTE DESCARGAS ATMOSFÉRICAS El resultado del cálculo de las salidas/(100 km-año) con el programa IEEE Flash 2.0 [11] se muestra a continuación:

Tabla 11. Número de salidas por 100 km-año Tipo de circuito Doble ht=48,2 Doble ht=48,2 m Doble ht=46,4m Doble ht=46,4m Doble ht=41,9m Doble ht=41,9m

Característica

Resistencia de puesta a tierra (Ω Ω)

Fallas de apantallamiento (1)

Flameos inversos (2)

Total (1+2)

Salidas/(100 km-año)

20

0,00

7,37

7,37


25

0.00

9,53

9,53


20

0,00

6,98

6,98


25

0,00

9,11

9,11


20

0,00

6,10

6,10


25

0,00

8,13

8,13

*ht: Altura de torre.

El número de salidas por 100 km-año para una resistencia de puesta a tierra de 20 Ω, que es la máxima resistencia contemplada por el RETIE para estructuras de líneas de transmisión, son aceptables a la luz de la práctica colombiana e internacional. Para un valor de resistencia de puesta a tierra de 25 Ω, el número total de salidas, cumple con el rango de salidas por descargas atmosféricas establecido en los criterios básicos recomendado por la norma IEC 60071-2, numeral 3.2, [10], por ende, teniendo en cuenta la longitud de la cadena requerida, se recomienda una resistencia de puesta a tierra máxima de 25 Ω. Si por condiciones del terreno es difícil lograr un valor de resistencia de puesta a tierra menor a 25 Ω, se aclara que con un valor hasta de 45 Ω de resistencia de puesta a tierra, se cumple con el número de salidas establecidas en el documento IEB-792-12-D102



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“Criterios Básicos de Diseño”. Los resultados mostrados en las tablas anteriores corresponden a los siguientes parámetros:

Tabla 12. Distancia de arco seco y ángulo de apantallamiento para cálculo de número de salidas de línea Características Distancia de arco seco de la cadena de aisladores (mm) para Torre de h=48,2 m Distancia de arco seco de la cadena de aisladores (mm) para Torre de h=46,4 m Distancia de arco seco de la cadena de aisladores (mm) para Torre de h=41,9 m

Configuración

Parámetro

Doble circuito

1460

Doble circuito

1460

Doble circuito

1460

Para todos los tramos de la línea Puerto López - Puerto Gaitán en configuración doble circuito considerando una longitud de arco seco de 1.460 mm y un espaciamiento del aislador dado en la Tabla 7, se tiene una cadena de 10 aisladores. Por la configuración de las siluetas de torre escogidas para el proyecto, no se tienen ángulos de apantallamiento. 6.3.2. NIVEL DE AISLAMIENTO Y DISTANCIA EN AIRE En la siguiente tabla se presentan los resultados de las distancias en aire para las sobretensiones de descargas atmosféricas.

Tabla 13. Distancias en aire para sobretensiones por descargas atmosféricas línea doble circuito U90%ff_ins_ff (kV)

Dff_el ext (m)

Dff_el int (m)

Dff_pp (m)

0,98

764,44

1,36

1,42

1,57

1,16

0,98

764,44

1,36

1,42

1,57

1,16

0,98

764,44

1,36

1,42

1,57

Tensión nominal (kV)

Altura torre (m)

Elevación (msnm)

CFO (kV)

BILS * (kV)

Kz_ff

115

48,2

200

883,3

849,3

0,961

1,12

1,07

1,16

115

46,4

200

883,3

849,3

0,961

1,12

1,07

115

41,9

200

883,3

849,3

0,961

1,12

1,07

Kg_ff_el Externa

Kg_ff_el Kg_ff_pp Ka_ff f-f Interna

Nota: * Nivel básico de aislamiento estándar, se aproxima a un valor entero. Las distancias relacionadas como “ext” se refieren aquellas que se deben respetar en las fases externas, mientras que las distancias indicadas como “int” se refieren a las de ventana de la torre.



