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MÉXICO

GUIA DE APLICACIÓN DE LA ESPECIFICACIÓN DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO

PROCEDIMIENTO CFE L0000-41

AGOSTO 2019 REVISA Y SUSTITUYE A LA EDICIÓN DE FEBRERO 1995

DOCUMENTO EN PERIODO D

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GUÍA DE APLICACIÓN DE LA ESPECIFACIÓN DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO

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CFE L0000-41

950224 Rev 190827

PREFACIO Esta especificación ha sido elaborada de acuerdo con el Manual de Integración y Funcionamiento del Subcomité de Normalización Técnica de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y sus Empresas Productivas Subsidiarias (EPS´s) (SCNTCFE). La propuesta de revisión fue preparada por la Dirección de Transmisión. Revisaron y aprobaron la presente especificación las áreas siguientes: COORDINACIÓN DE PROYECTOS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMACIÓN GERENCIA DE ABASTECIMIENTOS GERENCIA DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN GERENCIA DEL LAPEM La presente especificación entra en vigor a partir de la fecha abajo indicada y será actualizada y revisada tomando como base las observaciones que se deriven de la aplicación de la misma. Dichas observaciones deben enviarse a la Gerencia del LAPEM, cuyo Departamento de Normalización y Metrología coordinará la revisión. Esta especificación revisa y sustituye a la edición de febrero de 1995 y a todos los documentos normalizados de CFE relacionados con guía de aplicación de la especificación de coordinación de aislamiento que se hayan publicado. ESTE DOCUMENTO FUE AUTORIZADO POR EL “SUBCOMITÉ DE NORMALIZACIÓN TÉCNICA DE LA COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD Y SUS EMPRESAS PRODUCTIVAS SUBSIDIARIAS (SCNTCFE)”, EN LA SESIÓN ORDINARIA 4/2019, CELEBRADA EL 22 DE MAYO DE 2019. Esta Especificación entra en vigor a partir de 191028.


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CONTENIDO

1 OBJETIVO Y CAMPO DE APLICACIÓN _______________________________________________ 1

2 NORMAS QUE SE APLICAN ________________________________________________________ 1

3 PRINCIPIOS DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO (PARTE I) ___________________________ 2

3.1 Esfuerzos de Tensión Representativos en Servicio _____________________________________ 2

3.2 Tensión de Aguante para Coordinación _____________________________________________ 19

3.3 Tensión de Aguante Requerida _____________________________________________________ 40

3.4 Tensión Normalizada de Aguante Nominal ___________________________________________ 45

4 EJEMPLOS DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO (PARTE lI) __________________________ 51

4.1 Coordinación de Aislamiento para Líneas Aéreas _____________________________________ 51

4.2 Coordinación de Aislamiento para Subestaciones y Equipo de Subestaciones _____________ 54

FIGURA 1 – Gama de sobretensiones de frente lento con valor 2 %, debidas a la energización y

reenergización de líneas _______________________________________________________ 20

FIGURA 2 - Relación entre las sobretensiones de frente lento de valores 2 % fase-fase y fase-tierra 21

FIGURA 3 - Diagrama esquemático para la conexión del apartarrayos al objeto protegido _________ 22

FIGURA 4 - Probabilidad de descarga disruptiva de un aislamiento autorrecuperable descrito por

una función de Weibull (línea continua) o una función gaussiana (línea punteada) ______ 35

FIGURA 5 - Evaluación del riesgo de falla __________________________________________________ 36

FIGURA 6 - Carta de conversación para la reducción de la tensión de aguante debida a la

colocación de electrodos (configuraciones de aislamiento) en paralelo ________________ 37

FIGURA 7 - Riesgo de falla del aislamiento externo para sobretensiones de frente lento en función

del factor de coordinación estadística kcs _________________________________________ 38

FIGURA 8 - Dependencia de exponentes en la tensión de aguante de coordinación para impulso de

maniobra ____________________________________________________________________ 44

FIGURA 9 - Probabilidad P de que en un equipo pase la prueba dependiendo de la diferencia K

entre el valor real y la tensión de aguante nominal de impulso _______________________ 52

FIGURA 10 - Diagrama que muestra el arreglo esquemático de una subestación usada para

localizar los esfuerzos de sobretensión en el equipo de subestación __________________ 61

TABLA 1 - Distancia de fuga para diferentes niveles de contaminación ________________________ 28

TABLA 2 - Factor Ã para varias líneas aéreas _______________________________________________ 40

TABLA 3 - Factores de equivalencia de la categoría I para convertir la tensión de aguante requerida

de impulso por maniobra a tensiones de aguante a la frecuencia del sistema de corta

duración y a impulso por rayo __________________________________________________ 48

TABLA 4 - Factores de equivalencia de la categoría ll para convertir la tensión de aguante requerida

de corta duración a tensión de aguante de impulso por maniobra ____________________ 48


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TABLA 5 - Selectividad de los procedimientos de prueba B y C de la IEC 60060-1 ________________ 49

TABLA 6 - Ejemplo de coordinación de aislamiento para una subestación CON Vn = 24 kV en la

categoría I ___________________________________________________________________ 63

TABLA 7- Esfuerzos de sobretensión _____________________________________________________ 66

FIGURA 11 - Diagrama unifilar con el interruptor en posición abierta ___________________________ 73

FIGURA 12 - Diagrama unifilar con el interruptor en posición cerrada __________________________ 74

TABLA 8 - Valores de sobretensión según la condición de la instalación _______________________ 75

TABLA 9 - Valores de sobretensión según el equipo _________________________________________ 76

TABLA 10 - Valores de sobretensión para coordinación de aislamiento _________________________ 83

ANEXO A DETERMINACIÓN DE SOBRETENSIONES TEMPORALES DEBIDAS A LAS FALLAS A

TIERRA_______________________________________________________________________________ 84

ANEXO B DISTRIBUCIONES DE PROBABILIDAD DE WEIBULL ________________________________ 88

ANEXO C ESTIMACIÓN DE LAS SOBRETENSIONES REPRESENTATIVAS DE FRENTE LENTO

FASE- FASE __________________________________________________________________________ 93

ANEXO D TRANSFERENCIA DE SOBRETENSIONES ________________________________________ 103

ANEXO E MÉTODO ESTADÍSTICO PARA SOBRETENSIONES POR RAYO ______________________ 110

ANEXO F DISTENCIAS EN AIRE PARA ASEGURAR UNA TENSIÓN DE AGUANTE DE IMPULSO

ESPECIFICADA EN UNA INSTELACIÓN ___________________________________________________ 115

ANEXO G LISTA DE SÍMBOLOS _________________________________________________________ 118


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1 OBJETIVO Y CAMPO DE APLICACIÓN El objetivo de esta guía de aplicación es dar un procedimiento para determinar las tensiones de aguante nominales para las categorías I y ll de la especificación CFE L0000-06 y para justificar la asociación de los valores nominales con las tensiones máximas para el equipo normalizado en esta guía. Además, esta guía de aplicación para la especificación CFE L0000-06 se usa para la selección de los niveles de aislamiento del equipo o instalaciones de sistemas trifásicos con tensiones nominales de 1 kV en adelante. Comprende el aislamiento de fase a tierra, entre fases y longitudinal. Los principios que se presentan se pueden aplicar a sistemas monofásicos o bifásicos; sin embargo, los valores son validos únicamente para sistemas trifásicos. 2 NORMAS QUE SE APLICAN Para la correcta aplicación de esta guía se deben utilizar las normas siguientes:

NOM-008-SCFI-2002 Sistema general de unidades de Medida.

IEC 60060-2018 High-voltage test techniques - ALL PARTS. IEC 60060-1-2010 High-voltage test techniques - Part 1: General

definitions and test requirements. IEC 60071-1-2010 Insulation co-ordination - Part 1: Definitions, principles

and rules. IEC TR 60099-3-1990 Surge arresters. Part 3: Artificial pollution testing of

surge arresters.

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

IEC 60099-7-2004 Surge arresters - Part 7: Glossary of terms and

definitions from IEC publications 60099-1, 60099-4, 60099-6, 61643-1, 61643-12, 61643-21, 61643-311, 61643-321, 61643-331 and 61643-341.

IEC 60505-2011 Evaluation and qualification of electrical insulation

systems.

IEC 60507-2013 Artificial pollution tests on high-voltage ceramic and glass insulators to be used on a.c. systems.

IEC 60815 -1-2008 Selection and dimensioning of high-voltage insulators

intended for use in polluted conditions - Part 1: Definitions, information and general principles.

IEC 60071-2-2018 Insulation co-ordination - Part 2: Application guidelines.


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CFE L0000-06-1991 Coordinación de Aislamiento.

CFE VA410- 17- 1990 Apartarrayos de Óxidos Metálicos para

Subestaciones. 3 PRINCIPIOS DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO (PARTE I) Esta guía de aplicación consta de dos partes: la primera trata los principios de coordinación de aislamiento y la segunda contiene ejemplos de aplicación. El contenido de la parte I sigue estrictamente el diagrama de flujo de coordinación de aislamiento presentado como figura 9 en la especificación CFE L0000-06, resaltando la necesidad de considerar todos los orígenes, todas las clases y todos los tipos de esfuerzos de tensión en servicio, independientemente del rango de tensión máximo para el que está diseñado el equipo, hasta determinar las tensiones de aguante requeridas. Sólo en el último paso de la coordinación de aislamiento, para seleccionar las tensiones de aguante nominales, se aplica el principio de cubrir un esfuerzo de tensión de un servicio particular por una tensión de aguante nominal. La parte ll contiene algunos ejemplos que explican los conceptos indicados en la parte l, para la selección adecuada de los niveles de aislamiento del equipo requerido por el Sector Eléctrico. 3.1 Esfuerzos de Tensión Representativos en Servicio 3.1.1 Origen y clasificación de los esfuerzos de tensión En la especificación CFE L0000-06 se clasifican los esfuerzos de tensión en función de los parámetros de tiempo, tales como la duración de la tensión a la frecuencia del sistema o la forma de onda de una sobretensión de acuerdo con su efecto en el aislamiento o en los dispositivos de protección. Los esfuerzos de tensión dentro de estas clases, tienen los orígenes siguientes: a) Tensión permanente a la frecuencia del sistema. Originada por la operación del sistema en condiciones normales de operación. b) Sobretensiones temporales. Pueden originarse por fallas, operaciones de maniobra como rechazo de carga, resonancia,

condiciones no lineales (ferrorresonancia); o una combinación de estos. c) Sobretensiones transitorias: - Sobretensiones de frente lento: Pueden originarse por fallas y operaciones de maniobra (energización o re-energización

de líneas). - Sobretensiones de frente rápido: Pueden originarse por operaciones de maniobra (en líneas conectadas a motores), o

por rayos directos a los conductores de líneas aéreas.


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- Sobretensiones de frente muy rápidos: Se originan de fallas u operaciones de maniobra en subestaciones aisladas con gas

(GIS). - Sobretensiones combinadas: Ocurren entre las fases de un sistema (fase-fase) o entre sistemas separados en la

misma fase (longitudinal) y pueden tener cualquiera de los orígenes antes mencionados.

Generalmente todas las clases de sobretensiones pueden presentarse en toda la gama

de tensiones. Cuando se determinan sus amplitudes y formas de onda deben considerarse las características de los dispositivos de protección.

3.1.2 Dispositivos de protección 3.1.2.1 Generalidades Se consideran dos tipos de dispositivos de protección: - Apartarrayos autovalvulares del tipo resistencia no lineal con entrehierros en serie

(actualmente en desuso), - Apartarrayos de óxidos metálicos sin entrehierros:

Cuando se usen otros tipos de apartarrayos, su característica de protección debe ser proporcionada por el fabricante o determinarse por medio de pruebas.

La selección entre estos dispositivos, los cuales no proporcionan el mismo grado de protección, depende de varios factores como por ejemplo la importancia del equipo a proteger, las consecuencias de una interrupción del servicio, etcétera. Sus características se consideran más adelante, desde el punto de vista de la coordinación de aislamiento, y los efectos de los dispositivos de protección se consideran en las cláusulas que traten con las diferentes clases de sobretensión. Los dispositivos de protección deben diseñarse e instalarse para limitar las magnitudes de las sobretensiones, a fin de proteger los equipos, de manera que la tensión en los apartarrayos y la de sus cables de conexión durante la operación no exceda los valores indicados en la especificación correspondiente. Un punto importante es que la tensión producida a través de las terminales del apartarrayos en cualquier instante, antes y durante su operación, debe considerarse en la determinación de sus características de protección.

3.1.2.2 Apartarrayos autovalvulares del tipo resistencia no lineal con entrehierros en serie.

(Actualmente en desuso) La definición y características de estos apartarrayos se dan en la IEC 60099-7, su selección se detalla en la IEC 60099-3. Las características que se incluyen en esta guía únicamente se aplican cuando el material de la resistencia es carburo de silicio (SiC).


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a) Características de protección contra sobretensiones de frente rápido. La protección del apartarrayos se caracteriza por las tensiones siguientes: - Tensión de arqueo debida a un impulso por rayo normalizado (véase tabla Vl de la

IEC 60099-7). - Tensión residual (descarga) a corriente nominal seleccionada (véase tabla Vll de la

IEC 60099-7). - Tensión de arqueo de frente de onda (véase tabla Vl de la IEC 60099-7). b) El nivel de protección de impulso por rayo que se toma es el mayor de los valores siguientes: - Tensión máxima de arqueo con forma de onda de impulso 1.2/50 µs. - Tensión máxima residual a una corriente específica.

La evaluación del nivel de protección da un valor aproximado aceptable. Para mayor información de la protección de frente de onda con apartarrayos véase la norma IEC 60099-7.

NOTA: Tradicionalmente, fue incluida la tensión de descarga al frente de onda dividida por 1.15 para determinar el nivel de

protección al impulso por rayo. Ya que el factor 1.15 se justifica técnicamente sólo para aislamiento de papel impregnado en aceite, su aplicación a otros equipos que no sean transformadores puede dar como resultado un diseño no conservador del aislamiento. Por lo tanto, se ha omitido esta alternativa.

c) Características de protección relacionadas con sobretensiones de frente lento.

El nivel de protección de un apartarrayos para impulsos por maniobra es la tensión máxima por arqueo para las formas de impulso normalizadas en la publicación IEC 60099-7 subcláusula 8.3.5. Si el apartarrayos contiene entrehierros activos, la tensión total del apartarrayos para descargas por maniobra es proporcionada por el fabricante debido a que puede ser mayor que la tensión de arqueo.

3.1.2.3 Apartarrayos de óxidos metálicos sin entrehierros Las características y definiciones de estos apartarrayos se dan en IEC 60099-4 y CFE VA410-17. a) Características de protección contra sobretensiones de frente rápido.

La protección de los apartarrayos de óxidos metálicos se caracteriza por las tensiones siguientes:

- Tensión residual a la corriente nominal de descarga. - Tensión residual para el impulso de corriente de frente rápido.

Para propósitos de coordinación, el nivel de protección de impulso por rayo está dado por la tensión residual máxima a la corriente nominal de descarga.


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b) Características de protección contra sobretensiones de frente lento.

La protección se caracteriza por la tensión residual para las corrientes de impulso por maniobra especificadas. Para propósitos de coordinación. el nivel de protección de impulso por maniobra se toma como la tensión residual máxima para las corrientes de impulso por maniobra especificadas.

La evaluación de los niveles de protección da un valor representativo que generalmente es aceptable.

Una mejor definición de la característica de protección con apartarrayos de óxidos metálicos, se da en la publicación IEC 60099-4 y en la especificación CFE VA400-17.

3.1.3 Esfuerzos de tensión representativos 3.1.3.1 Tensión continua a la frecuencia del sistema En condiciones de operación normal puede esperarse que la tensión a la frecuencia del sistema varíe en magnitud y sea diferente en algún punto del sistema con respecto a otro. Para propósitos de diseño y coordinación de aislamiento, la tensión continua representativa debe considerarse constante e igual a la tensión máxima del

sistema, la cual casi no difiere de la tensión máxima del equipo con valores pico de Vm , de fase a tierra

y un de fase a fase. 3.1.3.2 Sobretensiones temporales Se caracterizan por sus amplitudes, formas de onda y duración. Todos los parámetros dependen del origen, las amplitudes y formas de onda, aún pueden variar incluso durante la sobretensión. Para propósitos de coordinación de aislamiento la forma de onda puede considerarse igual a la de la tensión a la frecuencia del sistema. La sobretensión temporal representativa se describe generalmente por su amplitud y duración de un minuto, correspondiendo a la tensión de corta duración normalizada a la frecuencia del sistema. En aplicaciones especiales la sobretensión representativa se describe por la característica amplitud-duración. La distribución de los esfuerzos de tensión en ciertos tipos de transformadores con frecuencia de resonancia baja de los devanados, puede ser sensible a la frecuencia de las sobretensiones temporales. En estos casos puede no ser adecuado representar la sobretensión por una tensión a la frecuencia del sistema con duración de un minuto. Para estos casos se deben realizar estudios especiales. 3.1.3.2.1 Fallas a tierra La sobretensión temporal debida a fallas a tierra, es una sobretensión de fase a tierra que ocurre en dos de las fases de un sistema trifásico. Las sobretensiones temporales entre fases o a través del aislamiento longitudinal no se presentan. La forma de onda de la sobretensión representativa es la de la tensión a la frecuencia del sistema. Las amplitudes dependen del sistema de aterrizamiento del neutro y de la localización de la falla. En el anexo A se da una guía para su determinación . En configuraciones normales del sistema se recomienda su poner la amplitud de la sobretensión igual a su máximo valor. En configuraciones anormales del sistema, por ejemplo partes del sistema con neutro no aterrizado dentro de un sistema con neutro normalmente aterrizado, se debe tratar en forma separada tomando en cuenta su probabilidad de ocurrencia simultáneamente con la falla a tierra.

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La duración de la sobretensión es igual al tiempo en el que se inicia la falla y su liberación. En sistemas con neutro aterrizado, generalmente es menor de 1 s. Para sistemas con neutro es menor de 1 s. Para sistemas con neutro aterrizado resonante, la liberación de la falla, generalmente es menor de 10 s y en sistemas sin libramiento de fallas a tierra, la duración puede ser de hasta 8 h o más. NOTA: Se debe poner atención al hecho de que la tensión máxima a la frecuencia del sistema que puede aparecer en una de

las fases sanas durante una falla a tierra particular, no depende sólo del valor del factor de falla a tierra, sino también del valor de la tensión de fase a fase en el momento de la falla. Esta tensión fase-fase generalmente se toma como la tensión más alta del sistema, pero en algunos casos puede ser necesario tomar en cuenta el incremento del valor de la tensión fase-fase.

3.1.3.2.2 Rechazo de carga Las sobretensiones temporales debidas a rechazo de carga dependen de la carga rechazada en la configuración del sistema después de su desconexión y de las características de las fuentes (potencia de cortocircuito en la subestación, regulación de tensión y velocidad de los generadores, etcétera). Esta elevación de tensión puede ser importante en el caso de rechazo de carga al final de una línea larga (efecto Ferranti). Esto afecta principalmente a los equipos de la subestación conectados por el lado de la fuente del interruptor remoto abierto. NOTA: Desde el punto de vista de sobretensiones, debe hacerse una distinción entre los diversos tipos de configuración de

sistemas. Como casos extremos se tienen sistemas con líneas relativamente cortas y valores altos de potencia de cortocircuito en las subestaciones terminales, donde ocurren sobretensiones bajas y sistemas con líneas largas y valores bajos de potencia de cortocircuito en el sitio de generación los cuales son usuales en la etapa inicial de sistemas de extra alta tensión y en donde pueden presentarse sobretensiones muy altas cuando se desconecta repentinamente una gran carga.

La sobretensión es una tensión trifásica simétrica a la frecuencia del sistema; por lo tanto, ocurren las mismas sobretensiones relativas fase-tierra y fase-fase. Las sobretensiones temporales longitudinales dependen (si es posible) o no de la oposición de fase. Se recomienda considerar sus valores máximos para las amplitudes representativas. Como guía se pueden aplicar los valores siguientes: - Transformadores del sistema:

Para un rechazo de carga total la sobretensión temporal generalmente es menor de 1.2 veces la tensión del sistema en sistemas moderadamente extendidos. La duración depende del control de la tensión en operación y puede ser de hasta varios minutos. En sistemas extendidos las sobretensiones pueden alcanzar 1.5 veces la tensión del sistema o aún más cuando ocurren en efectos de resonancia o Ferranti. Su duración puede estar en el orden de algunos segundos. La sobretensión longitudinal generalmente es igual a la de fase tierra a menos que se haga intervenir a motores o generadores en el lado del rechazo y tiene que considerarse la oposición de fases.

- Transformador del generador:

Para un rechazo completo la sobretensión en el transformador puede alcanzar hasta 1.5 veces la tensión del sistema. La duración depende del control del generador y puede ser de hasta 3 s. La sobretensión temporal longitudinal está compuesta por la tensión de operación fase-tierra en una de las terminales y la sobretensión temporal fase-tierra en oposición de fase en la otra terminal es decir 2.5 veces la tensión de operación fase-tierra.


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3.1.3.2.3 Resonancia y ferroresonancia Las sobretensiones temporales debidas a estas causas generalmente se alcanzan cuando circuitos con grandes elementos capacitivos (Iíneas, cables, líneas compensadas en serie) y elementos inductivos (transformadores reactores derivadores) con características de magnetización no lineal se energizan, o como resultado de rechazos de carga. Estas sobretensiones pueden llegar a valores extremadamente altos y deberán prevenirse o limitarse con los métodos indicados en los puntos 3.1.3.2.5 o 3.1.3.2.6. Por lo tanto pueden no considerarse como base para la selección de apartarrayos o para el diseño de aislamientos internos. 3.1.3.2.4 Sobretensiones longitudinales durante la sincronización Las sobretensiones temporales longitudinales representativas tienen una amplitud del doble de la tensión de operación de fase a tierra y una duración de entre varios segundos hasta algunos minutos. Más aún la probabilidad de una falla a tierra durante la sincronización puede ser suficientemente alta cuando dicho sincronización es frecuente. En tales casos las amplitudes de !a sobretensión representativa son la sobretensión representativa de falla a tierra en una terminal y la tensión de operación normal en oposición de fase en la otra. 3.1.3.2.5 Combinaciones de sobretensiones temporales de origen diferente Las sobretensiones temporales de orígenes diferentes deben combinarse sólo después de un examen cuidadoso en cuanto a su probabilidad de ocurrencia simultánea. Estas combinaciones conducen al empleo de apartarrayos, con características nominales más altas, con la consecuente sobreprotección y sobreaislamiento, los cuales se justifican solo técnica y económicamente si la probabilidad de ocurrencia es suficientemente alta. a) Rechazo de carga con falla a tierra.

Esta combinación puede existir cuando se desconecta una carga grande presentándose una sobretensión temporal y debido a ésta se origina una falla a tierra en el resto del sistema. La probabilidad de este evento es pequeña, ya que las sobretensiones debidas al cambio de carga son en sí mismas pequeñas y pueden causar fallas sólo en condiciones extremas, tales como alta contaminación. La combinación puede existir, cuando durante una falla en la línea, el interruptor del lado de la carga abre primero y la desconexión de la carga produce una sobretensión por rechazo de carga en el sistema hasta que abre el interruptor del lado del circuito de la fuente. La combinación también puede ocurrir como resultado de una falla en la línea seguida por la falla de apertura de un interruptor. La probabilidad de tal combinación, sin embargo es pequeña pero no puede despreciarse ya que estos no son eventos estadísticamente independientes. Esto puede ocurrir como resultado de una sobretensión en las fases sanas y de tener un generador conectado a través de un transformador a una línea larga fallada. La sobretensión consta de un transitorio de frente lento y de una sobretensión temporal variable y prolongada la cual es función de las características del generador y de las acciones del regulador de tensión del generador.

En cualquier caso la sobretensión resultante no debe obtenerse por la multiplicación de dos factores de sobretensión de los eventos separados debido a que:

- El factor de falla a tierra cambia cuando está relacionado con la sobretensión por

rechazo de carga.


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- La configuración del sistema se modifica después del cambio de carga. Por ejemplo, el factor de falla a tierra en los transformadores con neutro aterrizado del generador es menor de 1, después de desconectarse del sistema.

- Para transformadores de sistema la pérdida de toda la carga nominal no es usual. - Si algunas combinaciones se consideran suficientemente probables, se recomiendan

estudios precisos del sistema. b) Otras combinaciones.

Ya que el fenómeno de resonancia debe evitarse, su combinación con otros orígenes sólo debe considerarse como causa adicional de estas resonancias. En algunos sistemas, sin embargo, no es realmente posible evitar el fenómeno de resonancia, y por lo tanto es importante realizar estudios detallados.

3.1.3.2.6 Limitación de sobretensiones temporales a) Sobretensiones de falla a tierra.

Éstas dependen de los parámetros del sistema y sólo se pueden controlar seleccionando estos parámetros durante el diseño del sistema; existe una excepción en sistemas con neutro aterrizado, los cuales en situaciones no usuales pueden separarse por medio de grandes transformadores con neutro aislado. Las sobretensiones por fallas a tierra en la parte separada puede controlarse instalando cuchillas de puesta a tierra de operación rápida para aterrizar dichos neutros; o bien, por interruptores, o por una selección especial de apartarrayos de neutro, los cuales cortocircuitarán el neutro después de la falla.

b) Cambios súbitos de carga.