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6.4. LONGITUD ESTIMADA DE LA CADENA DE SUSPENSIÓN

Figura 3. Configuración típica cadena de suspensión La longitud que se considerará para el dimensionamiento eléctrico se define con base en una configuración típica de cadenas para este nivel de tensión. Para este fin se ha tomado información del fabricante Industrias Arruti, con la siguiente configuración típica de cadena:

Tabla 14. Características elementos de la cadena de suspensión Elemento

Longitud de acople herrajes (mm)

Estribo

115

Anillo de bola

113

Aislador

1460

Rotula- ojo Grapa de suspensión Longitud total cadena

50 66 1804

Para las estructuras doble circuito con las diferentes alturas establecidas, considerando una holgura suficiente para tener en cuenta posibles dimensiones mayores en el caso de otros fabricantes se recomienda tomar una longitud para las cadenas de suspensión de 2.000 mm.



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6.5. LONGITUD ESTIMADA DE CADENAS DE RETENCIÓN

Figura 4. Configuración típica cadena de retención La longitud que se considerará para el dimensionamiento eléctrico se define con base en una configuración típica de cadena para este nivel de tensión. Para este fin se ha tomado información del fabricante Industrias Arruti, con la siguiente configuración típica de cadena.

Tabla 15. Características elementos cadena de retención para doble circuito Elemento

Longitud de acople herrajes (mm)

Grillete recto

86

Anillo- bola

113

Aislador

1460

Rotula- horquilla Grapa de compresión Longitud total cadena

50 (Nota 1) 1709

Nota 1: No se suma para efectos de distancias eléctricas conductor-estructura

Para las estructuras doble circuito con las diferentes alturas establecidas, considerando una holgura suficiente para tener en cuenta posibles dimensiones mayores en el caso de otros fabricantes se recomienda tomar una longitud para las cadenas de retención de 1.800 mm.

6.6. AISLAMIENTO FRENTE A SOBRETENSIONES POR MANIOBRAS Con los modelos en ATP del sistema y las características de la línea, se calcularon las sobretensiones máximas que se presentarían en el punto inicial de la línea (Barraje de salida de Línea Puerto López a 115 kV), en el punto medio de la línea y al final del circuito (en la Subestación Puerto Gaitán). En el Anexo A se muestra el modelamiento del sistema en ATP para el cálculo de sobretensiones por maniobras. En la Tabla 16 y Tabla 17 se muestran los resultados arrojados por el programa teniendo en cuenta un total de 100 condiciones distintas de apertura y cierre del circuito.



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Tabla 16. Máximas sobretensiones Fase-Fase esperadas por maniobras Máxima sobretensión absoluta [kVp]

Sobretensión al 2% de probabilidad de no ser superada [kVp]

Mitad de Línea (fase A-fase B)

319,430

311,928

Mitad de Línea (fase B-fase C)

335,099

317,144

Mitad de Línea (fase C-fase A)

314,940

310,159

Salida de Línea, Puerto López (fase A-fase B)

276,853

269,215

Salida de Línea, El Puerto López (fase B-fase C)

283,074

265,148

Salida de Línea, El Puerto López (fase C-fase A)

264,429

262,777

Subestación Puerto Gaitán (fase A-fase B)

364,773

346,331

Subestación Puerto Gaitán (fase B-fase C)

380,872

354,070

Subestación Puerto Gaitán (fase C-fase A)

345,267

338,376

Punto de medida

Tabla 17. Máximas sobretensiones Fase-Tierra esperadas por maniobras Máxima sobretensión absoluta [kVp]


Mitad de Línea (fase A)

291,623

28,696

Mitad de Línea (fase B)

396,424

36,958

Mitad de Línea (fase C)

444,202

39,605

Salida de Línea, Puerto López (fase A)

185,613

173,141

Punto de medida



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Máxima sobretensión absoluta [kVp]


Salida de Línea, Puerto López (fase B)

188,506

178,738

Salida de Línea, Puerto López (fase C)

178,785

167,888

Subestación Puerto Gaitán (fase A)

238,708

229,439

Subestación Puerto Gaitán (fase B)

267,162

247,737

Subestación Puerto Gaitán (fase C)

240,548

231,383

Punto de medida

Las máximas sobretensiones Fase-Fase y Fase-Tierra esperadas a lo largo de la línea a 115 kV Puerto López- Puerto Gaitán son de 354,07 kVp y 247,73 kVp respectivamente, las cuales se presentarían en la subestación Puerto Gaitán. 6.6.1. DISTANCIAS EN AIRE En la siguiente tabla se presentan los resultados de las distancias en aire para las sobretensiones de maniobra.

Tabla 18. Distancias en aire fase-estructura para sobretensiones de maniobra línea doble circuito Tensión máxima del sistema (kV)

Altura torre (m)

Elevación (msnm)

Umáx (kV)

Uw (kV)

CFO * (kV)

Ka_sf

Ka_sf

Kg

Kg

Externa

Interna

Externa

Interna

CFOcorregido externo (kV)

CFOcorregido interno (kV)

Dsfext ** (m)

Dsfint ** (m)

123

48,2

200

291,2

305,8

326,7

0,99

0,99

1,68

1,56

327,45

327,60

0,49

0,53

123

46,4

200

291,2

305,8

326,7

0,99

0,99

1,67

1,55

327,45

327,60

0,49

0,53

123

41,9

200

291,2

305,8

326,7

0,99

0,99

1,61

1,50

327,45

327,60

0,51

0,55

Nota: Las distancias relacionadas como “ext” se refieren aquellas que se deben respetar en las fases externas, mientras que las distancias indicadas como “int” se refieren a las de ventana de la torre.

Tabla 19. Distancias en aire fase-fase para sobretensiones de maniobra línea doble circuito Tensión máxima del sistema (kV)

Elevación (msnm)

Umáx (kV)

Uw (kV)

U2%ff (kV)

CFOf_f (kV)

Ka_sf_ff

123

200

291,2

305,8

354,07

373,29

0,99

corregido (kV)

CFOf_f

Dsf_ff ** (m)

374,65

0,77



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6.7. ÁNGULOS MÁXIMOS DE BALANCEO Y DEFLEXIÓN DE LA LÍNEA Con base en las distancias eléctricas, la geometría de la estructura y la longitud de las cadenas de suspensión y de retención, se obtienen gráficamente las siguientes definiciones: •

Ángulos máximos de balanceo de las cadenas de suspensión.

•

Necesidad de cadenas estabilizadoras en las estructuras de retención, en función del ángulo de deflexión de la línea

•

Necesidad de cadenas de retención con extensión en las estructuras de retención, en función del ángulo de deflexión de las líneas

En el plano IEB-792-12-P104, se ilustran las distancias eléctricas y los ángulos de balanceo para las cadenas de suspensión y retención.

7. CONCLUSIONES 7.1. SOBRETENSIONES A FRECUENCIA INDUSTRIAL Conservando las distancias en aire mínimas mostradas en la Tabla 10, tanto para separación fase-estructura como fase-fase, se asegura la permanencia en servicio continuo de la línea por sobretensiones a frecuencia industrial.

7.2. SOBRETENSIONES POR DESCARGAS ATMOSFÉRICAS Para los niveles de densidad de descargas a tierra, los valores de resistencia de puesta a tierra de 20 Ω y 25 Ω y la configuración de los cables de fase y cables de guarda propuestos (ver Tabla 4-Tabla 6 ), la línea presenta un número máximo de 10 salidas por 100 km-año. Si por condiciones del terreno es difícil lograr un valor de resistencia de puesta a tierra menor de 25 Ω, se aclara que con un valor hasta de 45 Ω de resistencia de puesta a tierra, se cumple con el número de salidas establecidas en el documento IEB-792-12D002 “Criterios Básicos de Diseño”.

7.3. SOBRETENSIONES POR MANIOBRA Para los valores de sobretensiones tipo maniobra esperados (ver Tabla 16 y Tabla 17), se deben conservar las distancias en aire mínimas mostradas en la Tabla 18 y Tabla 19, para tener un riesgo menor al 1% de falla del aislamiento por este tipo de sobretensiones.