Estas sobretensiones pueden controlarse por reactores de compensación, capacitores en serie o compensadores estáticos.

c) Resonancia y ferrorresonancia.

Estas sobretensiones deben evitarse desintonizando el sistema de la frecuencia de resonancia, cambiando la configuración del sistema, o con resistores de amortiguamiento.

3.1.3.2.7 Protección con apartarrayos Usualmente los apartarrayos deben seleccionarse con una tensión nominal igual o mayor que la sobretensión máxima temporal esperada; por lo tanto, protegerán contra estas sobretensiones temporales, excepto cuando se trata de sobretensiones debidas a efectos resonantes; en estos casos los apartarrayos pueden aplicarse para limitar o aun para prevenir tales sobretensiones. Si los apartarrayos se utilizan para este propósito, deben hacerse estudios de esfuerzos térmicos en ellos, para evitar que fallen térmicamente. 3.1.3.3 Sobretensiones de frente lento Éstas tienen duraciones de frente y de cola desde algunos décimos hasta miles de microsegundos; generalmente se originan por: a) Causas de sobretensión:


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- Energización y reenergización de líneas. - Fallas y libramiento de fallas. - Rechazos de carga. - Desconexión de corrientes inductivas pequeñas y capacitivas. - Incidencia de rayos en la cercanía de conductores de líneas aéreas. b) Características de identificación.

Los esfuerzos de tensión representativos se caracterizan por: - Una forma de onda de la tensión representativa. - Una tensión máxima supuesta o una distribución probabilística de la amplitud de la

sobretensión.

La forma de onda de la tensión representativa se caracteriza por su tiempo de cresta. Para propósitos de coordinación de aislamiento se considera igual al tiempo de cresta normalizado de 250 µs, debido a que el aislamiento del equipo no es sensible a una desviación de este valor. Únicamente pueden considerarse diferentes valores del tiempo de cresta para aislamientos en aire en la categoría ll (véase inciso 3.2.1.4). La distribución de probabilidad de la sobretensión prospectiva sin la operación del apartarrayo se caracteriza por su valor 2 %, su desviación y su valor de truncación. Aunque, ello no es perfectamente válido, la distribución de probabilidad se puede aproximar a una distribución gaussiana entre el valor 50 % y el de truncación después del cual se supone que no existen valores. Alternativamente se puede utilizar una distribución modificada de Weibull. El valor máximo supuesto de la sobretensión representativa es igual al valor de truncación de las sobretensiones prospectivas (véase 3.1.3.3.1 al 3.1.3.3.6) o igual al nivel de protección a impulso de maniobra del apartarrayo (véase 3.1.3.3.7), cualquiera que sea el valor menor.

3.1.3.3.1 Sobretensiones debidas a energización y reenergización de líneas La energización o reenergización de una línea trifásica produce sobretensiones de maniobra en las tres fases de la línea. Por lo tanto, cada operación de conexión o desconexión produce tres sobretensiones fase-tierra y correspondientemente tres sobretensiones fase-fase (véase Electra No. 64 1979, pp. 138-158). a) Determinación de sobretensiones.

En la evaluación de sobretensión para aplicación práctica, se han introducido algunas simplificaciones; con relación al número de sobretensiones por operaciones de conexión o desconexión, se dispone de dos métodos. Las amplitudes de la sobretensión debidas a energización de líneas dependen de varios factores, incluyendo el tipo de interruptor (si tiene o no resistencia de preinsersión), naturaleza y potencia de cortocircuito de la barra a la cual está conectada la línea, la naturaleza de la DOCUMENTO EN PERIO

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compensación utilizada, la longitud de la línea energizada y el tipo de terminación de la línea (abierta, con transformador, con apartarrayos, etcétera). Las reenergizaciones trifásicas pueden generar sobretensiones de frente lento altas debido a cargas atrapadas en el lado de reenergización. Esta carga depende de la causa de la reenergización y puede ser tan alta como la sobretensión temporal pico. La descarga de esta carga atrapada depende del equipo que permanezca conectado a la línea, las condiciones ambientales o el efecto corona en los conductores y de la duración del recierre. La reenergización monofásica (recierre) no genera sobretensiones mayores que las de la energización.

La distribución de probabilidad correcta de las amplitudes de las sobretensiones se puede obtener sólo de simulaciones cuidadosas de operaciones de conexión y desconexión por medio de programas digitales, analizador de transitorios. etc., y los valores que se darán enseguida tienen que ser considerados como una guía aproximada. Todas las consideraciones concernientes a las sobretensiones en el extremo abierto (lado receptor) de la línea y las sobretensiones en el lado de envío pueden ser substancialmente menores.

- Método fase-pico:

De cada operación de conexión o desconexión se incluye en la distribución de probabilidad de sobretensiones el valor pico más alto de la sobretensión a tierra en cada fase o entre cada combinación de fases, es decir cada operación contribuye con 3 valores pico a la distribución de probabilidad de la sobretensión representativa. Entonces esta distribución tiene que suponerse igual para cada uno de los tres aislamientos involucrados en cada parte del aislamiento, fase-tierra, fase-fase o longitudinal.

- Método pico-envolvente:

De cada operación de conexión o desconexión se incluye en la distribución de probabilidad de sobretensiones el valor pico más alto de las sobretensiones de las tres fases a tierra o entre las tres fases, es decir, cada operación contribuye con un valor a la distribución de la sobretensión representativa. Esta distribución entonces es aplicable a un aislamiento dentro de cada tipo.

b) Sobretensiones fase-tierra.

Como una guía aproximada la figura 1 muestra la gama de los valores de sobretensión 2 % en p.u. que se pueden esperar entre fases y a tierra sin protección con apartarrayos (véase Electra No. 30, 1973, p.p. 70-122). Debido a la gran gama de valores para una alternativa específica, se pueden usar para la evaluación con ambos métodos.

La figura 1 debe ser usada corno una indicación de sí o no las sobretensiones para una situación dada pueden ser lo suficientemente altas como para causar problemas. Si es así, la gama de valores indica que tanto puede limitarse la sobretensión. Podrían ser requeridos estudios detallados.

De los valores 2 % de la sobretensión fase-tierra se puede estimar la distribución de probabilidad representativa:

- Método fase-pico:


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Valor 2 % Ve2 : Ve2 (fig. 1 en p.u.)

Desviación Se : Se = 0.25 (Ve2-1) p.u.

Valor de truncación Vet : Vet = 1.25 Ve2 -0.25 p.u.

- Método pico-envolvente:

Valor 2 % : Ve2 (fig. 1 en p.u.)

Desviación : Se = 0.25 (Ve2-1) p.u.

Valor de truncación : Vet = 1.13 Ve2 -0.13 p.u.

NOTA: Los datos de la figura 1 están basados en varios resultados de campo y estudios e incluyen los efectos de la mayoría

de los factores que determinan la sobretensión. Ya que para un tipo dado de operación de conexión o desconexión los valores de truncación para los dos métodos

deben ser los mismos, los valores 2 % deben ser diferentes, ya que también es evidente a partir del principio de evaluación. Cuando se comparan los dos métodos deberá aplicarse la siguiente relación:

Ve2 (pico-envolvente) = 1.1 Ve2(fase-pico) -0.1

c) Sobretensiones fase-fase.

En la evaluación de las sobretensiones de maniobra deberá agregarse un parámetro adicional. Ya que el aislamiento es sensible a la subdivisión de un valor dado de sobretensión de fase-fase en dos componentes de fase a tierra, la selección de un instante específico tiene que tomar en cuenta las características del aislamiento. Se han seleccionado dos instantes (véase Electra 64, 1979, pp. 138-157).

- Sobretensión pico fase-fase:

Este instante da el valor de sobretensión fase-fase más alto. Representa el esfuerzo mayor para todas las configuraciones del aislamiento para el cual la rigidez dieléctrica entre fases no es susceptible a la subdivisión en componentes. Ejemplos típicos son el aislamiento entre devanados o las distancias cortas en aire.

- Sobretensión fase-fase en el instante de la sobretensión pico fase-tierra.

Aunque este instante da sobretensiones de valores menores que el instante de la sobretensión pico fase-fase, puede ser más severo en configuraciones de aislamiento para los cuales la rigidez dieléctrica entre fases es influenciada por la subdivisión en componentes. Ejemplos típicos son las distancias grandes en aire para las cuales el instante del pico positivo fase-tierra es el más severo, o las S.E. en SF6 trifásicas encapsuladas para las cuales el pico negativo es el más severo.

Las características estadísticas de las sobretensiones fase-fase y la relación entre los valores pertenecientes a los dos instantes se describe en el anexo C. Se concluye que para todos los tipos de aislamiento, excepto para distancias en aire en la gama ll, la


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sobretensión representativa entre fases es igual a la sobretensión pico fase-fase. Para distancias en aire en la gama ll la sobretensión representativa fase-fase puede ser determinada de las sobretensiones pico fase-tierra y fase-fase.

El valor de sobretensión 2 % fase-fase se puede determinar aproximadamente de la sobretensión fase tierra. La figura 2 muestra la gama de posibles relaciones entre los valores 2 % fase-fase y fase-tierra El límite superior de esta gama se aplica a sobretensiones por reenergizaciones trifásicas rápidas y el límite inferior a sobretensiones por energización trifásica. La distribución de probabilidad de la sobretensión fase-fase se puede estimar como: - Método fase-pico Valor 2 % : Vp2 (figs. 1 y 2).

Desviación : Sp = 0.25 (Vp2 -1.73) p.u.

Valor de truncación : Vpt = 1.25 Vp2 -043 p.u.

- Método pico envolvente. Valor 2 % : Vp2 (figs. 1 y 2).

Desviación : Sp = 0.17 (Vp2 -1.73) p.u.

Valor de truncación : Vpt = 1.14 Vp2, -0.24 p.u.

d) Sobretensiones longitudinales.

Las sobretensiones longitudinales entre terminales durante la energización o reenergización están compuestas por la tensión de operación continua en una de las terminales y la sobretensión de maniobra en la otra. En sistemas sincronizados la sobretensión pico de maniobras más altas y la tensión de operación tienen la misma polaridad y el aislamiento longitudinal tiene una sobretensión menor que el aislamiento fase-tierra.

El aislamiento longitudinal entre sistemas no sincronizados puede sin embargo estar sujeto a sobretensiones de energización en una de las terminales y a la tensión pico de operación continua en la otra.

Para la componente de la sobretensión de frente lento se aplican los mismos principios que para el aislamiento fase tierra.

e) Sobretensiones máximas supuestas.

Si no se aplica protección con apartarrayos la sobretensión máxima supuesta por energización o reenergizaciones:

- Para la sobretensión fase tierra, el valor de truncación Vet,


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- Para la sobretensión fase-fase, el valor de truncación Vpt, o para el aislamiento externo

en la gama II, el valor determinado de acuerdo al anexo C ambos subdivididos en dos componentes iguales de polaridad opuesta,

- Para la sobretensión longitudinal, el valor de truncación Vet de la sobretensión

fase-tierra debido a la energización en una de las terminales la tensión pico de operación continua de polaridad opuesta en la otra.

3.1.3.3.2 Sobretensiones por falla y liberación de fallas Estas se generan al inicio y en la liberación de fallas, debido al cambio en la tensión en las fases sanas desde la tensión de operación hasta una sobretensión temporal e igualmente en la fase fallada desde una tensión cercana a cero hasta recobrar la tensión de operación. En forma conservadora los valores máximos supuestos para las sobretensiones representativas son: - Inicio de falla: Vt = 2 Ke -1 p.u.

ke = Factor de falla a tierra,

- Liberación de falla: Vt = 2 p.u.

Ambos orígenes causan sólo sobretensiones de fase atierra por lo que las sobretensiones entre fases pueden despreciarse. Para los sistemas de la categoría I tienen que considerarse las sobretensiones causadas por fallas a tierra en sistemas con transformadores con neutros aislados o con neutros aterrizados resonantes, en los que

el factor de falla a tierra es aproximadamente . Para estos sistemas la coordinación de aislamiento puede basarse en la sobretensión máxima y no necesita considerarse la probabilidad de sus amplitudes. Sin embargo, cuando en sistemas de la categoría ll, las sobretensiones debidas a energización y reenergización de líneas se controlan a valores menores de 2 p.u., Ias sobretensiones por falla y liberación de falla requieren un examen cuidadoso. En particular esto es necesario ya que las sobretensiones no sólo ocurren en interruptores del extremo de línea abierto, sino en una gran parte del sistema.

3.1.3.3.3 Sobretensiones debidas a rechazo de carga Éstas sólo son de importancia si las sobretensiones originadas son altas, por lo que sólo se consideran en equipos de los sistemas de la categoría ll, en los que las sobretensiones por energización y reenergización se controlan a valores menores de 2 p.u. En este caso es necesario realizar un estudio, especialmente cuando se tengan transformadores conectados al generador o líneas de transmisión largas. 3.1.3.3.4 Sobretensiones debidas a maniobras de corrientes inductivas y capacitivas Estas corrientes pueden originar sobretensiones que requieren especial atención; en particular deben tomarse en cuenta las operaciones por maniobra siguientes:

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a) Interrupción de corrientes de arranque de motores. b) Interrupción de corrientes inductivas, por ejemplo cuando se interrumpe la corriente

magnetizante de un transformador o reactor. c) Maniobra y operación de hornos de arco y sus transformadores que pueden producir ondas

cortadas de corriente. d) Maniobra de cables en vacío y de bancos de capacitores. e) Interrupción de corrientes por fusibles de alta tensión.

Las sobretensiones debidas a la interrupción de corrientes capacitivas (maniobras de línea en vacío, cables o bancos de capacitores) pueden ser particularmente peligrosas, si ocurren recierres de interruptores. Cuando se energizan bancos de capacitores, en particular bancos no conectados a tierra, se debe tener cuidado para evaluar las sobretensiones fase-fase.

3.1.3.3.5 Sobretensiones por rayo de frente lento Éstas se originan por la incidencia de descargas lejanas al conductor de fase, cuando la corriente del rayo es lo suficientemente pequeña como para no causar flameo en el aislamiento de la línea y cuando la distancia es suficientemente grande como para tener un frente lento. El valor máximo supuesto considerado para esta sobretensión representativa es igual a la tensión con probabilidad 50 % de flameo de polaridad negativa del aislamiento de la línea aérea. Ya que los valores del tiempo de cola de la corriente por rayo raramente exceden de los 200 µs, las sobretensiones con amplitudes altas y tiempos de cresta críticos no se presentan en el aislamiento. Por ello, las sobretensiones por rayo de frente lento son de menor importancia para la coordinación de aislamiento y generalmente se desprecian. 3.1.3.3.6 Limitación de las sobretensiones de frente lento Las sobretensiones de frente lento debidas a energización o reenergización de líneas pueden limitarse con los equipos indicados en la figura 1. Para la protección con apartarrayos, véase la cláusula 3.1.3.3.7. 3.1.3.3.7 Protección con apartarrayos contra sobretensiones de frente lento Los apartarrayos de óxidos metálicos sin entrehierros son adecuados para proteger contra sobretensiones de frente lento en los sistemas con sobretensiones temporales moderadas, mientras que los apartarrayos autovalvulares operan con sobretensiones de frente lento sólo en casos extremos, debido a las características de descarga de los entrehierros en serie, a menos que se adopte un diseño especial. Como regla general se puede suponer que la amplitud de la sobretensión fase-tierra es aproximadamente el doble de la tensión nominal (valor rmc) del apartarrayos cuando este esta instalado al final de una línea de transmisión larga. La sobretensión a la mitad de la línea puede ser substancialmente mayor que al final de ésta. Esto significa que los apartarrayos de óxidos metálicos son adecuados para limitar sobretensiones de frente lento debidas a energización y reenergización de líneas, así como de conexión de corrientes inductivas y capacitivas, pero en general no lo son para sobretensiones causadas por fallas a tierra o liberación de fallas ya que las amplitudes esperadas son demasiado bajas. Las sobretensiones debidas a energización y reenergización de líneas originan corrientes menores entre 0.5 y 2 kA en los apartarrayos. DOCUMENTO EN PERIO


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En esta gama de corrientes no es tan importante conocer la amplitud exacta de corriente debido a la no linealidad del material de óxido metálico. La poca dependencia del tiempo de frente de la corriente en los apartarrayos de óxidos metálicos es también despreciable en las sobretensiones de frente lento y por lo tanto se puede despreciar. Tampoco es necesario considerar los efectos de separación dentro de subestaciones; sin embargo los aislamientos de líneas aéreas alejados de los apartarrayos pueden sufrir esfuerzos por sobretensiones sustancialmente mayores que el nivel de protección. Generalmente, los apartarrayos se instalan de fase a tierra y debe observarse que si los apartarrayos de óxidos metálicos se usan para limitar sobretensiones de frente lento a un valor menor del 70 % del valor 2 % de las sobretensiones esperadas fase-tierra, las sobretensiones de fase a fase alcanzarán aproximadamente el doble del nivel de protección del apartarrayos de fase a tierra. La sobretensión de fase a fase consiste de dos componentes de fase a tierra con la subdivisión más frecuente 1: 1 (véase Electra 133, 1990, pp. 132-144). El valor máximo supuesto de la sobretensión representativa de fase a tierra es igual al nivel de protección del apartarrayos. Las sobretensiones de fase-fase serán el doble del nivel de protección o el valor de truncación de las sobretensiones esperadas de fase-fase determinado en las cláusulas anteriores, el que resulte menor. Si se requieren niveles menores de sobretensión fase-fase, deben instalarse apartarrayos adicionales fase-fase. 3.1.3.4 Sobretensiones de frente rápido 3.1.3.4.1 Sobretensiones por rayo Éstas son causadas ya sea por rayos directos a los conductores de fase, flameos inversos o descargas a tierra cercanas a las líneas, que producen disturbios inducidos. Estas últimas generalmente causan sobretensiones menores de 400 kV en líneas aéreas y sólo se consideran en sistemas con tensiones nominales menores a ésta. Las descargas por rayo que producen sobretensiones significativas con valores mayores se confinan a descargas directas a los conductores de fase, a las torres o a los hilos de guarda con el consiguiente flameo inverso. Debido al aguante elevado del aislamiento, los flameos inversos son menos importantes en la categoría ll que en la I. La sobretensión representativa tiene la forma de onda de la sobretensión por rayo normalizada (1.2 x 50 µs) y su amplitud corresponde a un índice de ocurrencia deseado por año. Éstas dependen fuertemente de la severidad de rayos en la región, de la construcción de la línea aérea y, para subestaciones, de su construcción y la configuración de su operación. Generalmente no pueden establecerse parámetros de esfuerzos válidos y se debe examinar caso por caso como lo indica la cláusula 3.1.3.4.4. Además, en la categoría de tensiones menores deben considerarse los disturbios transferidos a través de los transformadores, especialmente con relaciones elevadas cuando están conectados a máquinas rotatorias (véase anexo D). Las sobretensiones por rayo entre fases tienen aproximadamente las mismas amplitudes que las de fase a tierra, debido a que se considera que el efecto de la tensión de operación y el acoplamiento entre conductores se cancelan entre sí. En relación con las sobretensiones por rayo longitudinales de flameo inverso, estas comúnmente ocurren en la fase que tiene el valor instantáneo más alto de la tensión de operación continua. En sistemas en los cuales los flameos inversos son el origen principal de las sobretensiones por rayo (usualmente en la gama I), la sobretensión longitudinal representativa es la sobretensión por rayo en una terminal y la tensión pico de operación con polaridad opuesta en la otra. Para fallas de blindaje, el valor instantáneo de la tensión de operación en la fase que recibe la descarga es aleatoria y no se puede establecer un valor máximo supuesto para la componente a la frecuencia del sistema.


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Una estimación adecuada para caracterizar las amplitudes representativas es considerar la sobretensión por rayo de fase a tierra en una terminal y en la otra 0.7 veces la tensión pico de operación de fase a tierra de la otra. 3.1.3.4.2 Sobretensiones debidas a operaciones por maniobra Son sobretensiones de maniobra de frente rápido que ocurren cuando el equipo se conecta o desconecta del sistema a través de conexiones cortas, principalmente dentro de subestaciones. Aunque generalmente son oscilatorias, para propósitos de coordinación de aislamiento la forma de onda de sobretensión representativa puede considerarse que corresponde a la de impulso por rayo normalizada (1.2/50 µs). Las amplitudes de la sobretensión representativa dependen del tipo y comportamiento del equipo de maniobra. Como las amplitudes de sobretensión por maniobra generalmente son más pequeñas que las que causan los rayos, su importancia se restringe a casos especiales. Por tanto, se justifica técnicamente caracterizar la amplitud de la sobretensión representativa por los valores máximos dados más adelante. Como la ocurrencia simultánea de sobretensión de maniobra de frente rápido en más de una fase es altamente improbable, no existen sobretensiones de fase a fase mayores que la de fase a tierra. Por lo anterior, se puede suponer que las amplitudes máximas siguientes determinan la importancia de tales sobretensiones. Si estas determinan la tensión de aguante por rayo del aislamiento, se recomiendan investigaciones más cuidadosas. - Maniobra del interruptor, sin reencendido: 2 p.u. - Maniobra del interruptor, con reencendido: 3 p.u. NOTA: Cuando hay maniobras de cargas reactivas algunos tipos de interruptores tienden a producir interrupciones

múltiples de corrientes transitorias resultando sobretensiones hasta de 6 p.u., a menos que se tomen medidas de protección adecuadas.

- Maniobra de cuchillas desconectadoras: 3 p.u. 3.1.3.4.3 Limitación de sobretensiones de frente rápido a) Tipo de construcción de la línea.

Las sobretensiones por rayo pueden limitarse por el tipo de construcción de las líneas aéreas. Para los tres orígenes los medios adecuados son:

- Para sobretensiones inducidas:

La reducción de la altura del conductor de fase respecto a tierra puede influir, pero no es una práctica usual.

- Para descargas directas en conductores:

Diseño apropiado del blindaje por medio de hilos de guarda. - Para flameos inversos. b) Reducción de la impedancia al pie de la torre.


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La tensión de flameo de las líneas de llegada en la vecindad de la subestación se usa en algunos casos para limitar sobretensiones por rayo que entran a la subestación. Sin embargo, tal reducción puede incrementar el índice de flameo inverso, lo cual también puede conducir a riesgos mayores en la subestación. Se debe tener cuidado al considerar la impedancia del aterrizado de la torre.

Las sobretensiones por maniobra de frente rápido, si es necesario, pueden ser limitadas únicamente por la selección de equipo de interrupción adecuado.

3.1.3.4.4 Protección contra sobretensiones de frente rápido por apartarrayos Esta protección depende de: - Forma de onda y amplitud esperadas de la sobretensión. - Características de protección del apartarrayos. - Amplitud y forma de onda de la corriente a través del apartarrayos. - Impedancia característica y/o capacitancia del equipo protegido. - Distancia entre el apartarrayos y equipo protegido incluyendo conexiones de tierra

(véase figura 3). - Número de las líneas conectadas y su impedancia característica. 3.1.3.4.4.1 Protección con apartarrayos de acuerdo a la tensión Para la protección contra sobretensiones por rayo, generalmente se aplican apartarrayos con las corrientes de descarga nominal siguientes: a) Sistemas con tensiones máximas de hasta 52.5 kV 5 kA o 10 kA. b) Sistemas con tensiones entre 72.5 kV y 420 kV 10 kA o 20 kA.

Cuando las corrientes que pasan por los apartarrayos son mayores que la corriente de descarga nominal esperada, tiene que asegurarse que la tensión residual correspondiente todavía proporcione un límite de sobretensión adecuada. Las características de protección del apartarrayos dependen de la forma de onda de la sobretensión real en sus terminales. Para apartarrayos tipo resistencia no lineal con entrehierros en serie, la característica de descarga se debe tomar en cuenta, y después de la descarga, la longitud del apartarrayos (IA

en la figura 3) tiene que agregarse a la longitud de las conexiones. En apartarrayos de óxido de metal el tiempo de reacción del material por sí mismo puede ser despreciable y la longitud del apartarrayos puede agregarse a las conexiones.

La tensión en el equipo a proteger depende fuertemente de la forma de onda y amplitud de la descarga incidente y de la configuración de la subestación y equipo. La distancia de separación entre el equipo a proteger y el apartarrayos reduce la eficiencia de este último. De


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hecho, cuando el apartarrayos está separado del objeto a proteger, está sujeto a una sobretensión que excede el nivel de protección del apartarrayos. Para subestaciones convencionales como las de la figura 3 y para capacitancias totales de equipo, menores de 0.5 nF, la sobretensión del equipo puede estimarse por:

V = Vpl + 2 ST (Vp > 2 ST)

Vpl : Nivel de protección al impulso por rayo del apartarrayos.

S : Pendiente de la sobretensión incidente. El tiempo de viaje T, se determina a partir de la longitud de las conexiones: T = I + a1 + a2 + l

C C = Velocidad de la luz.

El valor de la pendiente debe seleccionarse de acuerdo al comportamiento del rayo de la línea conectada a la subestación y al riesgo de falla adoptado en la subestación (véase sección 3).