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8. RECOMENDACIONES 8.1. CADENAS DE AISLADORES Se recomienda el uso de cadenas con las siguientes características:

Tabla 20. Características de las cadenas de aisladores linea doble circuito Característica Configuración Tipo aislador Material Distancia arco seco (mm) Distancia mínima de fuga (mm) Longitud de cadena completa (mm): Clase IEC

Cadenas de suspensión

Cadenas de retención

Sencilla Suspensión Vidrio (2)(3) 1460 2950 2000 máximo (1) IEC U120 BS

Sencilla Suspensión Vidrio (2)(3) 1460 2950 1800 mínimo (1) IEC U120 BS

(1) La longitud especificada de las cadenas de suspensión y retención incluyen los elementos descritos en la Tabla 14 y Tabla 15 (2) EMSA exige marcación especial de los aisladores con su sigla; (3) EMSA exige manguito de Zinc (ánodo de sacrificio) con lo cual se garantiza mayor tiempo de vida útil al herraje de los aisladores.

a.

DISTANCIAS EN AIRE

De acuerdo con los resultados de este informe, a continuación se resumen las distancias en aire.

Tabla 21. Distancias en aire de acuerdo al tipo de sobretensión Configuración

Distancias mínimas en aire fase-estructura (mm)

Distancias mínimas en aire fase-fase (mm)

Frecuencia industrial*

Doble circuito

280

440

Descarga atmosféricas*

Doble circuito

1420

1570

Maniobra*

Doble circuito

550

350

Tipo de sobretensión

*Todos los valores son iguales para los 3 tipos de estructuras

b.

.

RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA

Se recomiendan una resistencia de puesta a tierra promedio inferior a 25 Ω en las torres de la línea.



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(4) REFERENCIAS 1. COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS CREG. Resolución 098-2000, Modificación al Anexo CC1 del Código de Conexión (CREG 025-1995), 11 Diciembre 2000.

2. MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA. Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas- RETIE. Colombia, 2008.

3. “INVITACIÓN PÚBLICA A OFERTAR No. 022-2012”. Diseño para la construcción del segundo circuito a 115 kV entre las subestaciones Suria (Villavicencio)- Puerto López y Puerto López- Puerto Gaitán en el departamento del Meta.

4. INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION. IEC Standard 60815-2 Guide for the Selection of Insulators in Respect of Polluted Conditions.2008.

5. KIESSLING F., NEFZGER P., NOLASCO J.F, KAINTZYK U. OVERHEAD POWER LINES: Planning, Design, Construction. Editorial Springer. Alemania. Edición 2003.

6. NORMA

TÉCNICA COLOMBIANA, PROTECCIÓN ELÉCTRICAS ATMOSFÉRICAS.NTC 4552-2008.

CONTRA

DESCARGAS

7. GUIDE FOR IMPROVING THE LIGHTNING PERFORMANCE OF TRANSMISSION LINES. IEEE. IEEE 1243. Nueva York (USA): IEEE, 1997.

8. ELECTRICAL POWER RESEARCH INSTITUTE – EPRI. Transmission Line Reference Book 345 kV and Above/Second Edition. USA, 1982.

9. INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS, INC. (IEEE). IEEE. 1313-2. Guide for the Application of Insulation Coordination, 1999.

10. INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION. IEC 60071-1. Insulation Coordination – Part 1: Definitions, Principles and Rules. 2006.

11. IEEE FLASH V2.0. IEEE PES Lightning Performance of Overhead Lines Working Group: 15.09.08.

12. TRANSITORIOS ELETRICOS E COORDENACAO DE ISOLAMENTO. D´ajuz Ary. FURNAS. 1987.

13. INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION. Insulators for overhead lines with a nominal voltaje above 1000 v- ceramic or glass insulator units for a.c systems. Cuarta edición. 1995.


ANEXO A MODELAMIENTO DEL SISTEMA EN ATP PARA EL ANÁLISIS POR SOBRETENSIONES TIPO MANIOBRA


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ANEXO B CÁLCULO DE SALIDAS DE LÍNEA POR DESCARGA ATMOSFÉRICA PARA DOBLE CIRCUITO h=48,2 m


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ANEXO C CÁLCULO DE SALIDAS DE LÍNEA POR DESCARGA ATMOSFÉRICA PARA DOBLE CIRCUITO h=46,4 m


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ANEXO D CÁLCULO DE SALIDAS DE LÍNEA POR DESCARGA ATMOSFÉRICA PARA DOBLE CIRCUITO h=41,9 m


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Anexo E PLANO DE DISTANCIAS ELÉCTRICAS

IEB-792-12-D110_0_ Coordinacion de Aislamiento.pdf

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