Cuando se conecta más de una línea aérea a la subestación la fórmula puede usarse dividiendo la pendiente de la sobretensión incidente entre el número de líneas. Sin embargo, se enfatiza que el número de líneas debe corresponder al número mínimo que razonablemente permanece en servicio tomando en cuenta las salidas durante las tormentas de rayos. La estimación obtenida con esta fórmula puede no ser conservadora, cuando las limitaciones dadas antes no se observan; su aplicación debe hacerse con cuidado. Para subestaciones nuevas y cuando se conoce el comportamiento del aislamiento a las descargas atmosféricas de subestaciones existentes, el valor máximo supuesto de la sobretensión representativa se puede estimar con:

[ ]

Vrp : Sobretensión máxima representativa supuesta.

Vpl : Nivel de protección al impulso de rayo del apartarrayos.

n : Número mínimo de líneas aéreas en servicio conectadas a la subestación. L: I + a1 + a2 + la (de la figura 3).

El subíndice 1 se refiere a la situación para la cual la experiencia en servicio ha sido satisfactoria y el subíndice 2 para la nueva subestación.

Vrp2

Vpl2

1n1

n2

L2

L1

Vpl1

Vpl2

= +V

V

rp

pl

1

1

1−


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3.1.3.5 Sobretensiones de frente muy rápido Se originan por operaciones de desconectadores o fallas dentro de subestaciones en SF6 debidas a la ruptura

dieléctrica rápida del gas entre los entrehierros y a la propagación prácticamente amortiguada de la onda dentro de la subestación. Sus amplitudes se amortiguan rápidamente a la salida de la subestación, por ejemplo en una boquilla, y el tiempo de frente de onda se incrementa hacia la gama de las sobretensiones de frente rápido. La forma de onda de la sobretensión es un incremento rápido de la tensión casi a su amplitud resultante en un tiempo de frente menor de 0.1 µs. Para operaciones de desconexión este frente es típicamente seguido por una oscilación de frecuencia mayor de 1 MHz. La duración de las sobretensiones de frente muy rápido es menor de 3 ms, pero puede ocurrir varias veces. La amplitud de la sobretensión depende de la construcción del interruptor y de la configuración de la subestación y se puede suponer que se alcanzan amplitudes máximas de 2.5 p.u. Las sobretensiones pueden, sin embargo, crear sobretensiones altas locales, en transformadores conectados directamente a la subestación. Debido a los cambios de tensión rápidos, el equipo no puede ser protegido por apartarrayos. La sobretensión representativa no puede establecerse ya que no se dispone en la actualidad de una normalización adecuada; sin embargo, se espera que estas sobretensiones no influyan en la selección de las tensiones de aguante. 3.2 Tensión de Aguante para Coordinación 3.2.1 Característica dieléctrica en el aislamiento Varios factores influyen en la rigidez dieléctrica del aislamiento. Tales factores son por ejemplo la magnitud, forma, duración y polaridad de la tensión aplicada, el tipo de aislamiento (gaseoso, líquido, sólido o una combinación de éstos), la distribución de campo en el aislante, la simetría y no homogeneidad del campo eléctrico, electrodos adyacentes al entrehierro considerando la distancia y su potencial, las impurezas y no homogeneidades locales, el estado físico del aislante (temperatura, presión y otras condiciones ambientales, esfuerzos mecánicos), la historia del aislante, la extinción del aislante bajo esfuerzos, efectos químicos, efectos en la superficie de conductor, etcétera. La ruptura en aire depende fuertemente de la configuración del electrodo y de las condiciones ambientales. Para aisladores intemperie también el efecto de humedad, lluvia y contaminación sobre la superficie del aislamiento llega a ser importante. Para los sistemas aislados en gas en recipientes metálicos el efecto de la presión interna y de la temperatura así como la no homogeneidad local y las impurezas juegan un papel importante. En aislamientos líquidos las partículas impuras y las burbujas causadas por efectos químicos y físicos o por descargas locales pueden reducir drásticamente la rigidez del aislamiento. Un aspecto muy importante es también que la cantidad de degradación química del aislamiento podría incrementarse con el tiempo. Lo anterior es valido también en el caso de aislamientos sólidos. Su rigidez dieléctrica además podría ser afectada por esfuerzos mecánicos. El proceso de ruptura es de naturaleza estadística debiendo tomarse esto en cuenta; por lo tanto, aislamientos autorrecuperables son descritos por la tensión de aguante estadística, correspondiente a una probabilidad de aguante del 90 % y la tensión de aguante supuesta debe corresponder a una probabilidad de aguante de 100 % la cual se aplicará. Para equipo con aislamiento no autorrecuperable, la naturaleza estadística de la rigidez no puede encontrarse usualmente mediante pruebas y por lo tanto se aplican tensiones de aguante que se suponer corresponden a una probabilidad de aguante del 100 %.


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FIGURA 1 – Gama de sobretensiones de frente lento con valor 2 %, debidas a la energización y

reenergización de líneas


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NOTA: La parte superior indica el intervalo que puede ser aplicado a la reenergización trifásica; o la parte inferior, a

la energización.

FIGURA 2 - Relación entre las sobretensiones de frente lento de valores 2 % fase-fase y fase-tierra


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a) Instalación sin malla de tierra (sistemas de distribución). b) Instalaciones con malla de tierra (subestaciones).

: distancia entre la terminal de alta tensión del equipo protegido y el punto de conexión del conductor de alta tensión del apartarrayos.

a1 : longitud del conductor de alta tensión del apartarrayos.

a2 : longitud del conductor de tierra del apartarrayos.

AR : longitud del apartarrayos.

Ze : impedancia del aterrizamiento.

TF : objeto protegido.

V : onda de sobretensión incidente. AR : Apartarrayo.

FIGURA 3 - Diagrama esquemático para la conexión del apartarrayos al objeto protegido DOCUMENTO EN PERIO


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El viento tiene influencia en el diseño del aislamiento especialmente en el caso de líneas aéreas que usan cadenas de aisladores verticales. Usualmente el efecto debe tomarse en cuenta sólo en el caso de selección de distancias en aire en base a los valores de impulsos por maniobra y a la frecuencia del sistema. 3.2.1.1 Comportamiento del aislamiento con tensiones a la frecuencia del sistema En general, las descargas bajo condiciones de operación normal de la tensión a la frecuencia del sistema y bajo sobretensiones temporales podrán ser causadas por reducciones excepcionales en el aguante del aislamiento debido a severas condiciones ambientales o por el envejecimiento de las propiedades del aislamiento del equipo. La lluvia reduce la rigidez dieléctrica externa de los aisladores pero prácticamente no reduce la rigidez de los entrehierros en aire. Se pueden esperar reducciones mayores para tensiones a frecuencia del sistema o para impulsos por maniobra. Además de la intensidad de la lluvia, la configuración del aislador y la conductividad del agua tienen influencia en la reducción de la rigidez dieléctrica. La lluvia, junto con la contaminación, puede reducir drásticamente la rigidez del aislamiento. La peor condición es usualmente causada por la neblina o llovizna en aislamientos contaminados. La descripción estadística de las condiciones ambientales requiere usualmente una gran cantidad de datos. La descripción estadística del envejecimiento es aún más difícil. Por lo tanto, los procedimientos estadísticos no son recomendados en esta guía para la estimación del comportamiento del aislamiento en tensiones a frecuencias del sistema y sobretensiones temporales (véanse también las cláusulas 3.2.1.3, 3.2.3.1.1 y 3.2.3.1.2). 3.2.1.2 Influencia de las condiciones ambientales sobre el aislamiento externo Las tensiones de flameo para distancias en aire, dependen del contenido de humedad y de la densidad del aire; la rigidez dieléctrica del aislamiento se incrementa con la humedad absoluta hasta el punto donde se forma la condensación sobre la superficie del aislador. La rigidez del aislamiento decrece con la disminución de la densidad del aire. Una descripción detallada de los efectos de la densidad del aire y de la humedad absoluta está dada en la IEC 60060 para diferentes tipos de electrodos y esfuerzos de tensión. En la determinación de la rigidez dieléctrica mínima deberá tenerse presente las condiciones más adversas desde el punto de vista de rigidez, es decir, baja humedad absoluta, baja presión de aire y alta temperatura los cuales no se presentan simultáneamente. Además, la corrección por humedad y por densidad prácticamente se cancelan entre sí. Por lo tanto, la estimación de la rigidez dieléctrica puede basarse en el promedio de las condiciones ambientales en el sitio. Para aisladores, deberá evaluarse la posible reducción de la tensión de aguante debida a nieve, hielo, rocío o niebla. 3.2.1.3 Probabilidad de descarga disruptiva del aislamiento Ningún método es hasta el momento apropiado para la determinación de la probabilidad de descarga disruptiva en una sola pieza de aislamiento no autorrecuperable. Por lo tanto, se considera que la probabilidad de aguante cambie de 0 a 100 % en la tensión de aguante. Para el aislamiento autorrecuperable, la capacidad de aguantar esfuerzos dieléctricos causados por la aplicación de un impulso de una forma de onda dada puede ser descrita en términos estadísticos. Los métodos a seguir en la determinación de la curva de la probabilidad de aguante se presentan en la publicación IEC 60060.


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Para impulsos de una forma de onda dada y diferentes valores de pico "V" una probabilidad de descarga "F" puede ser asociada a todos los valores posibles de "V", estableciendo una relación P = P (V) para un aislamiento y forma de impulsos dados; usualmente la función p = p (V) crece monotónicamente con los valores de "V". La curva resultante puede definirse por tres parámetros; uno es asociado con la posición de la curva y da una indicación del nivel de aguante. Este parámetro es llamado V50 y corresponde a la tensión bajo la cual el

aislamiento tiene un 50 % de probabilidad para flameo o aguante. El segundo parámetro se asocia con la dispersión de las tensiones de flameo, esto es la desviación estándar

convencional () y se define como la diferencia entre las tensiones correspondientes al 50 % y al 16 % de la tensión de flameo o aguante. El tercer parámetro es la tensión de truncación (VO) bajo la cual una descarga disruptiva ya no es posible. La

determinación de este valor, sin embargo, no es posible en pruebas prácticas.

Z = V50 - V16

Usualmente la función P = P (V) esta dada por una función matemática (distribución de probabilidad acumulada) la cual se describe totalmente por los parámetros V50, z y VO. En la distribución de Gauss el valor V50 es la media,

y la desviación estándar se obtiene directamente de la ecuación anterior. Para la aplicación del método estadístico para la coordinación del aislamiento en sobretensiones por maniobra, esta norma recomienda el uso de la distribución de probabilidad acumulada modificada de Weibull dada en el anexo B. Esta ecuación representa la función de probabilidad acumulada de Weibull con parámetros seleccionados para adecuar una función de probabilidad acumulada gaussiana en un 50 % y 16 % de probabilidad de flameo y truncando la distribución a V50 - NZ (véase anexo B).

P(V) = 1 - 0,5q

donde: q

N = punto de truncación

con los parámetros = 5, N = 4. La figura 4 ilustra esta distribución de Weibull modificada junto con la distribución gaussiana para la cual es confrontada. La figura 4b muestra la misma distribución en escala de probabilidad gaussiana. - 0.03 V50 para sobretensiones por rayo,

- 0.06 V50 para sobretensiones por maniobra.

En un sitio dado las variaciones de temperatura y de humedad absoluta son tales que sus efectos sobre la probabilidad de flameo, de acuerdo a los factores de corrección dados en la IEC 60060, se anulan mutuamente. Por lo tanto, las condiciones ambientales influyen principalmente en el valor promedio anual de V50. Sus efectos

sobre la desviación se incluyen en los valores anteriormente dados.

1+

Z

N

( )Z

V V

z=

− 50


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En la norma IEC 60071-1 el parámetro Vw correspondiente a la probabilidad de aguante del 90 % se usa para

describir la distribución de la probabilidad de aguante junto con la desviación estándar z. Esta tensión de aguante es obtenida de la ecuación: Vw = V50 - 1.3 z

3.2.1.4 Influencia de polaridad y formas de onda de sobretensión Cuando el conductor en aire más altamente esforzado es positivo, la tensión de ruptura es menor si fuera negativa. Para la mayoría de los entrehierros el conductor de alta tensión es más esforzado a medida que la forma del electrodo sea más irregular; por esta razón los impulsos de polaridad positiva son más severos. Si el lado aterrizado de entrehierros es más altamente esforzado, el entrehierro presentará una baja rigidez dieléctrica a los impulsos de polaridad negativa. Si es claro que polaridad será la más severa, el diseño debe ser realizado sobre esa polaridad; de otro modo ambas polaridades deberán considerarse. La tensión de ruptura de un entrehierro también depende de la forma de onda del impulso. La rigidez del aislamiento externo y de los entrehierros en aire depende más del tiempo de frente del impulso y menos de su tiempo de cola. Solamente en el caso de contaminación el tiempo de cola llega a ser importante para el aislamiento externo. La rigidez del aislamiento interno depende más de la cola que del frente. Para el aislamiento externo es típico que para cada distancia de los entrehierros exista un tiempo de frente en el impulso para el cual la tensión de ruptura es mínima (tiempo de frente de onda crítico). Usualmente el valor mínimo cae en el tiempo de frente, lo cual es típico para impulsos por maniobra. El mínimo es el más pronunciado a medida que se incrementa la distancia. Para distancias en la categoría I el mínimo es plano y puede no tomarse en cuenta. Para distancias en aire a usarse en la categoría ll la tensión mínima de ruptura es prácticamente igual a la tensión de ruptura en el tiempo de cresta normalizado de 250 µs. Esto significa que el uso de tensiones de aguante del aislamiento a la forma de tensión normalizada 250/2 500 ms resulta en un diseño conservador del aislamiento para sobretensiones de frente lento. Para algunos sistemas, en los cuales las sobretensiones de frente lento tienen diversos frentes largos, se debe utilizar la rigidez del aislamiento más alta para esos frentes. La tensión de ruptura de aislamiento externo para sobretensiones de frente rápido, decrecen con el incremento de duración de la cola. Para tensiones de aguante este decremento es despreciable y la tensión de ruptura se considera igual a las sobretensiones de impulso por rayo normalizadas (1.2/50 µs). Sin embargo, una reducción sustancial del aislamiento puede lograrse por ejemplo en subestaciones tipo intemperie protegidas por apartarrayos, cuando las formas de las sobretensiones por descarga atmosférica y su efecto en la rigidez del aislamiento se toman en cuenta. La rigidez del aislamiento interno (gas, líquido o sólido) esta influenciada por la duración de la tensión arriba de un cierto valor debido a los tiempos de retardo inherentes a los procesos de ruptura implicados. Se supone que las tensiones de aguante en las sobretensiones de frente rápido y lento se pueden describir por las tensiones de aguante correspondientes a las normalizadas (1.2/50 ms por rayo y 250/2 500 ms por maniobra, respectivamente) . DOCUMENTO EN PERIO


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3.2.1.5 Aislamiento de fase a fase y longitudinal La rigidez dieléctrica del aislamiento de fase a fase depende de la relación de las dos componentes de tensión en las dos terminales. Esta dependencia es notable para aislamientos externos en la categoría ll o en subestaciones trifásicas encapsuladas. La especificación CFE L0000-06 se ha adoptado para el diseño de todo el equipo por igual de acuerdo a los valores instantáneos más altos de sobretensión de fase a fase, con iguales componentes en las dos terminales, en vez de especificar tensiones y componentes diferentes dependiendo del tipo de equipo probado. Por tanto, la influencia de la característica del aislamiento está así misma incluida en la sobretensión representativa (véase 3.1.3.3.1 y anexo C). Para aislamientos longitudinales las componentes de tensión quedan especificadas por las sobretensiones representativas. Los valores de la desviación estándar para el aislamiento de fase a tierra dados en la cláusula 3.2.1.3 se pueden aplicar también para el esfuerzo en el aislamiento longitudinal externo de fase a fase, cuando la tensión de flameo al 50 % se toma como la suma de las componentes aplicadas a las terminales. 3.2.2 Criterios de comportamiento De acuerdo a la especificación CFE L0000-06, el criterio de comportamiento requerido a partir del aislamiento en servicio es el índice de fallas aceptable. El comportamiento del aislamiento en un sistema se juzga en base al número de fallas del aislamiento durante el servicio. Las fallas en diferentes puntos de la red pueden traer diferentes consecuencias. Por ejemplo, en una red mallada una falla de línea permanente o un recierre infructuoso del interruptor de línea debido a disturbios de frente lento no es tan severa como una falla en la barra o fallas correspondientes en una red radial. Por lo tanto, los índices de falla aceptables pueden variar de un punto a otro. Ejemplos de aplicación de fallas estimadas se pueden mostrar a partir de fallas estadísticas cubriendo los sistemas existentes y desde los diseños de proyectos donde las estadísticas se han tomado en cuenta. Para equipo, el índice de fallas usual debido a sobretensiones es de 1/250 a 1/1 000 dependiendo de los tiempos de mantenimiento. En líneas aéreas el índice de fallas a tierra debido a rayos varían en el intervalo de 0.1/100 km/año a 2.5/100 km/año. El índice de fallas usual correspondiente a sobretensiones por maniobra cae en el intervalo de 0.01 a 0.001 por operación. 3.2.3 Procedimientos de coordinación de aislamiento 3.2.3.1 Coordinación de aislamiento para tensión permanente a la frecuencia del sistema y

sobretensiones temporales La tensión de aguante para coordinación de tensiones permanentes a la frecuencia del sistema deberá ser al

menos igual a la tensión máxima del sistema de fase a fase dividido entre para aislamientos de fase a tierra con una duración igual al valor máximo supuesto para las tensiones máximas representativas dadas en la cláusula 3.1.3.1. La tensión de aguante para coordinación de corta duración deberá ser al menos igual a la sobretensión temporal representativa o ser obtenida a partir de las características de duración de amplitud. 3.2.3.1.1 Contaminación Cuando la contaminación está presente, la respuesta de los aislamientos externos para tensiones a la frecuencia del sistema se hace importante y puede dictaminar el diseño de aislamiento externo. El flameo del aislamiento generalmente ocurre cuando la superficie está contaminada y llega a estar húmeda debido a lluvia ligera, nieve, rocío o niebla sin que éstas hagan un lavado efectivo.

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La publicación IEC 60815 define cualitativamente para propósitos de normalización cuatro niveles de contaminación. En la tabla 1 se da para cada nivel de contaminación; una descripción aproximada del medio ambiente típico. Los aisladores deben aguantar la tensión máxima (Vm) a la frecuencia del sistema en condiciones

de contaminación continua con un riesgo aceptable de flameo. Por lo tanto la tensión de aguante para

coordinación de larga duración a la frecuencia del sistema es igual a Vm/ para aisladores entre fase y tierra y

Vm para éstos entre fases.

La determinación del nivel de contaminación en el sitio se puede hacer de acuerdo a la tabla 1. Para una evaluación cuantitativa de nivel de contaminación en el sitio por mediciones, la información está disponible en IEC 60815. Diferentes tipos de aisladores y diferentes posiciones del mismo tipo de aisladores, pueden acumular diferentes índices de contaminación en un mismo medio ambiente. Además, para igual grado de contaminación pueden presentarse diferentes características de flameo. Adicionalmente, variaciones en la naturaleza del contaminante pueden hacer unas formas de aislador más efectivas que otras. Sin embargo, para propósitos de coordinación deberá determinarse una contaminación severa medida para cada tipo de aislador utilizado. En el caso de sitios con alto grado de contaminación, pueden considerarse medidas mitigantes tales como engrasado o lavado de las superficies aislantes. Para mejor información, la tabla 1 incluye distancias de fuga específicas necesarias para aguantar la contaminación en cada uno de los cuatro casos; sin embargo, esas distancias tienen más que ver con el diseño del aislamiento que con la coordinación del aislamiento. Los valores están tomados de la IEC 60815, y puede cambiar en las últimas ediciones. 3.2.3.1.2 Envejecimiento Cualquier sistema de aislamiento se puede debilitar y su rigidez dieléctrica reducir como resultado de los efectos eléctricos, químicos, térmicos y mecánicos. Es difícil proporcionar una medida cuantitativa para esta reducción en la rigidez dieléctrica pero los aislamientos de sistemas que proporcionan una vida satisfactoria se pueden diseñarse en base a la experiencia y pruebas de envejecimiento acelerado. 3.2.3.2 Procedimiento de coordinación de aislamiento para sobretensiones transitorias Dos métodos para coordinar el aislamiento en relación con los esfuerzos de tensión son los siguientes: un método determinístico y un método estadístico. El método determinístico compara la tensión máxima representativa supuesta con la tensión de aguante mínima del equipo. Ninguna información disponible de posibles índices de falla en el equipo puede esperarse en servicio. Ejemplos típicos son:

- La coordinación de aislamiento en aislamientos internos contra sobretensiones de frente lento, cuando el aislamiento esta protegido por apartarrayos.

- La protección por apartarrayos contra las sobretensiones por rayo para equipos conectados a

líneas aéreas, para la cual experiencias con equipos similares están disponibles. El método estadístico está basado en la frecuencia de ocurrencia de un origen específico; la distribución de probabilidad de sobretensiones pertenece a este origen así como la probabilidad de flameo del aislamiento. Alternativamente, el riesgo de falla se puede determinar combinando cálculos de sobretensiones y de probabilidad

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de flameo simultáneamente, disparo por disparo, tomando en cuenta la naturaleza estadística de las sobretensiones y el flameo, por procedimientos apropiados, por ejemplo usando el método Monte Carlo.

TABLA 1 - Distancia de fuga para diferentes niveles de contaminación

Nivel de

contaminación

Características ambientales

Distancia mínima

específica cm/kV (3)

I Ligero - Áreas sin industrias y con baja densidad de casas con equipo de calefacción

- Áreas con baja densidad de industrias o de casas pero sujetas a vientos frecuentes o aguaceros

- Áreas agrícolas 1)

- Áreas montañosas

Todas estas áreas deberán estar situadas entre 10 y 20 km del mar y no deberán estar expuestas a los vientos directos del mar. 2)

1,6

II Medio - Áreas con industrias que no produzcan particularmente

humo contaminante y/o con un promedio alto - bajo de

densidad de casas equipadas con calefacción

- Áreas con alta densidad de casas y/o industrias pero

sujetas a frecuentes vientos y/o aguaceros

- Áreas expuestas a vientos del mar pero no cercanas a la

costa (al menos varios kilómetros de distancia) 2)

2,0

lll Alto - Áreas con alta densidad de industrias y suburbios de

grandes ciudades con alta densidad de equipos de

calefacción que producen contaminación

- Áreas cercanas al mar o en algún caso expuestas a vientos

del mar relativamente fuertes 2)

2,5

IV Muy Alto - Áreas generalmente de extensión moderada, sujetas a

polvos conductivos y a humo industrial que producen

particularmente depósitos conductivos densos.

- Áreas generalmente de extensión moderada, muy cercanas

a la costa y expuestas a la brisa del mar o a vientos

provenientes del mar muy fuertes y contaminados.

- Áreas desérticas, caracterizadas por largos periodos sin

lluvia, expuestos a vientos fuertes que llevan arena y sal y

sujetos a condensación regular.

3,1

1) El uso de fertilizantes por rociado o la quema de caña pueden llevar a niveles altos de contaminación debido a la dispersión

por vientos. 2) Distancias del mar dependiendo de la topografía de la costa y de las condiciones extremas del viento. 3) De acuerdo a IEC 60815, la distancia mínima de fuga de aisladores entre fase-tierra, respecto a la tensión máxima del sistema

(fase-fase).


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La tabla no cubre algunas situaciones ambientales tales como nieve y hielo en altas contaminaciones, tormentas, zonas áridas, etcétera.

Repitiendo los cálculos para los diferentes tipos de aislamiento y para diferentes estados de la red se pueden obtener los índices de salidas del sistema debidos a fallas en el aislamiento. Por lo tanto, la aplicación de la coordinación de aislamiento estadístico da la posibilidad para estimar la frecuencia de falla directamente como una función de los factores de diseño del sistema seleccionado. En principio, la optimación del aislamiento podría ser posible, si los costos pudieran relacionarse con los diferentes tipos de fallas. Esto es en la práctica muy difícil debido a la dificultad de evaluar las consecuencias de una falla del aislamiento óptimo en diferentes estados de operación de la red y debido a la incertidumbre del costo de la energía no entregada. Por lo tanto, es generalmente más adecuado sobredimensionar ligeramente el aislamiento del sistema que optimizarlo. El diseño del aislamiento del sistema está entonces basado en la comparación de los riesgos correspondientes a las diferentes alternativas del diseño. Muchos de los procedimientos aplicados, sin embargo, son una mezcla de ambos métodos. Por ejemplo, algunos de los factores usados en el método determinístico han sido derivados de consideraciones estadísticas o algunas variaciones estadísticas han sido despreciadas en los métodos estadísticos. 3.2.3.2.1 Coordinación de aislamiento para sobretensiones de frente lento a) Método determinístico.

El método determinístico implica determinar la máxima tensión que esfuerza al equipo y luego elegir la rigidez dieléctrica mínima de este equipo con un margen que cubra las incertidumbres inherentes en la determinación de esos valores para el aislamiento interno o la diferencia entre el valor mínimo y el valor de aguante del aislamiento externo (90 %). La tensión de aguante de coordinación se obtiene multiplicando el valor máximo supuesto de la tensión representativa correspondiente por el factor de coordinación determinístico Kcd. Para

el equipo protegido por apartarrayos la sobretensión máxima supuesta es igual al nivel de protección al impulso por maniobra Vps del apartarrayos.

En el caso de protección con apartarrayos de disturbios por sobretensiones de maniobra, se presenta una severa variación en la distribución estadística de las sobretensiones, particularmente cuando Vps alcanza valores bajos.

En esas situaciones, variaciones pequeñas en el aguante de la rigidez del aislamiento pueden tener un gran impacto en el riesgo de falla (véase Electra No. 133, 1990, pp. 132-134). Para cubrir este efecto el factor de coordinación determinístico recomendado es:

Vps < 2.1 p.u.; Kcd = 1.1

2.1 < Vps < 2.6 p.u.; Kcd = 1.52 – 0.2 Vps

2.6 < Vps : Kcd = 1.0

donde: Vps = Nivel de protección al impulso por maniobra del apartarrayos en p.u.


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Estos factores se aplican a las tensiones de aguante de coordinación para impulso de maniobra y a la componente longitudinal al impulso de maniobra. Para la tensión de aguante de coordinación fase-fase, los factores de coordinación son: Vps < 1.6 p.u.; Kcd = 1.1

1.6 < Vps < 2.0 p.u.; Kcd = 1.5 – 0.25 Vps

2.0 < Vps : Kcd = 1.0

Para equipo no protegido por apartarrayos el factor de coordinación determinístico es Kcd = 1

b) Método estadístico.

El riesgo de falla da la probabilidad de falla de aislamiento. El índice de falla se expresa en términos del número promedio esperado de fallas de un aislamiento como un resultado de eventos que causan esfuerzos de sobretensión. Para evaluar este índice se tiene que estudiar los eventos que dan lugar a esas sobretensiones y su número. Afortunadamente los tipos de eventos que son significativos en el diseño de aislamiento son pocos en número de tal manera que el método es práctico. El método estadístico recomendado en esta norma está basado en la amplitud de las sobretensiones. La frecuencia de distribución de las sobretensiones entre fase y tierra para un evento particular se determina con las suposiciones siguientes:

- Se considera la forma de onda del mayor pico y se desechan las demás ondas de

sobretensión. - Se toma la forma de onda del pico más alto que será igual a la de impulso por maniobra

con el frente crítico. - Los picos más altos de sobretensión se toman todos con la misma polaridad, es decir

lo más severo para el aislamiento.

Una vez que la distribución de frecuencia de las sobretensiones y la distribución de probabilidad de la descarga correspondiente del aislamiento están dadas, el riesgo de falla del aislamiento entre fase y tierra puede ser calculado por esta ecuación:

donde F (V) es la densidad de probabilidad de las sobretensiones y P(V) es la probabilidad de flameo del aislamiento bajo el impulso de valor V (véase figura 5). Si la misma sobretensión está esforzando simultáneamente varios aislamientos en paralelo, el riesgo de falla de los aislamientos paralelos resultante se puede obtener de la ecuación anterior, reemplazando la función F (V) por la función P´ (V) la cual esta dada en la ecuación siguiente, (véase figura 6).


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P’ (V) = 1 - [ 1 - P (V) M ] donde M = Número de aislamientos paralelos simultáneamente esforzados. P' (V) = Esfuerzo resultante de los aislamientos paralelos bajo la tensión V. Para la distribución recomendada de Weibull la fórmula es:

P(V) = 1 – 0.5q

donde: q = ( 1 + ) S

V50M = V0 + 4 ZM

donde V0 es la tensión de truncación. En el anexo B se detalla el procedimiento para

determinar la ecuación anterior. Si más de un pico independiente ocurre, el riesgo total para una fase se puede calcular tomando en cuenta los riesgos de falla de todos los picos. Por ejemplo, si una sobretensión por maniobra de la fase "A" comprende tres picos positivos los que originan riesgos de falla de R1 R2 Y R3, el riesgo de falla de fase a tierra por la operación de maniobra es:

R = 1 - (1 - R1) (1 - R2) (1 - R3)

Si la distribución de sobretensión esta basada en el método fase-pico (véase 3.1.3.3.1) y los aislamientos en las tres fases son los mismos, el riesgo de falla total es:

Rtotal = 1 - (1 - R)3

Si se usa el método pico-envolvente el riesgo total es:

R total = R

NOTA: Si una de las polaridades de la sobretensión es sustancialmente más severa para el aguante del

aislamiento, los valores de riesgo se pueden dividir en dos.

El riesgo de falla para los aislamientos fase-tierra y fase-fase se puede determinar por separado solamente si las distancias entre los dos son lo suficientemente grandes de manera que el flameo a tierra y entre fases no este basado en el mismo evento físico. Esto es válido si los aislamientos fase-tierra y fase-fase no tienen electrodo común. Si lo tienen, los valores de riesgos de falla para cada aislamiento deberán ser mayores que si se calcularan por separado (véase Electra No. 64, 1979 pp. 195).

Z M

4

ZV V M

ZZ

z

MM

MM=

−=

(;

( / )

50

1 5


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El método estadístico basado en las amplitudes de las sobretensiones se puede simplificar, si se supone que uno puede definir las distribuciones de sobretensiones y esfuerzo dieléctrico en un punto sobre cada una de estas curvas. La distribución de sobretensión esta identificada por la sobretensión estadística, la cual es la sobretensión que tiene un 2 % de probabilidad de ser excedida. La distribución del esfuerzo eléctrico se identifica por la tensión de aguante estadística a la que el aislamiento muestra un 90 % de probabilidad de aguante. El factor de coordinación estadístico es entonces la relación de tensión estadística de aguante a la sobretensión estadística. La correlación del factor de coordinación estadístico y el riesgo de falla parece ser ligeramente afectada por cambios en la forma de la distribución de sobretensión. Esto es debido al hecho que el valor escogido del 2 % como una sobretensión probabilidad de referencia cae en aquella parte de la distribución de sobretensión la cual le da mayor contribución para el riesgo de falla en el intervalo del riesgo considerado. Las figura 7 (a) para el método fase-pico y 7 (b) para el método pico-envolvente muestran un ejemplo de la relación entre el riesgo de falla y el factor de coordinación estadístico cuando las distribuciones gaussianas se aplican para distribuciones de esfuerzo y la distribución modificada de Weibull se aplica para la rigidez. Las curvas toman en cuenta el hecho que la desviación estándar es una función del valor de sobretensión 2 %

(valores dados en 3.1.3.3.1). Las variaciones extremas en la desviación de la rigidez dieléctrica, , son marcadamente distribuciones no gaussianas de sobretensión y en la mayoría ellas, la forma de la sobretensión puede causar un error en la curva en un orden de magnitud. Por otro lado, la curva muestra que la variación de un orden de magnitud en el riesgo corresponde a solamente una variación del 5 % en la rigidez dieléctrica. Esto puede aceptarse para una planeación preliminar. En vista de esas imprecisiones implícitas en la determinación del riesgo de falla, el procedimiento tradicional el cual se basaba en funciones gaussianas no truncadas para sobretensiones y rigidez, puede todavía usarse como una estimación. Esto es, el riesgo se determina con la expresión:

R MV V

s z

e=

−

+

50

2 2

M = Número de aislamientos esforzados simultáneamente

= Función de integración gaussiana Ve = Valor promedio de la distribución de sobretensiones obtenido como Ve2 -

2se de acuerdo a 3.1.3.3.1

V50 = Tensión de flameo 50 %, determinada como la tensión de aguante dividida

entre (1 - 1, 3z) s = Desviación de la distribución de probabilidad de sobretensiones z = Desviación convencional de la probabilidad de flameo

Para valores de riesgos bajos, el uso de esta fórmula puede resultar muy conservador.


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3.2.3.2.2 Coordinación del aislamiento para sobretensiones de frente rápido Método determinístico. Para sobretensiones de frente rápido el factor de coordinación determinístico es Kcd = 1.

Nótese que para sobretensiones por descargas atmosféricas el método determinístico es solamente aplicable si el valor máximo supuesto de la sobretensión representativa puede ser determinado a partir de la experiencia con equipos similares (véase 3.1.3.4.1). 3.2.3.2.3 Método estadístico para sobretensiones por rayo Las sobretensiones por rayo en las subestaciones y sus índices de ocurrencia dependen de: - El comportamiento del rayo en las líneas aéreas conectadas a éstas. - El arreglo de la subestación, sus dimensiones y en particular el número de líneas

conectadas a ésta. - La protección por apartarrayos adoptada en la subestación. - El valor instantáneo de la tensión de operación. La severidad del rayo para el equipo de la subestación se determina de la combinación de tres factores y diferentes etapas para asegurar una adecuada protección, por lo que los conceptos recomendados implican tres pasos: a) Determinación de una distancia límite. Solamente descargas por rayo dentro de esta distancia

desde la entrada de la línea a la subestación pueden causar sobretensiones peligrosas dentro de la subestación debido al amortiguamiento de las sobretensiones a lo largo de la línea; las sobretensiones por descarga atmosférica, originadas a partir de distancias alejadas, reducen las pendientes de la onda en forma tal que no causan sobretensiones más altas que las permitidas. Si los cálculos detallados de sobretensiones por descarga atmosférica incluyen las simulaciones de la descarga, flameos inversos, fallas de blindaje, efectos de amortiguamiento por corona, entre otros, se recomienda simular la línea al menos sobre sus distancias límite. En el anexo E se da una guía para estas determinaciones.

b) Determinación del número de eventos de rayo, "índice de penetración al blindaje "e" índice de

flameo inverso" dentro de esta distancia crítica. La determinación de esos índices se basa en procedimientos empleados en la evaluación del comportamiento de las líneas de transmisión. La guía ha sido preparada por la CIGRE (véase CIGRE "Guía de procedimientos para la estimación del comportamiento de las líneas de transmisión"). Si los índices son más pequeños a los de falla aceptable para el equipo, su aislamiento puede reducirse incrementando así la distancia límite.

c) Determinación de sobretensiones incidentes. Si se encuentra que los índices determinados

en el inciso b son más altos que el índice requerido, se define un diseño de sobretensiones incidentes. Esta sobretensión se excederá en severidad con un índice igual al índice de diseño. Esto es para usarse como una sobretensión incidente para llevar a cabo solamente cálculos de onda viajera.

Se pueden utilizar dos métodos:


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- Para determinar la corriente incidente y aplicar esta corriente a la simulación de la línea.

- Para determinar la sobretensión incidente y realizar cálculos solamente dentro de la subestación.

En el anexo E se da la guía correspondiente. Para los aislamientos fase-fase y longitudinal, se tiene que considerar el valor de la tensión instantánea a la frecuencia del sistema en las terminales opuestas. Para el aislamiento fase-fase se puede suponer que la tensión a la frecuencia del sistema y el acoplamiento entre conductores de la línea aérea se cancelan y la terminal opuesta puede considerarse aterrizada. Para aislamiento longitudinal sin embargo, tal cancelación de efectos no existe y la tensión a la frecuencia del sistema se tiene que tomar en cuenta. Los flameos inversos preferentemente ocurren en la fase que tiene el valor más alto de la tensión instantánea a la frecuencia del sistema y de polaridad opuesta. Esto significa que la tensión de aguante de coordinación podría ser igual a la tensión de aguante de coordinación al impulso por descarga atmosférica a tierra en una terminal y la tensión pico de operación en la otra. Aleatoriamente ocurren penetraciones del blindaje y el efecto de la frecuencia del sistema en las terminales opuestas se debe tomar en cuenta para determinar los índices de riesgo y falla.

3.2.3.2.3.1 Comportamiento y evaluación de los índices de riesgo y falla - Calcular los índices de riesgo para diferentes valores instantáneos de la tensión de

operación. - Evaluar la probabilidad de falla en el aislamiento para las distintas subdivisiones en

componentes. Usualmente la suma de dos componentes es un parámetro decisivo. - Determinar el índice de fallas en función de la suma de componentes, considerando las

fracciones del tiempo para las componentes de frecuencia del sistema. - Aplicar el criterio de comportamiento a este índice de falla esperado para obtener la

suma necesaria de las dos componentes.

Si esta suma se subdivide en una componente de impulso por descarga atmosférica igual a la del aislamiento fase-tierra, la componente de la tensión a la frecuencia del sistema será más pequeña que la tensión pico de operación fase-tierra. Se ha encontrado que un factor de 0,7 debe considerarse apropiado. La tensión de aguante de coordinación longitudinal, por lo tanto, está compuesta por la tensión de aguante de coordinación al impulso atmosférico a tierra en una terminal y 0,7 veces la tensión pico de operación fase tierra y de polaridad opuesta en la otra.

3.2.3.2.4 Método estadístico simplificado para sobretensiones por rayo Experiencias con subestaciones tipo intemperie en operación han demostrado que la influencia de los factores dados en 3.2.3.2.3 se deben tomar en cuenta si la tensión de aguante de coordinación al impulso por descarga atmosférica se determina a partir de: DOCUMENTO EN PERIO


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V VA

n

L

L LAC nP

c g

= ++

.......3.1

a: Probabilidad en escala lineal b: Probabilidad en escala gaussiana

FIGURA 4 - Probabilidad de descarga disruptiva de un aislamiento autorrecuperable descrito por una función de Weibull (línea continua) o

una función gaussiana (línea punteada)


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f(v) : Densidad de probabilidad de ocurrencia de las sobretensiones descrita por una función

de Weibull o gaussiana truncadas. P(V) : Probabilidad de flameo del aislamiento descrito por una función de Weibull modificada Vt : Truncación de probabilidad de la sobretensión

V50 - 4Z : Truncación de la probabilidad de flameo

FIGURA 5 - Evaluación del riesgo de falla DOCUMENTO EN PERIO


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Probabilidad de aguante

V50 : Tensión de flameo, 50% de un gap sencillo

z : Desviación convencional de un gap sencillo

FIGURA 6 - Carta de conversación para la reducción de la tensión de aguante debida a la colocación de electrodos (configuraciones de aislamiento) en paralelo


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Parámetro de sobretensiones de acuerdo con 3.1.3.3.1 Parámetro de rigidez de acuerdo a 3.2.1.3

FIGURA 7 - Riesgo de falla del aislamiento externo para sobretensiones de frente

lento en función del factor de coordinación estadística kcs


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Donde la longitud

LR

rg

a= ....3.2

representa la sección de la línea aérea enfrente de la subestación, para la cual el índice de eventos por descarga atmosférica es igual al índice de fallas aceptable. VAC : Tensión de aguante al impulso por rayo para coordinación.

: Constante de acuerdo a la tabla 2 que describe el funcionamiento del rayo de la línea aérea

conectada a la subestación, en kV. Vnp : Nivel de protección al impulso por rayo de un apartarrayos.

n : Número de líneas conectadas a la subestación. L : a1 + a2 1A en figura 3.

Lc : Longitud del claro.

Llg : Sección de la línea aérea con un índice de salida igual al índice de falla aceptable

Ra : Índice de comportamiento deseado para el equipo.

r : Índice de salidas de líneas aéreas por año para un diseño correspondiente al primer

kilómetro enfrente de la subestación. En el segundo término de la ecuación, la fracción de la derecha que multiplica a A/n representa la pendiente del disturbio incidente. Nótese que en las fórmulas 3.1. y 3.2 las unidades deben ser consistentes. NOTA: La fórmula 3.1 describe la caída de tensión expresada en p.u. la cual depende del comportamiento de la línea aérea

contra descargas atmosféricas (la línea conectada al equipo), del arreglo de la subestación y del índice de comportamiento adoptado para el equipo. Empleando el conocimiento existente del comportamiento de las líneas aéreas ante la descarga atmosférica y el amortiguamiento de la sobretensión por descarga atmosférica debido al efecto corona, la constante "A" ha sido determinada para obtener la concordancia entre las tensiones de aguante calculadas con la expresión 3.1 y la experiencia en el servicio obtenido con distancias e intervalos de protección usados desde hace mucho tiempo. La fórmula no puede emplearse para determinar amplitudes de sobretensiones para un evento específico de descarga atmosférica en una línea aérea.

Si el factor de coordinación obtenido con la fórmula es mayor que 1.5 se deberán realizar investigaciones más detalladas de sobretensiones por descargas atmosféricas. Las subestaciones en SF6 están generalmente mejor

protegidas que las subestaciones convencionales tipo intemperie ya que tienen una impedancia característica mucho menor que las de las líneas aéreas. No se puede dar una recomendación generalmente válida para la estimación del mejoramiento obtenido para SF6 comparado con las subestaciones intemperie. Sin embargo, el

uso de la fórmula dada para subestaciones intemperie dará como resultado una estimación conservadora de la tensión de aguante al impulso por descarga atmosférica o para los intervalos de protección, y es apropiada una reducción de la constante "A" a la mitad de los valores mostrados en la tabla 2.


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Para líneas de distribución el índice de salidas es generalmente grande en comparación con el índice de comportamiento. La fórmula anterior entonces puede simplificarse a:

Cuando no se está protegido contra caída de rayos directos a los conductores o contra flameos inversos, es necesario en sistemas de distribución, considerar las sobretensiones por rayo inducidas. Recomendaciones detallas están bajo consideración.

TABLA 2 - Factor Ã para varias líneas aéreas

Ã en kV

Líneas de distribución: (Flameos fase-fase) - con cruceta aterrizada 900 (Flameos a tierra baja tensión) - Líneas en poste de madera 2 700 (Flameos a tierra alta tensión Líneas de transmisión: (Flameo a tierra monofásico) - un conductor 4 500 - dos conductores 7 000 - cuatro conductores 11 000 - seis y ocho conductores 17 000

NOTA: Las tensiones "A" para las líneas de distribución son más bajas que las de un solo conductor en líneas de transmisión,

porque en las de distribución los flameos fase-fase que ocurren, o los flameos múltiples fase-tierra ocurren, adelantando así la división de corrientes y en el caso de crucetas aterrizadas a una limitación de la amplitud de la onda incidente.

3.3 Tensión de Aguante Requerida 3.3.1 Generalidades La tensión de aguante requerida para ser verificada en condiciones de prueba normalizada y en la atmósfera de referencia normalizada debe tomar en cuenta todos los factores que a continuación se indican, los cuales pueden hacer decrecer el aislamiento en servicio, de tal manera que la tensión de aguante de coordinación satisfaga la ubicación del equipo durante su vida. Los principales factores que influyen y los modos de operación relativos para aislamientos eléctricos se indican en el anexo B de la IEC 60505: - Esfuerzos térmicos. - Esfuerzos eléctricos. - Esfuerzos ambientales. - Esfuerzos mecánicos.

V VA

n

L

LAC np

c

= +


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- Esfuerzos operativos. El peso relativo de estos factores y los modos en que operan pueden variar entre diferentes tipos de equipo. Para propósitos de aislamiento debe distinguirse entre influencias no conocidas con exactitud las cuales tienen que ser cubiertas por factores de seguridad, para hacer la corrección de tensión de aguante de coordinación del aislamiento externo a la atmósfera de referencia normalizada. 3.3.2 Factores de seguridad 3.3.2.1 Envejecimiento El aislamiento eléctrico de todos los equipos envejece con el servicio, debido a una combinación de esfuerzos térmicos, eléctricos, químicos o mecánicos. Para propósitos de coordinación de aislamiento, los aislamientos externos se supondrán que no están sujetos a envejecimiento. Se aceptan aislamientos que contengan materiales orgánicos, cuyo envejecimiento necesita investigaciones cuidadosas especialmente cuando se utilizan en condiciones de intemperie. Para aislamientos internos el envejecimiento puede ser significativo y debe, para propósitos de coordinación de aislamiento, ser cubierto por el factor de seguridad dado en la cláusula 3.3.2.5. 3.3.2.2 Dispersión en la producción y ensamble Las tensiones de aguante nominales se verifican con una prueba prototipo, a veces sobre una parte representativa de un ensamble o por una prueba relevante solamente para una parte del sistema aislante. Como el equipo en servicio puede diferir de las pruebas prototipo, debido a diferentes configuraciones o condiciones de aislamiento, la tensión de aguante de servicio puede ser menor que el valor nominal. Para equipo completamente ensamblado en la fábrica esa dispersión para propósitos de coordinación de aislamiento es muy pequeña. Para equipo ensamblado en el sitio, la tensión de aguante para coordinación puede ser menor que la tensión de aguante requerida lo cual se toma en cuenta en el factor de seguridad dado en la cláusula 3.3.2.5. 3.3.2.3 Significado de las pruebas en el sitio Las pruebas en el sitio se realizan para asegurar que el transporte y ensamble en el sitio no haya provocado defectos mayores. Generalmente estas pruebas se limitan a valores de 70-80% de los valores nominales correspondientes. Las pruebas con dichos valores de tensión no tienen significado para propósitos de coordinación de aislamiento. 3.3.2.4 Imprecisión de las tensiones de aguante Ha sido aceptado que las tensiones de aguante ensayadas por medio de pruebas prototipo no garantizan la probabilidad de aguante del aislamiento definido en la especificación CFE L0000-06. Para el aislamiento externo se tienen que tomar en cuenta posibles desviaciones del arreglo de prueba con respecto al arreglo ya en servicio así como las influencias del medio ambiente en el laboratorio, en adición a la imprecisión estadística relacionada con el tipo de procedimiento de prueba seleccionado. Tales desviaciones tienen que ser cubiertas por el factor de seguridad dado en 3.3.2.5.


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Para el aislamiento interno, para el cual se supone una probabilidad de aguante del 100 % en la especificación CFE L0000-06 subinciso 3.33, generalmente se realiza una prueba prototipo de impulso con tres impulsos y la incertidumbre estadística de esta prueba tiene que ser cubierta por un factor de seguridad dado en 3.3.2.5 (véase también 3.4.3.2). 3.3.2.5 Factores de seguridad recomendados Los factores de seguridad siguientes deben ser aplicados si no especifica otra cosa el Comité de Aparatos: - Aislamiento interno: 1.15 - Aislamiento externo: 1.05 Estos factores cubren todas las influencias en la tensión de aguante requerida. NOTA: Para subestaciones en SF6 del intervalo II se pueden aplicar los factores de seguridad mayores. Para este caso deberán

considerase las pruebas en sitio.

3.3.3 Corrección de las tensiones de aguante del aislamiento externo a la atmósfera de referencia

normalizada 3.3.3.1 Generalidades Para el aislamiento interno puede suponerse que las condiciones del aire atmosférico no influyen en las propiedades del aislamiento. Las reglas para la corrección atmosférica de las tensiones de aguante del aislamiento externo se especifican en la publicación IEC 60060-1. Esas reglas están basadas en mediciones realizadas en altitudes de hasta 2 000 m s.n.m. y se podrán aplicar a mayores altitudes con cuidado. Para propósitos de coordinación de aislamiento se aplican las recomendaciones adicionales siguientes: a) Para distancias en aire y aisladores limpios, la corrección debe realizarse para las tensiones

de aguante de coordinación de impulso por maniobras y por rayo. Para aisladores cuyas condiciones requieran una prueba de contaminación, se necesita además una corrección de la tensión de aguante de corta duración a la frecuencia del sistema.

b) Para determinación del factor de corrección atmosférico puede considerarse que la

temperatura y la humedad tienden a cancelarse mutuamente. Por lo tanto, para propósitos de coordinación de aislamiento, sólo se necesita tomar en cuenta la presión atmosférica

correspondiente a la altitud del lugar, esto tanto para aislamiento en seco como en húmedo. NOTA: Esta hipótesis puede ser considerada como correcta para las formas de aisladores que no reduzcan la tensión de aguante

bajo la lluvia en un alto grado; pero para aisladores con distancias pequeñas entre faldones, en los que la lluvia causa puenteo entre éstos dicha hipótesis no es completamente verdadera.

- Factores de corrección para las tensiones de aguante para coordinación de impulso por

rayo.

La tensión de aguante al impulso por rayo requerida se obtiene por:


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Vb

bVar

o

AC=

Va: Tensión de aguante requerida.

VAC: Tensión de aguante de coordinación.

b : Presión atmosférica. bo : Presión atmosférica de referencia normalizada (101.3 kPa).

- corrección de las tensiones de aguante para coordinación de impulso por maniobra.

La tensión de aguante de impulso por maniobra requerido se obtiene de:

V Vb

bar AC

o m= ( )

El exponente "m" depende de varios parámetros incluyendo la trayectoria de descarga mínima, la cual se desconoce en la etapa de especificación. Sin embargo, para propósitos de coordinación de aislamiento puede usarse una estimación conservadora de m como se muestra en la figura 8. La determinación del exponente esta basado en la IEC 60060-1, en la cual las relaciones dadas se obtienen de mediciones realizadas hasta 2 000 m s.n.m. Además, para los tres tipos de aislamientos se han usado valores conservadores de factores de electrodo.

- Factor de corrección de la tensión de aguante para coordinación por frecuencia del sistema. La tensión de aguante de larga duración requerida para pruebas de contaminación de aisladores o, en su defecto, la de corta duración a frecuencia del sistema, se calcula con:

V Vb

bar AC

o=


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1 : Aislamiento de fase a tierra. 2 : Aislamiento longitudinal. 3 : Aislamiento de fase a fase. 4 : Distancia entre electrodos Punta-Plano.

Para tensiones formadas por dos componentes los valores de tensión se obtienen como la suma de los componentes.

FIGURA 8 - Dependencia de exponentes en la tensión de aguante de coordinación para impulso de maniobra


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3.3.3.2 Corrección por altitud La dependencia de la presión atmosférica con la altitud se da en la especificación CFE L0000-06 y puede calcularse con:

b

be

oH

= 8150

H = Altitud en metros sobre el nivel medio del mar. a) Altitud hasta 1 000 m s.n.m.

Para altitudes hasta de 1 000 m s.n.m, el factor de corrección atmosférico (bo/b) multiplicado por el factor de seguridad para aislamiento externo (1.05) será aproximadamente igual al factor de seguridad para aislamiento interno (1.15) dado en la cláusula 3.3.2.5. Por lo tanto, para equipo normalizado que tenga aislamiento interno y externo, la corrección atmosférica debe realizarse para una altitud de 1 000 m s.n.m y así obtener una sola tensión de aguante nominal. De esta manera el equipo es adecuado para instalarse en altitudes hasta de 1 000 m s.n.m.

b) Altitudes arriba de 1 000 m s.n.m.

El criterio de mantener los mismos valores de aguante nominal para el aislamiento interno y externo puede llevar a un diseño no económico del equipo. Por lo tanto, los valores nominales del aislamiento interno y externo serán diferentes en la mayoría de los casos. Sin embargo, para equipo normalizado se recomienda hacer la selección de la lista de valores normalizados especificados en CFE L0000-06, la cual ofrece el uso de equipo para una cierta gama de altitudes.

Para equipo que contenga aislamiento interno y externo en paralelo, la prueba prototipo debe realizarse considerando lo indicado en la cláusula 3.4.3.7.

3.4 Tensión Normalizada de Aguante Nominal 3.4.1 Generalidades La especificación CFE L0000-06 enuncia los valores de aguante nominal para formas de onda de tensión seleccionadas las cuales son diferentes para las dos categorías de tensión máxima del equipo. Estos valores tienen que ser seleccionados de manera que el aislamiento soporte todas las tensiones de aguante requeridas; esto significa que: a) En la categoría 1.

La tensión de aguante nominal normalizada a la frecuencia del sistema de corta duración tiene que cubrir la tensión de aguante requerida de larga duración, si ésta no se especifica por el comité del equipo correspondiente. Tanto la tensión de aguante nominal normalizado a la frecuencia del sistema como la tensión de impulso de rayo tienen que cubrir las tensiones de aguante requeridas al impulso por maniobra fase-tierra y fase-fase, así como las tensiones longitudinales de aguante requeridas.

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b) En la categoría 2.

Las tensiones de aguante nominales normalizadas al impulso por maniobra tienen que cubrir las tensiones de aguante requeridas de corta y larga duración a la frecuencia del sistema si no se especifican por el comité del equipo correspondiente y los requerimientos de la tensión de aguante a la frecuencia del sistema de corta duración. Los factores de conversión han sido determinados de resultados existentes para proporcionar valores conservadores para las tensiones de aguante normalizadas. Para cumplir estos requerimientos generales la tensión de aguante requerida tiene que convertirse a esas formas de onda de tensión para las que están especificadas las tensiones de aguante nominales, usando los factores de equivalencia dados en la cláusula 3.4.2. La especificación CFE L0000-06 permite a los comités de equipo prescribir la prueba de larga duración a la frecuencia del sistema, realizada para demostrar el comportamiento del equipo con respecto al envejecimiento del aislamiento interno o a la contaminación del aislamiento externo (véase IEC 60507).

3.4.2 Factores de conversión para pruebas a) Categoría 1.

Si el comité del equipo correspondiente no especifica la tensión de aguante de larga duración a la frecuencia del sistema se deberá aplicar un factor de equivalencia de 1,4 a los valores requeridos fase-tierra o fase-fase para obtener el valor mínimo de la tensión de aguante nominal de corta duración a la frecuencia del sistema. Si no es posible contar con factores apropiados, se aplicarán los factores de conversión para pruebas, a las tensiones de impulso requeridas las cuales se indican en la tabla 3. Los factores se aplicarán a las tensiones de aguante requeridas fase-tierra así como a la suma de las componentes fase-fase y longitudinal.

b) Categoría 2.

Las tensiones de aguante requeridas de larga duración a la frecuencia del sistema se pueden considerar cubiertas por la tensión de aguante nominal normalizado al impulso por maniobra sólo para aislamientos en aire y aisladores limpios. Se debe aplicar un factor de dos al valor de frecuencia del sistema (valor rms) para obtener la tensión de aguante de maniobra necesaria. Si no es posible contar con factores apropiados, en la tabla 4 se dan factores de conversión para pruebas, para convertir la tensión de aguante requerida de corta duración a la frecuencia del sistema en una tensión de aguante de impulso por maniobra. Esos factores se aplican también al aislamiento longitudinal.


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3.4.3 Pruebas prototipo para determinar el aguante del aislamiento 3.4.3.1 Procedimiento de prueba dependiente del tipo de aislamiento La verificación del aguante eléctrico del aislamiento se realiza por medio de pruebas. El tipo de pruebas a seleccionar para un equipo dado tiene que tomar en cuenta la naturaleza de su(s) aislamiento(s). Las cláusulas 7.1 y 7.2 de la especificación CFE L0000-06 definen la subdivisión del aislamiento en aislamientos "autorrecuperables" y "no autorrecuperables" de acuerdo a su comportamiento después de ocurrir una descarga disruptiva durante la prueba dieléctrica. Este comportamiento restringe la selección del procedimiento que debe ser adoptado para un equipo en particular de las categorías normalizadas en la publicación IEC 60060-1. La siguiente información y guía se dan para ayudar a la selección optima del tipo de prueba de acuerdo a las consideraciones de la coordinación de aislamiento. Se toma en cuenta así mismo el hecho de que muchos equipos contienen aislamientos mixtos tanto "autorrecuperables" como "no autorrecuperables". 3.4.3.2 Aislamiento no autorrecuperable En el aislamiento no autorrecuperable una descarga disruptiva degrada las propiedades del aislamiento y aun cuando la tensión de prueba no causa una descarga disruptiva, ésta puede afectar el aislamiento. Por estas razones el aislamiento no autorrecuperable se prueba aplicando un numero limitado de tensiones de prueba con valores de aguante nominales, por ejemplo el procedimiento A de la IEC 60060-1, el cual establece aplicar tres impulsos (para cada polaridad usada en la prueba, normalmente son negativos) y los requerimientos de la prueba se satisfacen si no ocurren descargas disruptivas. Para propósitos de coordinación de aislamiento el equipo que satisface esta prueba se considera que tiene una "tensión de aguante supuesta" que es igual a la tensión de prueba aplicada (es decir, tensión de aguante nominal). Como el numero de impulsos de prueba se restringe a un número pequeño, no se puede obtener información estadística respecto a la tensión de aguante real del equipo. Algunos equipos formados por aislamiento autorrecuperable y no autorrecuperable pueden considerarse como aislamientos no autorrecuperables, si la probabilidad de descarga disruptiva durante la prueba es despreciable (por ejemplo transformadores probados con boquillas que tienen una tensión de aguante nominal al impulso por rayo mayor). 3.4.3.3 Aislamiento autorrecuperable Con aislamientos autorrecuperables es posible aplicar un gran número de tensiones de prueba, solamente si son limitados por las restricciones de prueba y no por el aislamiento mismo aun en la presencia de descargas disruptivas. La ventaja de aplicar muchas veces la tensión de prueba es que se puede obtener información estadística relacionada con el aguante del aislamiento. La publicación lEC 60060-1 normaliza tres métodos alternativos con los cuales puede estimarse la tensión de aguante 90%. Para propósitos de coordinación de aislamiento se recomienda el método arriba y abajo con siete impulsos por grupo y al menos ocho equipos diferentes con lo cual puede determinarse V10. Para una evaluación del significado estadístico de este método puede consultarse el apéndice A de la IEC 60060-1. 3.4.3.4 Aislamiento mixto Para equipos que tienen aislamiento autorrecuperable y no autorrecuperable, en los que no puede probarse separadamente su aislamiento no autorrecuperable (por ejemplo boquillas y transformadores de instrumento) tiene que establecerse un compromiso en el método de prueba. Es necesario que el aislamiento no

autorrecuperable no se dañe y al mismo tiempo asegurarse que el equipo bien diseñado (V10 tensión de

aguante nominal) no falle y que un equipo mal diseñado (V10 < tensión de aguante nominal) no pase la prueba


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(es decir "selectividad" de prueba adecuada). La primera restricción (aislamiento no autorrecuperable) conduce a pocas aplicaciones de tensiones de prueba y la segunda (selectividad de prueba) conduce a muchas aplicaciones de tensiones de prueba. La experiencia ha demostrado que el procedimiento B para la prueba de aguante especificado en la IEC 60060-1 (15 impulsos arriba y hasta dos descargas disruptivas en las partes autorrecuperables) es un compromiso aceptable. Su selectividad puede indicarse con la diferencia entre los niveles de aguante reales que pudieran resultar en las probabilidades de pasar la prueba del 5% y 95%. Esto se ilustra en la tabla 5.

TABLA 3 - Factores de equivalencia de la categoría I para convertir la tensión de aguante requerida de impulso por maniobra a tensiones de aguante a la frecuencia del sistema de corta duración y a impulso por rayo

Tensión de aguante a la Tensión de aguante de Aislamiento frecuencia del sistema impulso por rayo *

de corta duración*

Aislamiento externo:

. claros en aire y aisladores limpios y secos

fase tierra 0.6 + Vrw /8 500 1.05 + Vrw /6 000

ase-fase

0.6 + Vrw /12 700

1.05 + Vrw /9 000

. aisladores limpios húmedos 0.6 1.3 Aislamiento interno: . S.E.SF6

0.7

1.25 . Aislamiento líquido

0.5 1.1

. Aislamiento sólido 0.5 1.0

* Los factores de equivalencia incluyen un factor de 1/ para convertir valor pico a rcm.

Vrw : tensión de aguante requerida de impulso por maniobra en kV

TABLA 4 - Factores de equivalencia de la categoría ll para convertir la tensión de

aguante requerida de corta duración a tensión de aguante de impulso por maniobra

Aislamiento Tensión de aguante de impulso por maniobra

Aislamiento externo: . claros en aire y aisladores limpios y secos 1.4 . aisladores limpios, húmedos

1.7

Aislamiento interno: . S.E.SF6 1.6

. Aislamiento Iíquido 2.3 . Aislamiento sólido 2.0

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* Los factores de equivalencia incluyen un factor de para convertir valor pico a rcm.

Así, un equipo probado usando el procedimiento B el cual está en el límite de ser aceptado (tensión nominal y probado a V10) tiene una probabilidad de pasar la prueba del 82%. Un equipo "mejor" (tensión nominal y probado

a V5,5) tiene una probabilidad del 95% de pasar la prueba. Un equipo pobre (tensión nominal y probado con V36)

tiene un 5% de probabilidad de pasar la prueba. Esta selectividad de prueba (1.24 z) puede ser además cuantificada suponiendo valores para z por ejemplo de 3% y 6% de V50 para impulsos por rayo y maniobra

respectivamente (debe notarse que z no puede ser determinada de la prueba). La selectividad de la prueba 15/ 2

se ilustra en la figura 9 comparándola con la prueba ideal.

TABLA 5 - Selectividad de los procedimientos de prueba B y C de la IEC 60060-1

Proc. No. de % prob. de Niv. aguan. Niv. aguan. pba. impulsos pasar pba. 95% prob. 5% prob. Selectividad IEC a V10 pasar pba. pasar pba.

B

15/2

82

V5,5

V10+ 0.32 z)

V3, 5

(V10 + 0,92 z)

1.24 z

C 3 + 9 82 V46

(V10+ 0.40 Z)

V63

(V10 + 1.62 z)

2.02z

Una alternativa al procedimiento de prueba anterior es el procedimiento C de la IEC 60060-1 que es una modificación de la práctica estadounidense para que sea estadísticamente equivalente al procedimiento de prueba B. En este procedimiento se aplican tres tensiones de prueba y se permite hasta una descarga disruptiva a través del aislamiento autorrecuperable, en cuyo caso se realizan otras nueve aplicaciones de tensiones de prueba y los requerimientos de prueba se satisfacen si no ocurren descargas disruptivas en esta última aplicación de tensión. La selectividad de este procedimiento se compara con la prueba 15/2 (tabla 5 y figura 9). 3.4.3.5 Limitaciones de los procedimientos de prueba Puesto que la recuperación del aislamiento de una descarga disruptiva es un proceso dependiente del tiempo, necesita tomarse en cuenta el intervalo de tiempo entre las aplicaciones de tensión de prueba. Los comités técnicos de los equipos respectivos deben especificar los límites aceptables (si procede), de los intervalos entre las aplicaciones de las tensiones de prueba que dependerán del tipo de aislamiento. Es necesario tomar en cuenta que en el aislamiento no autorrecuperable la rigidez puede afectarse con la aplicación de tensiones de prueba aun sin la ocurrencia de una descarga disruptiva. 3.4.3.6 Selección del procedimiento para la prueba prototipo Por lo anterior se recomienda lo siguiente para la realización de pruebas con propósitos de coordinación de aislamiento: El aislamiento autorrecuperable debe probarse con el método de aguante arriba y abajo (uno de los métodos descritos en IEC 60060-1, procedimiento D).

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El aislamiento autorrecuperable debe probarse con el método "prueba de aguante de tres impulsos" (IEC 60060-1, procedimiento A). El equipo que contiene tanto aislamiento autorrecuperable como no autorrecuperable es decir aislamiento "mixto", debe probarse con el método "15/2" (IEC 60060-1, procedimiento C). Cuando se requieran pruebas a la frecuencia del sistema, para propósitos de coordinación de aislamiento debe aplicarse la prueba de aguante de corta duración a la frecuencia del sistema (IEC 60071-1) para los aislamientos autorrecuperables, no autorrecuperables y mixtos. 3.4.3.7 Selección de las tensiones para las pruebas prototipo Para el equipo que contiene sólo aislamiento externo en aire, la prueba se realiza con la tensión de aguante nominal aplicando los factores de corrección atmosféricos especificados en IEC 60060. Para el equipo que contiene sólo aislamiento interno la prueba se realiza con la tensión de aguante nominal sin corregir. Para el equipo que contiene tanto aislamiento interno como externo debe aplicarse el factor de corrección atmosférico y la prueba debe realizarse con el valor corregido cuidando que el factor de corrección este entre (0.95 y 1.05). Cuando el factor este fuera de esta gama las alternativas anotadas en seguida son aceptables para propósitos de coordinación de aislamiento. a) Tensión de prueba para aislamiento externo mayor que el interno (Factor de corrección

atmosférico > 1.05).

El aislamiento externo sólo puede probarse correctamente cuando el aislamiento interno esté sobredimensionado. En caso contrario el aislamiento interno debe probarse con el valor nominal y para el aislamiento externo pueden considerarse las siguientes alternativas, previo acuerdo de los comités de los equipos respectivos.

- Prueba del aislamiento externo con maquetas, - Interpolación de resultados existentes. - Estimación de la tensión de aguante de acuerdo a las dimensiones.

En general, no es necesaria una prueba del aislamiento externo si la distancia en aire es igual o mayor que la considerada en las tablas F1 y F2 del anexo F y para impulsos de rayo. Para pruebas en húmedo de aisladores verticales, la forma del aislador debe reunir ciertos requisitos adicionales.

NOTA: Hasta que se disponga de la información adecuada, pueden considerarse cumplidos los requisitos si los aisladores tiene la

forma indicada en la IEC 600815.

b) Tensión de prueba para aislamiento externo menor que el interno (factor de corrección

atmosférico < 0.95).

El aislamiento interno puede ser probado correctamente sólo si el aislamiento externo es sobredimensionado. En caso contrario el aislamiento externo debe probarse con los valores corregidos y para el aislamiento interno pueden considerarse las siguientes alternativas por los comités técnicos de los equipos correspondientes o por previo acuerdo.


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- Prueba del aislamiento interno solamente con impulsos de una polaridad (usualmente

negativa), - Prueba del aislamiento interno incrementando la resistencia del aislamiento externo por

ejemplo con electrodos para controlar el efecto corona o con diferente gas. El sobreaislamiento no debe afectar el comportamiento del aislamiento interno.

4 EJEMPLOS DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO (PARTE lI) 4.1 Coordinación de Aislamiento para Líneas Aéreas 4.1.1 Generalidades Aun cuando la coordinación de aislamiento para líneas aéreas sigue la filosofía siguiente general de coordinación de aislamiento, se presentan las siguientes particularidades: - Las distancias en aire pueden ser variadas continuamente y son en muchos casos

determinadas por los movimientos posibles del conductor más que por consideraciones de esfuerzos dieléctricos.

- Las normas de aisladores especifican las dimensiones del aislador sin hacer referencia

a la tensión máxima de diseño del equipo o a la tensión máxima del sistema. Para la gama de tensión del sistema más alta, la longitud de la cadena de aisladores puede seleccionarse de acuerdo a las necesidades.

- Consecuentemente la coordinación de aislamiento puede terminar después de obtener

la tensión de aguante requerida. La determinación de la tensión nominal de las series de la especificación CFE L0000-06 no son necesarias. Las tabla 4 y 5 de la especificación CFE L0000-06 no son aplicables.

- El comportamiento del aislamiento de las líneas aéreas tienen un gran impacto sobre el

comportamiento del aislamiento de las subestaciones. El índice de salidas de una línea de transmisión determina la frecuencia de operaciones de reenergización mientras que el índice de descargas atmosféricas, cerca de la subestación determina la frecuencia de las sobretensiones de frente rápido que inciden en la subestación.

4.1.2 Coordinación de aislamiento para tensiones de operación y sobretensiones temporales La tensión de operación y las sobretensiones temporales determinan la longitud de la cadena de aisladores; la forma del aislador la determina el grado de severidad de la contaminación del lugar. En sistemas con neutro directamente aterrizado con factores de falla a tierra de 1.5 y menores, es usualmente suficiente diseñar los aisladores para aguantar la tensión máxima del sistema. Para factores de falla a tierra mayores, especialmente en sistemas aislados o resonantes con neutro a tierra, puede ser necesaria la consideración de las sobretensiones temporales. Con relación a las distancias en aire (y en algunos casos el aislamiento de la cadena) el aislamiento oscila debido a vientos y por lo tanto se debe considerar esa oscilación.


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FIGURA 9 - Probabilidad P de que en un equipo pase la prueba dependiendo de la diferencia K entre el valor real y la tensión de aguante nominal de impulso

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4.1.3 Coordinación de aislamiento para sobretensiones de frente lento Las sobretensiones de frente lento de interés para líneas aéreas, son sobretensiones por falla a tierra y sobretensiones por energización y reenergización de líneas. Cuando se establece el índice de comportamiento deseado deberá tomarse en cuenta lo siguiente: - Una falla de aislamiento debida a sobretensiones de fase a tierra causa una falla de dos

fases a tierra, - Una falla de aislamiento debida a sobretensiones de reenergización causa un recierre

sin éxito. . Sobretensiones de falla a tierra.

Las sobretensiones de falla a tierra son de interés en sistemas con altos factores de falla a tierra, por ejemplo para líneas de distribución o líneas de transmisión con neutro resonante, a tierra. Los índices de comportamiento deseados para estas líneas deben seleccionarse en el orden de magnitud del índice de salidas por rayo para dos fases. Como una guía el índice de comportamiento deseado aplicable es de un flameo por año a un flameo en diez años.

. Sobretensiones de energización y reenergización. Las sobretensiones por energización son de interés para las líneas aéreas en todas las gamas de tensión. Los índices de falla apropiados están dentro del orden de un flameo en 20 años hasta un flameo en 200 años. Las sobretensiones por reenergización son de interés para líneas de transmisión, cuando se usa el recierre trifásico rápido. Los índices de falla aceptables van desde un flameo en 20 años hasta un flameo en 200 años. Las sobretensiones de reenergización pueden ser despreciables cuando se hacen recierres monopolares en líneas de transmisión o para líneas de distribución en las que los transformadores de distribución permanecen conectados durante la operación. Las sobretensiones de frente lento son uno de los factores que determinan las distancias en aire y para algún tipo de aisladores los herrajes de los mismos. Usualmente su importancia está restringida a líneas de transmisión para sistemas con valores de tensión de 123 kV y mayores. En líneas de distribución las distancias son generalmente determinadas por el aislador (subinciso 4.1.2) y las sobretensiones de frente lento no necesitan considerarse.

4.1.4 Coordinación de aislamiento para sobretensiones por rayo El comportamiento por rayo de las líneas aéreas depende de una variedad de factores, de los cuales los más importantes son:


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- La densidad de los rayos a tierra. - La altura de las líneas aéreas.

- La protección con hilos de guarda. - La resistencia a tierra de la torre. - La rigidez dieléctrica del aislamiento. 4.1.4.1 Líneas de distribución Para líneas de distribución se tiene que suponer que cada rayo directo a la línea causa un flameo entre fases con o sin conexión a tierra. La protección con hilos de guarda no es usual ya que la resistencia a tierra de la torre y la resistencia de los aisladores no pueden económicamente mejorarse, de manera que sean evitados los flameos inversos. En consecuencia el comportamiento por rayo de líneas de distribución está fuertemente determinado por la densidad de rayos a tierra. y por la altura de la línea los cuales no pueden ser modificados. Para líneas de distribución con crucetas no aterrizadas (líneas en poste de madera) las sobretensiones inducidas no tienen importancia. Sin embargo la alta rigidez dieléctrica a tierra causa ondas de sobretensión de gran amplitud incidiendo en la subestación. En el caso de líneas largas puede ser recomendable aterrizar las crucetas del primer claro en seguida de la subestación. Para líneas de distribución con crucetas a tierra las sobretensiones inducidas pueden afectar la rigidez al impulso por rayo requerido en el aislamiento de las líneas aéreas. Deben consultarse las referencias. 4.1.4.2 Líneas de transmisión Las tensiones inducidas en Iíneas de transmisión pueden despreciarse por lo que solamente los rayos directos a la línea determinan el comportamiento por rayo. Una guía general para determinar el índice de comportamiento deseado no puede darse porque depende grandemente de las consecuencias de las salidas por rayo y del costo para mejorar el blindaje, aterrizamierto y la rigidez dieléctrica del aislamiento. Es recomendable sin embargo, adoptar un menor número de salidas de las líneas en la acometida a la subestación que en el resto de la línea con el fin de reducir las amplitudes y frecuencia de las sobretensiones que inciden en la subestación. 4.2 Coordinación de Aislamiento para Subestaciones y Equipo de Subestaciones a) Clasificación de las sobretensiones. Los esfuerzos de tensión presentes en una subestación como los que se muestran en la figura

10, son: Tensión de operación.- Se supone igual a la tensión más alta del sistema. Todas las partes de

la subestación son esforzadas de igual manera. Sobretensiones temporales.- Las fallas a tierra del lado de la carga someten a esfuerzos por

igual a todas las partes, o en una fase de la subestación.


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b) Origen de sobretensiones.

Las sobretensiones por rechazo de carga pueden presentarse en la subestación principalmente ocasionadas por fallas en la subestación remota. Dependiendo del esquema de protección resultan esforzadas las partes entre el interruptor cb2 y el transformador. Para una falla en la misma subestación solamente las partes entre el

interruptor cb1 del transformador deberán estar sujetas a sobretensiones por rechazo de

carga. Los esfuerzos por sobretensiones longitudinales pueden existir en el interruptor cb1 durante la

sincronización, si el transformador está conectado al generador. Cuando la barra b2 está

operando en un sistema diferente, el aislamiento longitudinal de las cuchillas de barras puede estar sujeto a la tensión de operación de la barra b2 y a la sobretensión por rechazo de carga

en la barra b1 en oposición de fase.

Sobretensiones de frente lento.- Sobretensiones debidas a energización y reenergización de líneas; pueden tener grandes amplitudes en el extremo receptor solamente entre la llegada de línea y el interruptor cb2. El resto de la subestación está sujeto a sobretensiones en el extremo

de envío. Sobretensiones debido a fallas o liberación de fallas pueden presentarse en todas partes. Sobretensiones de frente rápido.- Las sobretensiones por descarga atmosférica pueden presentarse en todas las partes de la subestación; sin embargo, pueden tener diferentes amplitudes dependiendo de su distancia al apartarrayos. Sobretensiones con onda de frente rápido debido a maniobra.- Ocurren solamente en la sección de maniobra de la subestación, por ejemplo en la barra b2 o en uno de los

interruptores, cuando se desconectan por las cuchillas de la barra. Las diferentes etapas de coordinación de aislamiento se muestran en los tres ejemplos seleccionados de las tablas 6, 7 y 8. Cuando la especificación de las pruebas de tensión de larga duración a la frecuencia del sistema está fuera de los comités de equipos, la verificación de las tensiones de aguante requeridas de larga duración a frecuencia del sistema no se considera en estos ejemplos.

NOTA: 1. En la primera etapa solamente una línea puede conectarse y las sobretensiones temporales debidas a rechazo de carga

después de una falla a tierra necesitan considerarse. 2. Cuando los transformadores están energizados a través de una línea larga. Las sobretensiones por onda de frente lento

pueden esforzar al transformador y a la barra. 3. En las subestaciones aisladas en SF6 deben considerarse las sobretensiones de frente muy rápido debidas a operaciones

de desconexión.

4.2.1 Coordinación de aislamiento para subestaciones en sistemas de distribución con Vm hasta

36 kV (en la categoría 1) Para equipos de esta categoría de tensión la especificación CFE L0000-06 establece tensiones a frecuencia nominal de corta duración y tensión de aguante al impulso por descarga atmosférica. La selección de estos valores se ilustra en la tabla 6 donde los valores dados son para ejemplos únicamente y no son válidos para aplicaciones generales.


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a) Sobretensiones representativas de los esfuerzos de tensión en servicio. - Sobretensiones temporales. De acuerdo a la práctica de aterrizamiento del neutro, la mayor sobretensión fase-tierra se

origina por fallas a tierra, y los valores llegan a ser frecuentemente de hasta la tensión más alta del sistema (ejemplo, 24 kV). Las sobretensiones fase-fase se originan por rechazo de carga. Para el ejemplo se tiene 1.2 x 24 = 28 kV. Debido a que las tensiones representativas tienen amplitud máxima, las tensiones de aguante de coordinación son iguales a éstas.

- Sobretensión representativa de frente lento (maniobra). Puede originarse por fallas a tierra o por energización y reenergización de Iíneas. Como los

transformadores de distribución permanecen normalmente conectados durante la energización de líneas, y como el recierre no es rápido, la presencia de cargas atrapadas es improbable. Por lo tanto las sobretensiones por reenergización tienen la misma distribución de probabilidad que las de energización. Los valores 2 % de la tabla 6 se seleccionan de acuerdo a 2.3.3.1 por el método fase-pico tomando en cuenta las condiciones de operación usual de energización, sin resistores de cierre, red de alimentación compleja y sin compensación paralelo (ejemplo Ve2 = 2,6 p.u. fase-tierra y Vp2 = Vp2 x Vp2/ Ve2 = 2,6 x 1,485 = 3,86 p.u.

fase-fase, esto es usando las figuras 1 y 2). Como se utiliza el procedimiento determinístico, las amplitudes representativas son iguales a

los valores de truncación correspondientes; para el ejemplo se tiene:

Fase-tierra:

Vet = 1.25 Ve2 - 0,25 = 1.25 x 2.6 – 0.25 = 3,0 p.u.

Valor pico:

Fase-fase:

Vpt = 1.25Ve2 – 0.43 = 1.25 x 3.86 – 0.43 = 4.40 p.u.

Valor pico:

Las sobretensiones fase-tierra debidas a fallas a tierra pueden llegar hasta 2.46 p.u. y deben

tomarse en cuenta cuando se esperan valores menores por energización de líneas. Estas sobretensiones pueden ser mayores en sistemas radiales extensos produciendo sobretensiones temporales altas en fallas a tierra.

242

33 0 59x x KV, =

242

34 4 86x x KV, =


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- Sobretensión representativa de frente rápido.

Estas pueden despreciarse a excepción de las debidas a desconexión de motores con algún tipo de interruptores. Las sobretensiones de frente rápido se presentan en subestaciones conectadas a líneas aéreas.

b) Tensiones de aguante de coordinación. - Tensión de aguante de coordinación de corta duración a frecuencia del sistema (Vcwf).

De acuerdo al inciso 3.2 estas tensiones son iguales a las amplitudes de las sobretensiones representativas correspondientes, es decir: Vcwf = 24 fase-tierra, Vcwf = 28 kV fase-fase

- Tensión de aguante de coordinación de frente lento (maniobra Vcwm).

Se utiliza el método determinístico donde las tensiones de aguante de coordinación son iguales a las tensiones de aguante representativas o sea:

Vcwm = 59 kV fase-tierra, Vcwm = 86 fase-fase

- Tensión de aguante de coordinación de impulso por rayo.

Se utiliza el método estadístico simplificado con la siguiente expresión:

Donde: Vcw = tensión de aguante de coordinación de impulso por rayo.

VPL = nivel de protección del apartarrayos = 80 kV para el ejemplo.

n = número de líneas conectadas a la S.E. = 4

L = distancia entre el equipo protegido y el apartarrayos. Como en la práctica se instala el apartarrayos cerca del transformador, la distancia para el aislamiento interno (L = 3 m) puede ser diferente a la del externo (L = 8 m); por ello, las tensiones de aguante de coordinación pueden ser diferentes para equipos distintos.

Ã = 2 750, factor para el tipo de poste de madera utilizado. r1 = índice de salidas por año de la línea = 6/100 km-año.

V VA

n

L

L Lcwi p

sp ig

= ++

LR

rig

a=

1


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Ra = índice de falla aceptable del equipo = 1/400 año.

Lsp = longitud del claro en km = 0.1.

Para aislamiento interno:

Para aislamiento externo:

c) Tensión de aguante requerida.

Ésta se determina aplicando los factores de seguridad recomendados en 3.3.2.4 que a continuación se indican:

- Para aislamiento interno: 1.15 - Para aislamiento externo: 1.05 - Tensión de aguante requerida de corta duración a la frecuencia del sistema (Vrwf).

. Para aislamiento interno:

Vrwf = 24 x 1.15 = 28 kV fase-tierra.

Vrwf = 28 x 1.15 = 32 kV fase-fase

. Para aislamiento externo:

Se considera el factor de corrección por altitud para 1000 msnm.

b

be

o= =

1000

8150 113,

Lxig = =100

6 4000 0416,

( )V

xKVcwi = +

+=80

2750 0 003

4 0 1 0 041695

,

, ,

( )V

xKVcwi = +

+=80

2750 0 008

4 0 1 0 0416119

,

, ,


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Vrwf = 24 x 1.05 x 1.13 = 38 kV fase-tierra

Vrwf = 28 x 1.05 x 1.13 = 33 kV fase-fase

- tensión de aguante requerida de frente lento (maniobra Varm).

. para aislamiento interno:

Vrwm = 59 x 1.15 = 68 kV fase-tierra

Vrwm = 86 x 1.15 = 99 kV fase-fase

. para aislamiento externo:

Adicionalmente se considera el factor de corrección por altitud, para 1 000 m s.n.m = 1.13

Vrwm = 59 x 1.05 x 1.13 = 70 kV fase-tierra

Vrwm = 86 x 1.05 x 1.13 = 102 kV fase-fase

- tensión de aguante requerida de impulso por rayo (Vrwr).

. para aislamiento interno:

Vrwr, = 95 x 1.15 = 109 kV fase-tierra y fase-fase.

. para aislamiento externo:

Vrwr = 119 x 1.05 x 1.13 = 141 kV fase-tierra y fase-fase.

d) Tensión de aguante nominal normalizada.

Para la selección de las tensiones normalizadas de la tabla 1 de la especificación CFE L0000-06, las tensiones requeridas al impulso por maniobra se convierten a tensiones de aguante de corta duración a frecuencia del sistema y a impulso por rayo, aplicando los factores de equivalencia de la tabla 3 de esta especificación.

- La tensión de aguante requerida, de frente lento (maniobra) se refiere a tensión de corta

duración a la frecuencia del sistema.

Para aislamiento interno: Factor de equivalencia = 0.5 (aislamiento líquido) Tensión de aguante nominal normalizada de corta duración: 68 x 0.5 = 34 kV fase-tierra 99 x 0.5 = 50 kV fase-fase


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Para aislamiento externo: Factor de equivalencia considerando claros en aire y aisladores secos:

Fase-tierra:

Tensión de aguante nominal normalizada de corta duración: 70 x 0.608 = 43 kV fase-tierra Fase-fase:

El valor de la tensión de aguante nominal normalizada de corta duración es: 102 x 0.608 = 63 kV fase-fase

- igualmente la tensión de aguante requerida de frente lento (maniobra) se refiere a la

tensión de impulso por rayo.

Para aislamiento interno: Factor de equivalencia = 1.1 (aislamiento líquido). Tensión de aguante nominal normalizada de impulso por rayo: 68 x 1.1 = 75 kV fase-tierra 69 x 1.1 = 109 kV fase-fase Para aislamiento externo: Factor de equivalencia considerando claros en aire y aisladores secos: Fase tierra:

Tensión de aguante nominal normalizada de impulso por rayo: 70 x 1 061 = 74 kV fase-tierra

0 612700

0 6102

127000 608, , ,+ = + =

Vrw

0 612700

0 6102

127000 608, , ,+ = =

Vrw

1056000

10570

60001061, , ,

Vrw= + =


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Fase-fase:

El valor de la tensión de aguante nominal normalizado de impulso por rayo es: 102 x 1.061 = 108 kV fase-fase.

e) Valores nominales normalizados.

La tensión de aguante al impulso por rayo se selecciona para cubrir todas las tensiones de aguante requeridas que no estén cubiertas por la tensión de aguante de corta duración a frecuencia del sistema. Puede observarse que la tensión de aguante al impulso por rayo de 141 kV no está cubierta por el valor normalizado de 125 kV porque el aislamiento externo considerado esta fuera de la protección del apartarrayos. Sin embargo. no se selecciona un valor normalizado mayor, considerando que:

- La tensión de aguante real del aislamiento externo para la forma de onda de la

sobretensión por rayo será mayor que el impulso normalizado (véase inciso 3.2.1.4), - Puede adoptarse un valor mayor para el índice de fallas aceptable.

Como guía general puede considerarse que en la gama de tensiones de distribución, las tensiones de aguante de impulso por maniobra fase-tierra requeridas están cubiertas por la tensión de aguante normalizada de corta duración a frecuencia del sistema (para el ejemplo, 50 kV), y la de fase-fase queda cubierta por la tensión de aguante de impulso por rayo, en particular para aislamientos en aire, S.E. en SF6 y sólidos (para el ejemplo,

125 kV).

FIGURA 10 - Diagrama que muestra el arreglo esquemático de una subestación usada para localizar los esfuerzos de sobretensión en el equipo de subestación

1059000

105102

90001061, , ,+ = + =

Vrw


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4.2.1.1 Guía básica sintetizada Una vez que se determinan las sobretensiones de frente lento entre fases y que han sido probadas, para equipo diseñado a la más baja tensión de aguante de impulso por rayo de acuerdo a la tabla 1 de la especificación CFE L0000-06 pueden resultar apropiados para instalaciones como las siguientes: a) En sistemas e instalaciones industriales no conectadas a lineas aéreas. b) En sistemas e instalaciones industriales conectadas a líneas aéreas solamente a través de

transformadores donde la capacitancia a tierra de los cables conectados a las terminales de baja tensión del transformador es al menos menor de 0.05 µf por fase. Cuando la capacitancia del cable a tierra es insuficiente pueden agregarse capacitores adicionales en el transformador del lado del interruptor, tan cerca como sea posible a las terminales del transformador, de tal manera que la combinación de la capacitancia a tierra de los cables más las capacitancias adicionales sean al menos 0.05 µf por fase.

c) En sistemas e instalaciones industriales conectadas directamente a las líneas aéreas cuando

se proporciona una protección adecuada por medio de apartarrayos contra sobretensiones.

En cualquier otro caso, o donde se requiera de un alto grado de seguridad se tendrá que emplear equipo diseñado para el índice más alto de tensión de aguante al impulso por rayo.

Equipo conectado a una línea aérea a través de un transformador.

El equipo conectado en el lado de baja tensión del transformador alimentado por el lado de alta tensión a través de una línea aérea no está directamente sujeto a sobretensiones por rayo o por maniobra originado en la línea aérea. Sin embargo. debido a la transferencia electrostática y electromagnética de estas sobretensiones desde el devanado de alta tensión hacia el devanado de baja tensión del transformador. Tales equipos pueden estar sometidos a sobretensiones las cuales en ciertas circunstancias pueden exceder sus tensiones de aguante. Expresiones analíticas para los términos electrostáticos y electromagnéticos de las tensiones transferidas están dadas en el anexo D.

Equipo conectado a una línea aérea a través de cable.

La coordinación del aislamiento en este caso no solamente toma en cuenta la protección del equipo de la subestación sino también la del cable Cuando un disturbio por rayo se propaga por una línea aérea e impacta sobre el cable, éste se divide en una onda reflejada y otra transmitida. Donde la amplitud de la onda transmitida disminuye sustancialmente comparada con la onda inicial. Sin embargo, reflexiones subsecuentes a lo largo del cable generalmente resultan en un incremento sustancial en la tensión en ambos extremos del cable, por arriba de su valor inicial. En general la tensión nominal de aguante al impulso por rayo de la especificación CFE L0000-06, tabla 1 deberá seleccionarse y los apartarrayos deberán instalarse en la unión con el cable. Cuando se emplean postes de madera en la línea aérea y cuando es probable la contingencia en la subestación de solamente una línea conectada a ésta (condición de extremo abierta). Se requiere de la conexión de apartarrayos adicionales a la entrada del cable a la subestación.


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TABLA 6 - Ejemplo de coordinación de aislamiento para una subestación con Vn = 24 kV en la categoría I

Sobretensiones representativas

Sobretensión temporal

Sobretensión de frente lento

Sobretensión de frente rápido

Amplitud (kV) fase-tierra 24

fase-fase 28

fase-tierra 59

fase-fase 86

fase-tierra

fase-fase

Forma de onda Frecuencia del sistema corta duración

Impulso de maniobra normalizado

Impulso de rayo normalizado

Aislamiento Int. Ext. Int. Ext. Int. Ext. Int. Ext. Int. Ext.

Tensión de aguante (kV) 24 24 28 28 59 59 86 86 95 119

Factor de seguridad 1.15 1.05 1.15 1.05 1.15 1.05 1.15 1.05 1.15 1.05

Corrección de altitud --- 1.13 --- 1.13 --- 1.13 ---- 1.13 --- 1.13

Tensión de aguante (kV) 28 28 32 33 68 70 99 102 109 141

Factor de conversión para pruebas

--- --- --- --- 0.5 0.608 0.5 0.608 --- ---

Frecuencia del sistema corta duración (kV)

28 28 32 33 34 43 50 63 --- ---

Factor de conversión para pruebas

--- --- --- --- 1.1 1.061 1.1 1.061 --- ---

Impulso de rayo (kV) --- --- --- --- 75 74 99 108 109 141

Tensión de aguante normalizada (kV)

A 60 Hz: 50 kV

Impulso de rayo 125 kV

Impulso de rayo

125 kV


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4.2.2 Coordinación de aislamiento para una subestación con Vm = 245 kV en la categoría I (entre 52,2 kV y 245 kV)

Para equipo en esta gama de tensión la especificación CFE L0000-06 establece tensiones nominales de corta duración a la frecuencia del sistema y por descarga atmosférica. La selección de estos valores esta ilustrada en el subinciso 7.2. a) Esfuerzos de tensión en servicio.

Las sobretensiones representativas debidas a fallas a tierra varían fuertemente dependiendo básicamente del tipo de conexión a tierra del neutro. Los factores de falla a tierra pueden variar de 1,2 a 1,8 y es necesario determinarlos con cierta precisión. El sistema de 230 kV está conectado sólidamente a tierra por lo que se puede utilizar un factor de falla a tierra de 1,5.

VV Factor

3

2451,5

3212KVrmsfase tierra

m

− = = =

Las sobretensiones temporales fase-tierra y fase-fase también se pueden originar por rechazos de carga. Estas sobretensiones están usualmente en el intervalo de 1.2 a 1.5. Cuando están incluidos generadores o líneas de transmisión largas en el rechazo de carga, es necesario hacer consideraciones particulares (para este ejemplo el factor de rechazo de carga = 1.4). Vfase-fase = Vm Factor = 245 x 1.4 = 343 kVrms

- Sobretensiones de frente lento

Las sobretensiones de frente lento debidas a energización y reenergización de líneas son predominantes. Las cargas atrapadas tienen que tomarse en cuenta cuando se usa recierre trifásico rápido (para este ejemplo se determina de acuerdo a la figura 1 con las siguientes condiciones: Energización sin resistencias de preinserción, red inductiva sin compensación), por lo que se obtiene un valor 2 % Ve = 2.9 p.u. fase-tierra y 4.35 p.u. fase-fase, que se obtiene usando el método fase-pico y la figura 2.

Utilizando el método fase-pico se refiere:

VV 2factor

3

245 22,90

3580KVfase tierra

m

− = = =

Vfase-tierra = Vfase-tierra factor = 580 x 1.5 = 870 kV

V

V1,5

p2

e2

=

V VV

V2,90x1,5 4,35p.u.p2 e2

p2

e2

= = =


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Las sobretensiones no afectan al equipo trifásico ya que a la entrada de la línea no se tiene este equipo. La sobretensión de 2.9 p.u. sólo afecta al equipo conectado fase-tierra como es el caso de los dispositivos de potencial y las cuchillas que es el equipo conectado a la llegada de la línea y antes del interruptor (abierto para este ejemplo). Sin embargo, las distancias en aire en esta parte de la subestación si están sujetas a la sobretensión fase-fase (4.35 p.u.). Cuando se cierra el interruptor de la subestación se considera que la red es compleja, sin compensación y sin resistencia de preinserción; por lo tanto, de la figura 1 se obtiene un valor 2 % de 2.6 p.u. valor 2 % Ve2 = 2.6 p.u.

La sobretensión fase-fase se determina de la figura 2. Vp2

Vp2 Ve2 = ____ = 2.6 x 1.48 = 3,84 p.u.

Ve2

Vfase-fase = Vfase tierra factor = 520 x 1.48 = 759 kV

Las sobretensiones anteriores afectan al equipo trifásico que pueda tenerse en la subestación (transformador de potencia). También afecta a todo el equipo conectado fase-tierra, incluyendo el de la entrada de la subestación y las distancias en aire en toda la subestación.

- Sobretensiones de frente rápido.

Las sobretensiones de frente rápido debidas a operaciones de maniobra, usualmente pueden ignorarse y solamente las sobretensiones por descargas atmosféricas necesitan consideración. De acuerdo a la IEC 60071-2 las sobretensiones representativas de frente rápido tienen la forma de onda del impulso atmosférico normalizado y su amplitud corresponderá al índice de comportamiento establecido, es decir serán iguales a la "tensión de aguante de coordinación". En conclusión, los valores calculados se resumen en la tabla 7.

Vfase tierraV

factorx

x KVm

− = = =2

3

245 2

32 6 520,

− =V

V

p

e

2

2

1 48,


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TABLA 7- Esfuerzos de sobretensión

Aislamiento

Tensión Interno Externo

p.u. kV p.u. kV

Vc2 fase tierra 2.9 580 2.9 580

Vp2 fase fase 3.84 759 4.35 870

b) Tensiones de aguante de coordinación. - Tensión de aguante temporal a la frecuencia del sistema.

Las tensiones de aguante para coordinación de corta duración a la frecuencia del sistema son iguales a las amplitudes de las correspondientes tensiones representativas, por lo que: Vcw fase-tierra = 212 kVrms

Vcw fase-tierra = 343 kVrms

- Tensión de aguante para coordinación de frente lento.

Aislamiento interno fase-tierra: Dado que se tiene protección por apartarrayos de óxido de zinc, se utilizará el método determinístico. De acuerdo con este método. el factor de coordinación determinístico Kcd será:

si 2.1 < Vps < 2.6 p.u.

entonces Kcd = 1.52 - 0.2Vps

donde Vps es la sobretensión representativa de frente lento en p.u.

580 kV Vps = _______ = 2.367

245 kV por lo que: Kcd = 1.52 – 0.2 - (2.367) = 1.046


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Para las sobretensiones de frente lento fase-fase del aislamiento, la tensión de aguante de coordinación se determina con los valores de truncación de la sobretensión esperada en el extremo de envío; para este ejemplo se tiene un factor de coordinación de 1 por ser la sobretensión representativa de frente lento de 2 p.u.; entonces: Vcm = 1 x 759 = 759 kV fase-fase (aislamiento interno)

Vcm = 1 x 870 = 870 kV fase-fase (aislamiento externo)

- tensión de aguante para coordinación de impulso de rayo.

Para la selección de esta tensión se aplica el método estadístico simplificado, donde se requiere el conocimiento de los siguientes parámetros:

. Nivel de protección del apartarrayos al impulso de 8 x 20 m s para 10 000 A (para

el ejemplo: Vp = 500 kV),

. El tipo y número de líneas conectadas a la subestación (ejemplo: 2 líneas en

torres de acero, 1 conductor sencillo, . . A = 4 500 kV), . Número de eventos por descargas atmosféricas en esas líneas (ejemplo: 1/100

km por año), índice de fallas aceptables (ejemplo: 1/400 años), . Distancia entre el equipo protegido y el apartarrayos. Es una práctica común

instalar los apartarrayos cercanos a los transformadores. La distancia puede ser diferente para aislamientos internos (ejemplo, 30 m) y externos (ejemplo, 60 m).

. Longitud del claro (ejemplo, 300 m).

La tensión de aguante para coordinación por descarga atmosférica se calcula con la siguiente expresión: Vcw = Vpl + Ã . L .

n Lsp + Leg

donde: Ra

Leg = _____ re

y representa la distancia que hay de la línea aérea frente a la subestación, en la cual el índice de eventos por descarga atmosférica es igual al índice de fallas aceptable.

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Para aislamientos externos:

Para aislamientos internos:

c) Tensiones de aguante requeridas.

Las tensiones de aguante requeridas se determinan con el objeto de verificar que los equipos soportaran durante el tiempo de servicio los esfuerzos originados por el sistema, tomando en cuenta varios factores que provocarán una disminución en el aislamiento de éstos. Las tensiones de aguante requeridas se obtiene aplicando factores de seguridad y de corrección por altitud. Este ejemplo considera subestaciones localizadas a una altitud de 1 000 m s.n.m. Para calcular el factor por corrección atmosférica Ka se aplica la fórmula:

Factores de seguridad recomendados en el capitulo 3 y aplicados a: Aislamiento interno: 1.15 Aislamiento externo: 1.05

Leg = = =

1

4001

100

100

4000 25,

V 5004500

2

0,030

0,3 0,25745 kVcw = +

+

=

V 5004500

2

0,060

0,3 0,25623 kVcw = +

+

=

Kb

be e 1,13;H 10 000 msnm.a

oH

8150

1000

8150= = = =


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- Tensión de aguante requerida de corta duración a la frecuencia del sistema.

FASE-TIERRA

Aislamiento interno : Vrw = 1 x 212 x 1,15 = 244 kV

Aislamiento externo: Vrw = 1.13 x 212 x 1.05 = 251 kV

FASE-FASE

Aislamiento interno: Vrw = 1 x 343 x 1.15 = 394 kV

Aislamiento externo: Vrw = 1.13 x 343 x 1.05 = 407 kV

- Tensiones de aguante requeridas de frente lento.

Las tensiones requeridas de frente lento se ven afectadas por el exponente "m", que considera la corrección por densidad del aire según la figura 4.1 de la guía de coordinación de la IEC 60071-2. Para Vcw = 607 kV; m = 0.87 (fase-tierra)

..K e 1,112a

1000

8150

0.87

= =

Para Vcw = 870 kV; m = 1 (fase-fase).

. . K = 1.13 Los factores de seguridad son los mismos que se tomaron en el punto 3.1, por lo que: Para aislamiento interno: Vrw = 607 x 1.15 = 698 kV fase-tierra

Vrw = 759 x 1.15 = 873 kV fase-fase

Para aislamiento externo: Vrw = 1.112 x 1.05 x 607 = 708 kV fase-tierra

Vrw = 1.13 x 1.05 x 870 = 1032 kV fase-fase

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- Tensión de aguante requerida de frente rápido.

El factor de corrección por altitud de los aislamientos para ondas de frente rápido no depende del exponente "m", por lo tanto, se toma el mismo valor que el considerado para el punto 3.1: Vrw = 1 15 x 623 = 717 kV aislamiento interno

Vrw = 1.05 x 1.13 x 745 = 884 kV aislamiento externo

d) Tensiones de aguante nominal normalizadas.

Las temporales no tienen equivalencia. En la selección de las tensiones de aguante normalizadas las tensiones de aguante por maniobra de interruptores o frente lento se convierten a tensiones a la frecuencia del sistema y a tensiones por descarga atmosférica aplicando factores de conversión, los cuales se indican en la tabla 3 de esta guía. Lo anterior es con objeto de que la tensión al impulso por descarga atmosférica cubra ya en operación todas las tensiones de aguante requeridas que no están cubiertas por la tensión de aguante de corta duración a la frecuencia del sistema. La tensión al impulso por maniobra (frente lento) para aislamiento externo no ha sido considerada para la selección de los valores normalizados debido a que las distancias en aire a la entrada de la línea han sido seleccionadas de acuerdo con los valores extrapolados en el anexo E.

- Tensión de aguante normalizada de corta duración a la frecuencia del sistema.

Para convertir las tensiones de aguante requeridas al impulso por maniobra en tensiones de aguante de corta duración a la frecuencia del sistema se toma de la tabla 3 lo siguiente: El aislamiento interno se considera líquido y se obtiene un factor KT = 0.5 por lo que se

tiene: Vw1 = 698 x 0.5 = 349 kV fase-tierra.

Vw2 = 872 x 0.5 = 436 kV fase-fase.

Aislamiento externo: Vrw 708

KT = 0.6 + _____ = 0.6 + ____ = 0.683: fase-tierra

8500 8500 Vw1 = 0.6 x 0.683 = 484 Kv.


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Vrw 1 032

KT = 0.6 + ______ = 0.6 + _____ = 0.681; fase-fase

12 700 12 700 Vw2 = 1032 x 0.681 = 702 kV (fase-fase)

- tensión de aguante normalizada de frente rápido

Para convertir las tensiones de aguante requeridas al impulso por maniobra en tensiones de aguante al impulso por descarga atmosférica, se tiene de la tabla 3 un factor KT = 1 para aislamiento interno.

Vw2 = 698 x 1.1 = 768 kV; fase-tierra

Vw2 = 872 x 1.1 = 959 kV; fase-fase

El factor de equivalencia para convertir las sobretensiones de frente lento a impulso por rayo es: Para aislamiento externo: Vrw

Factor de equivalencia = 1.05 + _______ (fase-tierra) 6000 Vrw 708

1,05 x ______ = 1,05 + ________ = 1.168 6 000 6 000 708 x 1,168 = 827 kV Vrw

Factor de equivalencia = 1.05 + ______ (fase-fase) 9 000 Vrw 1 032

1.05 + ________ = 1.05 + _______ = 1.164 9 000 9 000 1032 x 1.164 = 1202 kV


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De acuerdo con los valores calculados y comparando con la tabla 4 de la especificación CFE L0000-06, se obtienen las tensiones siguientes: Tensión de aguante normalizada de corta duración a la frecuencia del sistema: 460 kV. Tensión de aguante normalizada de frente rápido: 900 kV.

4.2.2.1 Guía básica sintetizada Muchas consideraciones que se hacen para valores de distribución también se aplican para el impulso de rayo de tensiones de transmisión que quedan dentro de los límites 1. Sin embargo, como la variedad de equipo y sus localizaciones no es muy grande se recomienda desarrollar el procedimiento de coordinación de aislamiento para un numero representativo de combinaciones de líneas aéreas usando cuando menos los procedimientos simplificados de las secciones 2 y 3. 4.2.3 Coordinación de aislamiento para subestaciones en sistemas de transmisión de gama 2 Coordinación de aislamiento de una S.E. de 400 kV. Para equipo en este límite de tensión la IEC 60071-1 especifica la tensión de aguante nominal al impulso de rayo y de maniobra. La selección de estos valores se ilustra en las tablas 4.1 y 4.2 de la norma IEC 60071-1. a) Sobretensiones temporales.

Las sobretensiones representativas debidas a fallas a tierra varían notablemente dependiendo del tipo de aterrizamiento. Los factores de falla a tierra pueden variar entre 1.2 y 1.5 y necesitan determinarse con precisión suficiente. (Para el ejemplo se considera un sistema con su neutro sólidamente a tierra, con un valor de 1.3). Vsist factor 420 x 1.3

Vfase-tierra = ------------------- = ---------------------- = 315 KVrms

3 3 Las sobretensiones temporales de fase-fase y de fase-tierra originadas por rechazos de carga, necesitan consideraciones particulares cuando están involucrados generadores durante el rechazo de carga o líneas de transmisión largas (Para el ejemplo, 1.2) (están usualmente en el intervalo de 1.2 a 1.5). Vfase-fase = Vsist factor = 420 x 1.2 = 504 kV

En resumen:

Fase-tierra Fase-fase (kV) (kV)

420 Falla a tierra: 1.3 x ---------- = 315 1.0 x 420 = 420

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420 Rechazo de carga: 1.2 x -------- = 293 1.2 x 420 = 504

Los valores que se deben tomar, son los mayores que resultaron anteriormente, esto es: Vfase-tierra = 315 kVrms

Vfase-fase = 504 kVrms

- Sobretensiones de frente lento

Las sobretensiones de frente lento son predominantes debidas a la energización y a la reenergización de líneas. Se deben tener en consideración las cargas atrapadas cuando se emplean recierres trifásicos rápidos. Esta sobretensión se determina en base al valor límite de 2 % considerando la energización y reenergización de la línea cuando la operación se efectúa desde la subestación remota, considerando para este ejemplo que se trata de una línea corta con resistencia de preinserción en los interruptores, y línea sin compensación. Además, se considera que no existe la reenergización trifásica rápida (que es cuando se presentan cargas atrapadas y sobretensiones mayores) sino únicamente el recierre monopolar (el cual no requiere de atención especial) . Por lo tanto, las sobretensiones que se presentan son las originadas por la energización de la línea de transmisión cuando se efectúa desde la subestación remota. Es conveniente hacer notar que se presentan dos situaciones diferentes cuando se energiza la línea de transmisión desde la subestación remota.

a) Cuando el interruptor de la subestación en estudio está abierto según se ilustra en la figura

11.

FIGURA 11 - Diagrama unifilar con el interruptor en posición abierta

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Para este caso se considera que la red es inductiva (reactancia de la línea de transmisión) y la sobretensión que se puede presentar se obtiene de la columna "d" de la figura 1. Valor 2 % Ve2 = 2.2 p.u.

La sobretensión de fase a fase se determina de la siguiente forma basándose en la figura 11. Vp2

----- = 1.50 Ve2

Vp2 = 1.50 x Ve2

Vp2 = 1.50 x 2.2 = 3.3 p.u.

Las sobretensiones no afectan al equipo trifásico ya que a la entrada de la línea no se tiene dicho equipo. La sobretensión de 2.2. p.u. sólo afecta al equipo conectado de fase a tierra como es el de los dispositivos de potencial y las cuchillas que es el equipo conectado a la llegada de la línea y antes del interruptor (abierto para este caso). Sin embargo, las distancias en aire en esta parte de la instalación si están sujetas a la sobretensión de fase a fase (3.3 p.u.).

b) Cuando el interruptor de la subestación en estudio está cerrado según se ilustra en la

figura 12.

FIGURA 12 - Diagrama unifilar con el interruptor en posición cerrada

V 2,2 x420 2

3754 kV fase tierrae2 = −

V x420 2

3kV fase tierrap2 = −3 3 1132, ,


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Para este caso se considera que la red es compleja (se considera que tiene otra línea de transmisión conectada a la subestación en estudio) y la sobretensión que se puede presentar se obtiene de la columna "b" de la figura 1. Valor 2% Ve2 = 1.99 p.u.

La sobretensión fase-fase se determina usando la figura 12 y aplicando el siguiente procedimiento: Vp2

----------- = 1.55 Ve2

Vp2 = 1.55 x 1.99 = 3.085 p.u.

Las sobretensiones anteriores afectan al equipo trifásico que se pueda tener en la subestación (transformador de potencia). También afecta a todo el equipo conectado de fase-tierra incluyendo el de la entrada de la subestación y las distancias en aire de toda la subestación. En este ejemplo se considera que se tiene equipo trifásico en la subestación (transformador de potencia). De acuerdo con los incisos a) y b) anteriores se forman las siguientes tablas 8 y 9 con valores del 2 %.

TABLA 8 - Valores de sobretensión según la condición de la instalación

Aislamiento

Condición Interno Externo

p.u. kV p.u. kV

Ve2 (fase-tierra) 2.2 754 2.2 754

Vp2 (fase-tierra) 3.085 1.058 3.3 1.132

V x420 2

3kV fase tierrae2 = −1 99 682,

V x420 2

3p2 = =3 085 1 058, ,


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TABLA 9 - Valores de sobretensión según el equipo

Equipo o instalación fase-tierra fase-fase

DP 2.2 - - - -

Cuchillas e inst. 2.2 3.3

TP y TC 2.2 - - - -

Aisl. soporte 2.2 - - - -

Dist. en aire:

Entrada a S.E. 2.2 3.3

Resto de SE. 1.99 3.085

Transformador 1.99 3.085

NOTA: Se hace la observación que es común emplear autotransformadores o transformadores monofásicos con sus lados de

alta tensión (400 kV) en estrella con su neutro conectado sólidamente a tierra. En estas condiciones, no se presentan sobretensiones de fase-fase en los lados de alta tensión de estos equipos; sólo se presentan sobretensiones de fase-tierra. Sin embargo, en el ejemplo que se desarrolla se considera un transformador trifásico en donde sí se presentan sobretensiones entre fases tanto para el aislamiento interno como para el aislamiento externo.

Para este ejemplo no se tienen instalados apartarrayos en la entrada de la línea de transmisión. Cuando se tienen instalados apartarrayos de óxido de metal a la entrada de la línea, las sobretensiones fase-tierra están limitadas al nivel de protección de impulso por maniobra del apartarrayos. Con las sobretensiones temporales obtenidas, un apartarrayos con tensión nominal de 360 kV y un nivel de protección al impulso por maniobra de 720 kV (valores de acuerdo a la especificación CFE VA410-17) es adecuado. Las sobretensiones de fase-fase casi no se afectan.

- Sobretensiones de frente rápido.

Las sobretensiones de frente rápido debido a operaciones por maniobra pueden ignorarse y solamente necesitan tomarse en cuenta las sobretensiones por descargas atmosféricas. De acuerdo a la sección 3 las tensiones de aguante de coordinación de corta duración a la frecuencia del sistema son iguales en amplitud a las tensiones representativas correspondientes.

c) Tensiones de aguante de coordinación. - Tensión de aguante de corta duración.

Vcw fase tierra = 315 kV

Vcw fase tierra = 504 kV

- Tensión de aguante de coordinación de frente lento.


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Para aislamiento externo a la entrada de la línea, se recomienda el método estadístico (véase 3.3.3.2).

Para sobretensiones de frente lento. A partir del índice de comportamiento deseado (para el ejemplo 1/400 año), el número de energizaciones por línea aérea (para el ejemplo 1 por año), y el número de líneas conectadas a la S.E. (por ejemplo 1) se obtiene el riesgo de flameo como: 1 1 Riesgo de flameo = ------- x -------- = 2.50 x 10-3 (para 1 línea) 400 1 Como el número de aislamientos que son esforzados simultáneamente (para el ejemplo 12 es decir 4 por fase), debe tener un riesgo de falla correspondiente que resulta menor al anterior y es: 2.50 x 10-3 R = ------------------- = 2.08 x 10-4 12 De la figura 7 la relación necesaria Kcs de la tensión de aguante de coordinación a un

valor de sobretensión del 2 % se obtiene como: Kcs = 1.16

como: Vcw

Kcs = ---------

Ve2

Vcw = (Kcs) (Ve2)

Para aislamientos tanto internos como externos fase-tierra: Vcw = 1.16 x 754 = 875 kV

Para aislamiento fase-fase externo: Vcw = 1.16 x 1.132 = 1.313 kV

Para el aislamiento interno a la entrada de la línea se aplica el método determinístico de acuerdo a 3.3.3.1. La tensión de aguante de coordinación al impulso de maniobra es igual a la sobretensión de truncación (para el ejemplo 2.2 p.u.). Vps = 1.25 Ve2 % (p.u.) – 0.25

Vps = 1.25 x 2.20 – 0.25

Vps = 2.5 p.u.


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Para aislamiento interno fase-fase:

Fase-tierra aislamiento interno El mismo procedimiento que se utilizó para aislamientos fase-tierra se aplica a los aislamientos fase-fase a la entrada de la línea. Como no se tienen conectados aparatos (equipo) trifásicos la entrada de la línea en esta gama de tensión, dentro de esta tensión, el aislamiento sólo consiste de distancias en aire y están dados como aislamientos externos en las tablas 8, 9 y 10. El aislamiento interno de fase-fase de los transformadores trifásicos está sujeto a las sobretensiones más bajas en el extremo de envío. Con la sobretensión de truncación el factor de coordinación determinístico que se aplica será de acuerdo con 3.3.3.1, tal y como se indica a continuación:

Vps = 1.25 Vp2 – 0.43 p.u.

Vps = 1.25 x 3.085 – 0.43

Vps = 3.426

420 Vcw = --------------------- = x 2 x 3.426 = 1.1 75

- tensión de aguante de coordinación de frente rápido

Para la coordinación del aislamiento contra sobretensiones por descargas atmosféricas se emplea el procedimiento de la cláusula 3.3.4.3. Este procedimiento requiere de la consideración de los siguientes parámetros importantes: Las sobretensiones de frente rápido debidas a operaciones de maniobra de interruptores usualmente se pueden despreciar y tan solo las sobretensiones por descargas atmosféricas requieren ser consideradas. Para la coordinación del aislamiento para sobretensiones por descarga atmosférica se emplea el siguiente procedimiento que requiere de los parámetros más importantes siguientes:

. El nivel de protección del apartarrayos por descarga atmosférica (ejemplo

VpL = 800 kV),

V 2,5 x420

3x 2 857 kVcw = =

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. El número y tipo de líneas conectadas a la subestación (ejemplo: n = 2 líneas,

estructuras de acero con 2 conductores por fase, A = 7 000 kV, tabla 2). . La distancia entre el equipo protegido y el apartarrayos. Como es una práctica

común instalar los apartarrayos cercanos al transformador, la distancia puede ser diferente para aislamientos internos (ejemplo: L = 40 m) y externos (L = 80 m).

. La longitud del claro (ejemplo: Lsp = 400 m). . El intervalo de fallas aceptable para el equipo (ejemplo: Ra = 1/400 año para el

aislamiento externo y 1/1 000 año para el aislamiento interno). . Relación de salidas de la línea aérea por año para un diseño que corresponde al

primer km enfrente de la S.E. (ejemplo: rl = 1/100 km y año).

Para ello, se hace uso de la siguiente fórmula:

Vcw = VpL + A x L donde LLg Ra

n Lsp + LLg rl

Para aislamiento externo (80 m):

- Tensión de aguante de corta duración a la frecuencia del sistema.

En este ejemplo se considera que la instalación se encuentra a una altitud de 1 000 m s.n.m. Se calcula el factor de corrección atmosférica "Ka" el cual se aplica a aislamientos

externos solamente. Los aislamientos internos no son afectados por la altitud. bo

Ka = ( ___ )m = (eH/8150 )m

b El exponente "m" no sólo se emplea para la determinación de la tensión de aguante requerida para impulso por maniobra. Entonces: ka = e1000/8150 = 1.13

Los factores de seguridad recomendados son: Aislamiento interno 1.15 Aislamiento externo 1.05 Vrw = ka factor de seguridad Vcm


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Para fase a tierra: Vrw = 1 x 1.15 x 315 = 362 kV aislamiento interno.

Vrw = 1.13 x 1.05 x 315 = 374 kV aislamiento externo.

Entre fases: Vrw = 1 x 1.1 5 x 504 = 580 kV aislamiento interno.

Vrw = 1.13 x 1.05 x 504 = 598 kV aislamiento externo.

d) De frente lento.

El factor de corrección atmosférica para las sobretensiones de frente lento está afectado por el exponente "m". Este exponente es función de la tensión de aguante para coordinación Vcw y es diferente para el aislamiento de fase a tierra y de fase a fase. Se

obtiene de la figura 9. Para el aislamiento externo: Para Vcw = 875 kV fase tierra, m = 0.75

Ka = (e1000/8150) 0.75 = 1.096

Para Vcw = 1.313 kV fase a fase, m = 0.95

Ka = (e1000-8150) 0.95 = 1.123

Los factores de seguridad son los mismos que se indicaron en el punto anterior. Vrw = 1.096 x 1.05 x 875 = 1 007 kV fase-tierra

Vrw = 1.123 x 1.05 x 1 313 = 1 548 kV fase-fase

Para el aislamiento interno: Vrw = 1 x 1.5 x 857 = 986 kV fase-tierra

Vrw= 1 x 1.15 x 1 175 = 1 351 kV fase-fase

e) De frente rápido.

El factor de corrección atmosférica para las sobretensiones de frente rápido no dependen del exponente "m" y por lo tanto se toma el mismo valor de ka (1.13) que para

las tensiones de aguante requeridas de corta duración. Los factores de seguridad son los mismos que se indicaron para las tensiones de aguante requeridas de corta duración y de frente lento, esto es 1.15 y 1.05 para el aislamiento interno y externo respectivamente.


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Vrw = 1 x 1.15 x 1.080 = 1.242 kV aislamiento interno.

Vrw = 1.13 x 1.05 x 1.231 = 1.461 kV aislamiento externo.

f) Tensiones de aguante normalizadas.

Factor de conversión kt.

Este factor convierte las tensiones de aguante requeridas de corta duración a la frecuencia del sistema en tensiones de aguante al impulso por maniobra (equivalentes). Para este ejemplo, se considera aislamiento líquido (kt = 2.3) y aisladores limpios y húmedos

(kt = 1.7) de la tabla 3.

Para fase a tierra: Vw = 362 x 2.3 = 833 kV aislamiento interno.

Vw = 374 x 1.7 = 636 kV aislamiento externo.

Entre fases: Vw = 580 x 2.3 = 1334 kV aislamiento interno.

Vw = 598 x 1.7 = 1017 kV aislamiento externo.

4.2.3.1 Guía básica sintetizada En esta gama de tensión generalmente se aplica el método estadístico. La frecuencia de sobretensiones bien sea por operaciones de maniobra o fallas por eventos atmosféricos deberá ser examinada cuidadosamente considerando con detenimiento la localización del equipo en la subestación por ejemplo, para distinguir entre el equipo al extremo de recepción y el de envío de la línea durante su energización. Aún más, el método de coordinación de aislamiento determinístico para sobretensiones temporales puede conducir a determinar tensiones de aguante normalizadas muy conservadoras y se podrán aplicar procedimientos más precisos, en los que se tome en cuenta la duración real de la sobretensión y la característica tensión de aguante-tiempo (v-t) del aislamiento a la frecuencia del sistema. Solamente cuando se tenga suficiente experiencia en el servicio con sistemas similares, los métodos determinísticos pueden ser apropiados. a) Tensiones de aguante nominales al impulso por maniobra.

En la tabla 3 de la IEC 60071-1 se ha seleccionado para el equipo las tensiones de aguante normalizadas asociadas con alguna tensión más alta en particular en consideración a lo siguiente:

- Para equipo protegido por apartarrayos contra sobretensiones de maniobra: . Los valores de sobretensión temporal esperados.


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. Las características más adecuadas de los apartarrayos.

. Los márgenes que se consideran adecuados entre el nivel de protección del

apartarrayos y las tensiones de aguante del equipo al impulso por maniobra. - Para equipo no protegido por apartarrayos contra sobretensiones de maniobra: . El riesgo de descarga disruptiva aceptable considerando la gama probable de

sobretensiones que ocurren en el equipo en el sitio. . El grado de control de las sobretensiones generalmente considerado económico

y obtenido a través de una cuidadosa selección de los elementos de maniobra y en el diseño mismo del sistema.

b) Tensión de aguante nominal por descarga atmosférica.

El intervalo de la tensión de aguante nominal al impulso por descarga atmosférica asociado en la IEC 60071-1, tabla ll, con una tensión de aguante nominal al impulso por maniobra ha sido escogido en consideración a lo siguiente:

- Para equipo protegido por apartarrayos cercanos los dos valores más bajos de tensión

de aguante al impulso por descarga atmosférica son aplicables. Éstos deben ser seleccionados tomando en cuenta la relación de los niveles de protección por impulso de descarga atmosférica con los niveles de protección de descarga por impulso de maniobra los cuales serán logrados con apartarrayos y agregando márgenes apropiados.

- Para equipos no protegidos por apartarrayos (o no efectivamente protegidos),

solamente el valor más alto de tensión de aguante al impulso por descarga atmosférica deben usarse. Estos valores altos están basados en la relación normalmente obtenida de las tensiones de aguante por descarga atmosférica por maniobra de los aislamientos externos de los aparatos (ejemplo: interruptores, cuchillas, transformadores de instrumentos, etcétera).

Se escogerán de tal manera que el diseño de los aislamientos debe ser determinado principalmente por la habilidad del aislamiento externo para soportar las tensiones de prueba por impulso de maniobra. En algunos casos extremos, debe hacerse alguna previsión para valores grandes de tensiones de aguante al impulso por descarga atmosférica. Este valor alto se escoge de entre una serie de valores estándar dados en la IEC 60071-1 cláusulas 5.02 y 5.03.


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TABLA 10 - Valores de sobretensión para coordinación de aislamiento

Sobretensión temporal Sobretensión de frente

lento Sobretensión de

frente rápido

Esfuerzo de tensión en servicio

Amplitud (kV) fase-tierra

315 fase-fase

504 fase-tierra

754

fase-fase 1 024 1 132

fase- tierra

fase- fase

Forma Corta duración a la

frecuencia del sistema Impulso de maniobra

normalizado(valor 2%) Impulso de rayo

normalizado

Tensión de aguante Aislamiento Int. Ext. Int. Ext. Int. Ext. Int. Ext. Int. Ext.

de reenergización Tensión de aguante 315 315 504 504 857 875 1 132 1 313 1 180 1 331

Tensión de aguante Factor de seguridad 115 105 115 105 115 105 115 105 115 135

requerida Corrección de altitud 10 110 10 110 10 1 096 10 1 120 10 110

Tensión de aguante 362 374 580 598 986 1 007 1 302 1 584 1 357 1 579

Factor de equivalencia 23 17 23 17 10 10 10 10 --- ---

Tensión de aguante Impulso por maniobra 833 636 1 334 1 017 986 1 007 1 302 1 548 --- ---

Normal normalizada Valor nominal normalizado (kV)

Impulso por maniobra - fase a tierra

- fase a fase

1 175 (1 050)

1 763 (1 575)

Impulso de rayo

1 550 (1 435)

Ejemplo de coordinación de aislamiento para una La opción entre subestación con Vn a 420 kV paréntesis requiere apartarrayos a la entrada de la línea


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ANEXO A

DETERMINACIÓN DE SOBRETENSIONES TEMPORALES DEBIDAS A FALLAS A TIERRA El factor de falla a tierra k es la relación entre la tensión rms más alta de fase a tierra, a la frecuencia del sistema en una fase sana en una localización particular durante una falla a tierra (que afecta una o más fases en cualquier punto), y la tensión rms de fase a tierra, a la frecuencia del sistema, que se obtendría sin falla (véase especificación CFE L0000-06, cláusula 3.16). El factor de falla a tierra se calcula usando las impedancias complejas Z1, Z2 y Zo de la secuencia positiva, negativa

y cero de los sistemas, tomando en cuenta la resistencia R a tierra. Lo siguiente se aplica: Z1 = Z2 = R1 + jX1 Resistencia y reactancia de secuencia positiva y negativa del sistema.

Z0 = R0 + jX0 Resistencia y reactancia de secuencia cero del sistema.

Los factores de falla a tierra se calculan para la localización de la falla. NOTA: Se debe observar que en grandes redes aterrizadas resonantes, el factor de falla a tierra puede ser mayor en otras

localizaciones a la falla.

La figura A1 muestra la situación completa, cuando R1 << X1 y R = 0.

La gama de valores altos para X0 / X1, positivo y/o negativo, se aplica para la resonancia a tierra de sistemas con

neutro aislado. El intervalo de valores bajos positivos de X0 / X1, es valido para sistemas con neutro aterrizado.

La gama de valores bajos negativos de X0 / X1, se muestra sombreada y no es apropiado para aplicación práctica

debido a condiciones de resonancia. Para sistemas con neutro aterrizado, las figuras A2 y A3 muestran los factores de falla a tierra como una familia de curvas aplicables a valores particulares de R1 / X1.

Las curvas están divididas en regiones que representan las condiciones más críticas por los métodos siguientes de representación:

- Tensión máxima que ocurre durante una falla de fase a tierra sobre la fase que adelanta la fase fallada.

- Tensión máxima que ocurre durante una falla de fase a tierra sobre la fase que va atrás de la fase fallada.

- Tensión máxima que ocurre durante una falla de fase a tierra sobre la fase no fallada. Las curvas son válidas para valores de resistencia de falla que dan los valores de falla a tierra más altos.


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FIGURA A1 - Factores K de falla a tierra en base a X0 /X1, para R1/X1 = R = 0


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FIGURA A2 - Relación de R0/X1 y X0/X1, para diversos valores del valor

de falla a tierra K con R1 = 0


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FIGURA A3 - Relación de R0/X1 y X0/X1, para diversos valores del factor

de falla a tierra K con R1 = 0.5 X1

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ANEXO B

DISTRIBUCIONES DE PROBABILIDAD DE WEIBULL B1 Generalidades En gran parte de la literatura que trata con el aislamiento externo, la probabilidad de descarga disruptiva del aislamiento como función de la tensión de pico de la tensión aplicada, P(V), se representa con una distribución de frecuencia acumulada gaussiana, la cual está dada por la siguiente expresión:

PV1

2p

1

ze dxB

V

= −

− (B1)

V50: Tensión disruptiva 50% (P = 0.5)

z : Desviación convencional de acuerdo a IEC 60060-1 Una observación fundamental es que no hay soporte físico para adoptar esta función P(V). La principal razón por la que fue adoptada es que se ajustaba razonablemente bien a los resultados experimentales. Una evidencia de esta falta de soporte es que físicamente no puede ocurrir una descarga bajo un valor mínimo de V. La función a menudo es truncada (V0 = V50 - 3...4 z) de manera que P = 0 para V < V0.

La distribución de frecuencia acumulada de las sobretensiones se describe también usualmente con una función acumulada gaussiana, la cual se trunca en Vt = V50 + 3 s para representar el límite superior de las sobretensiones.

Para aplicar estos hechos, esta guía de aplicación recomienda el uso de funciones de probabilidad de Weibull tanto para las sobretensiones como para la descarga disruptiva del aislamiento autorrecuperable, debido a que ofrece las siguientes ventajas: - Los valores de truncación V0 y Vt están incluidos matemáticamente en la expresión, las

funciones se evalúan fácilmente con calculadoras de bolsillo. - Las funciones inversas V = V(P) y V = V (F) pueden ser expresadas matemáticamente

y son fácilmente evaluadas con calculadoras de bolsillo. - Las expresiones modificadas de Weibull se caracterizan con los mismos parámetros

que caracterizan a las dos expresiones gaussianas truncadas (V50 z, y V0 de P (V) y V2

s y Vt de F(V)).

- La función de probabilidad de descarga disruptiva de varios aislamientos iguales en

paralelo tiene la misma expresión que la de un aislamiento y sus características pueden ser fácilmente determinadas de las de un solo aislamiento.

Este anexo describe la desviación de las dos funciones modificadas a partir de la distribución de probabilidad acumulativa de Weibull con tres parámetros, que se usará para la representación de la función de probabilidad

Donde: BX V

z

250

=−


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de descarga disruptiva del aislamiento externo bajo impulsos de maniobra y de rayo, así como la distribución de probabilidad acumulada de los valores pico de las sobretensiones que ocurren en un sistema. B2 La Distribución de Weibull Modificada La distribución de Weibull es de la forma: P (V) = 1 - e-B

(B2)

: Valor de truncación.

: Parámetro de escala.

: Parámetro de forma. Puede ser modificada adecuadamente para la descripción de la probabilidad de descarga de un aislamiento con una truncación en V50 - N z sustituyendo en la fórmula B2.

= n z (In 2)-B Donde: B = 1 (B3)

Lo cual lleva a la función de Weibull modificada

P (V) = 1 – 0.5-B (B4) V - V50

Donde: B = ( 1 + ------------- ) z . n

En la que la constante N es igual al número de desviaciones convencionales bajo V50 y el exponente se determina

de la condición: P (V50 - z) = 0.16

resultando (B5) In ( 1 - 0.16) In _____________ In 0.5

= _____________________ In (1 - 1/n) Para representar la frecuencia acumulada de sobretensiones con una función de Weibull modificada es suficiente cambiar el signo de las tensiones dentro del exponente de la fórmula B2, para tomar en cuenta que la función deberá ser truncada a valores de tensión mayores.

Donde BV

=−


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F (v) = 1 - e-B (B6)

B3 Probabilidad de Descarga Disruptiva del Aislamiento Externo Para aislamiento externo se puede adoptar una truncación en V50 - 4 z (N = 4) con ésto la fórmula B5 da un

exponente de = 4,83 el cual puede ser aproximado a = 5 sin que resulten errores importantes. Introduciendo la variable normalizada V - V50

z = _________ z para la función gaussiana, la distribución de probabilidad de flameo de Weibull resulta [1 - (1/4) z]5 P (z) = 1 - (1/2) (B7) Si M aislamientos son esforzados simultáneamente, entonces la probabilidad cambia de acuerdo a la ecuación B3, a: M [1 + (1/4) z]5 P (z) = 1 - (1/2) (B8) Introduciendo ZM = Z . M-1/5 y V50M = V50 + 4 ZM (1 - M 1/5)

se obtiene una distribución de Weibull para M aisladores en paralelo de: [1 + (1/4) Zm]5

P (Zm) = 1 - (1/2) (B9)

con V _ V50M ZM = __________

ZM

Donde: BV V

bt

=−


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Por ejemplo, considérense mil aislamientos en paralelo, cada uno con U50 = 1 600 kV y z = 100 kV, de donde se

obtiene ZM = 1 600 3 /100 = 27.7 kV Y V50M = 1 300 kV. La tabla siguiente da los valores de V para varias

probabilidades de P.

P(%) 50 16 10 2 1 1 0*

V50 (%) 1 600 1 500 1 475 1 400 1 370 1 310 1 200

VM 1 300 1 275 1 262 1 250 1 242 1 227 1 200

* El valor de truncación queda constante.

B4 Distribución de Frecuencia Acumulativa de las Sobretensiones Con las hipótesis hechas en 3.1.3.3.1 de que el valor de truncación Vt = V + 3 s y el valor 2 % es igual a V2 = V +

2.05 s, el exponente de la formula B6 resulta = 3,07, el cual puede ser aproximado a = 3. Con estas hipótesis

el parámetro de escala resulta = 3.5 s y debe ser usado en la fórmula B6. En forma alterna, la distribución de frecuencia de la sobretensión se puede expresar en forma similar a la de la fórmula B4 para descarga disruptiva. F(v) = 1 – 0.5q (B10)

1 V - Donde q = [ 1 - --- ( _______) ]3 3 s Con estos factores, tanto la fórmula B6 como la B10 definen una probabilidad de 2.2 % para el valor 2 %, el cual se considera suficientemente exacto. Por ejemplo, si el método de caso pico se compara con el método de fase pico y las sobretensiones en las tres fases son estadísticamente independientes, entonces la distribución de probabilidad es:

Vt - V

FC - p = 1 - C - Fp - p ) = 1 - e-3 (---------- ) (B11)

con los parámetros y = 3 y = 3.5 s. Esto significa que los parámetros para los dos métodos siguen la relación

c-p = 3-1/3 . p - p = 0.69 p - p


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y consecuentemente las desviaciones Sc - p = 0.69sp - p

y como el valor de truncación debe ser el mismo para ambos métodos, V2c - p = 1.08 V2p - p - 0,06

Ambas relaciones han sido aplicadas en 3.1.3.3.1 al evaluar los dos métodos.


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ANEXO C

ESTIMACIÓN DE LAS SOBRETENSIONES REPRESENTATIVAS DE FRENTE LENTO FASE-FASE

C1 General Los principios de las sobretensiones debidas a energización y reenergización, el comportamiento del aislamiento bajo estas sobretensiones y las consecuencias sobre los procedimientos de la coordinación de aislamiento fase-fase han sido investigados por el comité de estudio 33 de CIGRE y han sido publicados en Electra (referencia 4). Aunque los principios ahí reportados son aun válidos, su aplicación se ha vuelto complicada. Este anexo, por lo tanto, resume los resultados e introduce las simplificaciones que son consideradas necesarias para el uso de esta guía de aplicación. Se hará referencia a la publicación relevante de Electra para la explicación de los resultados. Los principios se han derivado del método fase-pico en la evaluación de las sobretensiones (véase 3.1.3.3.1). Los resultados y en particular, las simplificaciones obtenidas, son sin embargo válidas también cuando se ha usado el método pico-envolvente. C2 Características del Aislamiento En la evaluación de las sobretensiones en tres fases, se han tomado en cuenta las características básicas del aislamiento para determinar el instante de la sobretensión transitoria, la cual es más crítica para el aislamiento (véase especificación CFE L0000-06, figura 9). La figura C1 muestra la configuración del aislamiento total consistente en dos terminales de fase y la terminal de tierra, y en la cual la tercera fase se elimina por razones de simplificación. Para la descripción del aguante dieléctrico de tal configuración se han usado dos métodos: - La componente positiva perteneciente a una probabilidad de descarga se reporta como

dependiente de la componente negativa. Con esta descripción, se obtiene una característica del aislamiento como se muestra en la figura C2 a) para la probabilidad 50% de descarga.

- La tensión de descarga total igual a la suma de las dos componentes correspondiendo

a una probabilidad de descarga dada, es reportada como dependiente de una relación

:

V- 1

= ------------------ = ---------

V+ + V- V+ 1 + ---------

V-

V+ : componente positiva

V- : componente negativa El ejemplo de la figura C2 a) entonces resulta en una dependencia como se muestra en la figura C2 b).


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La característica del aislamiento está dividida en tres intervalos. El intervalo "a" es el de descargas de la terminal positiva a tierra. La componente negativa no tiene o tiene poca influencia en la probabilidad de descarga. En el intervalo "b" la descarga ocurre entre las dos terminales y la probabilidad de descarga depende de ambas componentes. El intervalo "c" es similar al "a" pero las descargas ocurren de la terminal negativa a tierra. Las tensiones de descarga en los intervalos "a" y "c" se pueden determinar con la terminal opuesta aterrizada, es decir con una componente de tensión igual a cero. En el intervalo "b" sin embargo, la relación de las componentes

(o la relación ) influye en el resultado. Esta parte de la característica del aislamiento la cual es responsable del flameo fase-fase depende de la configuración del electrodo y de la física del proceso de la descarga. Dos clases diferentes de configuraciones de electrodos son de interés: - Configuraciones de electrodos en las cuales las descargas fase-tierra y las fase-fase

ocurren en diferentes partes de la configuración por ejemplo cuando el radio de los electrodos es grande comparado con la distancia entre ellos. La descarga entre fases es exclusivamente determinada por la tensión total entre fases. La característica del aislamiento en el intervalo "b" disminuye con un ángulo de 45° como se ve en la figura C2 a) o es constante como en la figura C2 b). Tales configuraciones existen en transformadores trifásicos o en S.E. en SF6.

- Configuraciones de electrodos en las cuales la descarga fase-tierra y entre fases

ocurren en el mismo lugar de la configuración. En ellas la característica del aislamiento depende del proceso de la descarga.

De acuerdo al proceso de la descarga se pueden distinguir tres grupos: - Configuraciones con campo dieléctrico homogéneo o casi homogéneo.

La tensión de descarga es igual a la tensión de inicio de corona y la característica del aislamiento se puede determinar por cálculos de campo. Dichas configuraciones de aislamiento existen en S.E. en SF6 trifásicas.

A pesar de lo anterior, ya que las dimensiones son grandes comparadas con los claros, el campo dieléctrico entre las fases es poco influenciado por la terminal de tierra y por lo tanto, está determinado por la tensión total. La característica del aislamiento en la gama "b" decrece con una pendiente de aproximadamente 45° como se indica en la figura C2 a) y constante como en la figura C2 b).

- Claros cortos en aire con campo dieléctrico inhomogéneo.

La tensión de descarga es sustancialmente mayor que la tensión de iniciación corona. Este proceso de descarga corresponde a una descarga "streamer", ya que no se puede desarrollar un "leader" en claros en aire cortos. La probabilidad de descarga está determinada por la suma de las dos componentes, lo cual significa que la característica del aislamiento en la gama "b" disminuye con una pendiente de 45° como se indica en la figura C2 a) o es constante como en la figura C2 b). Los claros en aire en la gama I de la especificación CFE L0000-06 se pueden asociar con tales características.


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- Claros grandes en aire.

Adicionalmente a las condiciones mencionadas para los claros cortos en aire, tiene lugar la formación de "leader" en la terminal positiva. Esto significa que el campo dieléctrico alrededor de la terminal positiva es decisivo y la componente positiva tiene más influencia en la descarga que la negativa. La característica del aislamiento decrece en menos de 45° (2). Los claros en aire de la categoría ll de la especificación CFE L0000-06 se pueden asociar con este grupo.

En resumen, las características del aislamiento para una configuración dos fases está descrita por: - La tensión de aguante al impulso de maniobra positivo fase-tierra (gama "a" en la figura

C2), - La tensión de aguante al impulso de maniobra negativo fase-tierra (gama "c" en la figura

C2), - La característica del aislamiento entre fases (gama "b" en la figura C2) se puede

describir por:

V+ = V+0 - BV- para la figura C2 a)

V + 0 (V+ + V- ) = ---------------------- para la figura C2 b)

1 - (1-B) La constante B es: Gama l: todos los tipos de aislamientos B = 1 Gama ll: Aislamiento interno B = 1 Aislamiento externo B < 1

La figura C3 proporciona el ángulo dependiente de la relación D/H B = tan . C3 Distribución de Probabilidad de las Sobretensiones En general, la característica de aislamiento tiene que ser tomada en cuenta en la evaluación de la sobretensión trifásica, para determinar el instante más crítico de la forma de onda de sobretensión. Sin embargo, se tiene que mostrar que ese instante más crítico esta definido por uno de los tres instantes siguientes: - Instante del pico positivo de la sobretensión fase-tierra.

En este instante la sobretensión se describe por:

· El pico positivo en cada terminal. · La componente negativa mayor de las dos terminales vecinas, dando el mayor

esfuerzo entre fases.


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. La componente negativa menor de las dos terminales vecinas. - Instante del pico negativo de la sobretensión fase-tierra.

Este instante es equivalente al instante del pico positivo de las polaridades opuestas. - Instante de la sobretensión pico fase-fase.

En este instante la sobretensión se describe por: . La sobretensión pico fase-fase entre los acoplamientos de las terminales. . La componente positiva y negativa de esta sobretensión. . La componente de la tercera terminal a tierra. En todos los instantes la tercera componente es pequeña. La sobretensión por lo tanto, se puede describir por dos componentes en dos fases con la tercera fase a tierra. La distribución de probabilidad de las sobretensiones es bivariable, ya que varían ambas componentes. En una distribución bivariable el valor único de tensión generalmente usado, es reemplazado por combinaciones de sobretensiones en las cuales todas tienen la misma densidad de probabilidad. Estas combinaciones forman curvas, las cuales, cuando se usa la distribución gaussiana para aproximar la distribución de probabilidad de los componentes, son elipses, siendo un caso especial de que cuando la dispersión de las dos distribuciones es igual entonces la curva es un círculo. Si se usan las distribuciones de Weibull, las curvas son similares a elipses o círculos. Además que la curva de densidad es de probabilidad constante otra característica de la curva es que cada tangente a ella separa una probabilidad constante. La figura C4 muestra un ejemplo de (3) correspondiendo a una tangente de probabilidad 2 % para los tres instantes mencionados anteriormente. De acuerdo a la evaluación de las sobretensiones, solo una de las tres curvas corresponde al instante más crítico para el aislamiento y sólo esta curva es representativa para las sobretensiones. Para simplificar y tomar en cuenta instantes entre los tres seleccionados se ha propuesto en (3) representar las tres curvas por un círculo como la curva 4 de la figura C4. Este círculo está completamente definido por el pico positivo igual al negativo de la sobretensión fase-tierra y la sobretensión pico fase-fase. El círculo tiene su centro en:

y un radio de:

V VVp 2 V

2 2c c

e+ −= =−

−

R2V V

2 2u

e p=

−

−


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Donde la sobretensión fase-tierra Ve y la sobretensión fase-fase Vp corresponden a la misma probabilidad

considerada (véase 3.1.3.3.1). La IEC 60071-1 define la sobretensión representativa entre fases como aquella que consta de dos componentes

de igual amplitud y polaridad opuesta. Esta sobretensión está situada en la línea V+ = V- o = 0,5. El esfuerzo más crítico sobre la configuración del aislamiento depende de las características del aislamiento y en particular de la inclinación "B" mencionada en C2. El esfuerzo más crítico está dado por la componente de la tensión a la cual la característica es tangente al círculo propuesto como una simplificación para describir las sobretensiones. La figura C5 muestra que el esfuerzo más crítico no corresponde a la sobretensión representativa si la inclinación "B" es menor a 1. Así, la sobretensión representativa está dada por: 2 valor 2%: Vp2re = ---------------- [F1 Vp2 + F2 Ve2] (C1)

2 - 2 desviación: Spre = -------------- [F1 sp + F2 Se] (C2)

2 - 2 valor de truncación: Vptre = ------------------ [F1 Vpt + F2 Vet] (C3)

2 - donde:

Si B = 1, por ejemplo en los aislamientos internos y externos en la gama 1, la sobretensión representativa fase--fase es igual a la distribución de probabilidad de las sobretensiones fase-fase. Si B <1, la sobretensión representativa fase-fase varía entre las sobretensiones fase-fase para B = 1 y dos veces las sobretensiones fase-tierra para B = 0. REFERENCIAS [1] WG 33.02: Switching overvoltages in three-phase systems. Electra 64 (1979) 138-157. [2] WG 33.03: Switching impulse strength of phase-to-phase external insulation. Electra 64 (1979)

158-181. [3] EG 33.06: Design and testing of phase-to-phase insulation. Electra 64 (1979) 182-210. [4] Tf 33-03.03: The Influence of Non Standard Conditions on Switching Impulse Strength of

Phase-To-Phase Insulation. Electra 64 (1979) 211-230.

2

2

2

F 11 B

1 B; F

1 B

1 B21

2

2

2

= −+

+=

+

+−


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V+ . Componente de tensión positiva

V- . Componente de tensión negativa

FIGURA C1 - Configuración esquemática del aislamiento de fase-fase y fase tierra


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a) Componente positiva, 50% depende de la componente negativa

b) La tensión de flameo 50% total depende de . Intervalo a: Flameo de la terminal positiva a tierra. Intervalo b: Flameo entre terminales. Intervalo c: Flameo de la terminal negativa a tierra.

FIGURA C2 - Descripción de la tensión de flameo 50% al impulso por maniobra del aislamiento de fase a fase y fase a tierra.


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FIGURA C3 - Ángulo de inclinación de la característica del aislamiento de fase a fase en el intervalo b depende de la relación de distancia

de fase a fase D y de la altura H sobre el nivel de terreno


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1 : sobretensión en el instante de la sobretensión pico positivo de fase a tierra 2 : sobretensión en el instante de la sobretensión pico negativa de fase a tierra 3 : sobretensión en el instante de la sobretensión pico de fase a fase 4 : simplificación propuesta cubriendo todos los métodos

FIGURA C4 - Ejemplo de las curvas de sobretensión bivariables de fase a fase con densidad de probabilidad constante y tangentes dando los valores de 2 %


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1 : Círculo de la sobretensión simplificada dado por V, los valores de las sobretensiones

de fase a tierra Ve = V-e y por la probabilidad considerada de fase a fase.

2 : Flameo 50 % de la característica del aislamiento. R : Refuerzo de la sobretensión más crítica.

FIGURA C5 - Principios para la determinación de la sobretensión representativa fase a fase Vpre


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ANEXO D

TRANSFERENCIA DE SOBRETENSIONES

D1 General En algunos casos las tensiones y sobretensiones transferidas a través del transformador pueden ser decisivas cuando se diseña la protección contra sobretensiones del transformador. A tales casos pertenece por ejemplo un transformador, que tiene un interruptor común y protección junto con un generador o motor de alta capacidad. Casos especiales son los transformadores en los cuales un devanado es permanentemente o temporalmente desconectado de la red (debido por ejemplo a maniobras del interruptor). Las sobretensiones pueden ser transferidas a través del transformador de un devanado a otro. En ciertos casos la sobretensión también puede ser transferida entre las fases, lo cual puede incrementar el esfuerzo en una fase adyacente, que ya ha sido sometida a una sobretensión directa. Los problemas han sido experimentados, por ejemplo con la maniobra de un interruptor de vacío en un motor y con las sobretensiones originadas en una subestación en SF6 por operaciones de desconexión.

Las tensiones transferidas a los transformadores son principalmente sobretensiones de frente rápido o de frente lento. El modo de transferencia depende de la rapidez del cambio y del tipo de acoplamiento. En principio los modos de transferencia que se consideran son los siguientes: - Electrostática, por ejemplo, transferencia capacitiva. - Transferencia oscilatoria a través de oscilaciones naturales de los circuitos primario y/o

secundario del transformador (las capacitancias a tierra y autoinductancias de los devanados forman los circuitos de oscilación).

- Transferencia electromagnética normal, la cual depende principalmente de la relación

de vueltas, inductancia de dispersión e impedancia de carga del transformador. La componente oscilatoria es amortiguada y sobrepuesta en la componente electromagnética transferida. La componente oscilatoria generalmente es pequeña y de importancia secundaria, si no es amplificada por los efectos de resonancia. Por lo tanto, este mecanismo de transferencia no se considera en este documento. La sobretensión transferida usualmente tiene ambas componentes de transferencia capacitiva e inductiva, las cuales se sobreponen a la tensión a la frecuencia del sistema. La elevación de tensión eventual debida a una falla a tierra tiene que ser incluida en la tensión a la frecuencia del sistema. La componente transferida capacitivamente, típicamente dada en la gama de MHz, se presenta primero en la sobretensión transferida. La componente transferida inductivamente se presenta después de una capacitiva. Su cambio de forma y amplitud en el tiempo debido a la distribución de la tensión a lo largo del devanado primario depende del tiempo. Un caso especial de transferencia de sobretensión es la elevación de potencial del neutro transferida capacitivamente durante fallas a tierra y otros eventos asimétricos en transformadores, donde la relación de vueltas entre los devanados de alta y baja tensión es excepcionalmente grande (por ejemplo transformadores de generador o un transformador con devanado terciario) y donde la capacitancia del lado de baja tensión es pequeña.

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La magnitud de las tensiones transferidas depende de la construcción del transformador (especialmente la construcción de los devanados disco, entrelaminado, etc., y su orden alrededor de las piernas del núcleo, así como las inductancias de dispersión; devanado de amortiguamiento, capacitancia del transformador, relación de vueltas (transformación) grupo vector, conexión a la red. etc. También juega un papel importante la forma de sobretensión incidente. Algunos de los factores de construcción que influyen en la magnitud de la sobretensión transferida resultan difíciles de calcular. Por lo tanto, el método más práctico para obtener una estimación cuantitativa de las magnitudes de las sobretensiones es la medición de ellas por ejemplo, la medición con un generador de pulsos recurrentes de baja tensión. A continuación se explican solamente los modos más importantes de transferencia de sobretensiones a través de los transformadores. Las ecuaciones presentadas pueden ser usadas sólo en una estimación burda de las magnitudes de la sobretensión. Los términos primario y secundario están usados independientemente del número de devanados y de la dirección normal de la transmisión de potencia, por lo tanto las sobretensiones llegan en el devanado primario y son transferidas al secundario. D2 Sobretensiones Temporales Transferidas La asimetría de la tensión primaria de fase a tierra puede causar sobretensiones de fase a tierra en el lado secundario, si éste está con neutro aislado y tiene una remarcada tensión nominal baja con respecto al devanado primario. La razón más común para la asimetría de tensión es la falla a tierra. La magnitud de la sobretensión temporal transferida depende de la tensión primaria durante la falla a tierra, de la relación de la capacitancia del transformador y de la conexión eventual de capacitores adicionales en el lado secundario. La sobretensión de fase a tierra puede ser calculada de:

(D1)

V2e = Sobretensión secundaria causada por la falla a tierra en el primario.

V1e = Tensión en el neutro del devanado primario durante la falla a tierra (tensión temporal o de frente

lento). V2N/ 3 = Tensión de fase a tierra nominal en el lado secundario.

C12 = Capacitancia entre los devanados primario y secundario.

C2 = Capacitancia de fase a tierra del devanado secundario y equipos conectados a él.

Los valores de capacitancia necesarios son obtenidos de los protocolos de pruebas de rutina del transformador. Las sobretensiones muy elevadas pueden ocurrir si la capacitancia de fase a tierra del devanado secundario es baja. Por ejemplo, las tensiones de aguante a la frecuencia del sistema normalizadas pueden ser excedidas en el caso de transformadores de 110 kV si la tensión secundaria nominal es de 10 kV o menos. Otro caso que conduce a sobretensiones muy elevadas transferidas capacitivamente es cuando el devanado secundario con neutro aislado esta totalmente desconectado de la red durante la falla a tierra en el lado primario.

VC

C CV

V

32e

12

12 2

2e

2N

+


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La magnitud de estas sobretensiones puede ser reducida con la ayuda de capacitancias adicionales, las cuales son conectadas de fase a tierra en todas las fases del lado secundario. A menudo un capacitor de 0.1 µf es suficiente. D3 Sobretensiones Transferidas Capacitivamente Las sobretensiones transferidas capacitivamente generalmente sólo son críticas cuando se transfieren del lado de alta tensión al lado de baja tensión. La sobretensión transferida capacitivamente puede originarse de la elevación de potencial del devanado primario causada por la presencia de las sobretensiones de frente rápido o frente lento. Ellas se transfieren al secundario a través de la capacitancia del devanado como en el caso de tensiones primarias desbalanceadas, pero una diferencia importante se causa por el hecho de que en el caso de rápidas variaciones de tensión primaria, sólo las partes de! devanado próximas a las terminales intervienen en la transferencia de la sobretensión. Por lo tanto, para un caso general las capacitancias distribuidas de manera natural han sido tomadas en cuenta, en la cual puede tomar lugar al considerar la capacitancia característica del transformador que se calcula por las capacitancias serie distribuidas a lo largo del devanado y a tierra (Cs, y Ce, respectivamente)

con:

(D2)

El valor Ce puede ser medido, pero el valor Cs tiene que ser estimado en base a la construcción de los devanados.

Por lo tanto, sólo el fabricante puede dar el valor de la capacitancia Cs.

Las capacitancias de sobretensión forman un divisor capacitivo, figura D1, el cual puede ser usado burdamente en la estimación de la magnitud de las sobretensiones transferidas capacitivamente. Cuando el efecto de la tensión a la frecuencia del sistema es encontrado, la tensión pico inicial resultante en el lado secundario abierto, está dada por: V2 = g . h . V1

donde: C1iN

g = ______________ = Relación del divisor (D3) C1iN . C3iN

h = Factor para la tensión a la frecuencia del sistema. La relación del divisor g puede tener un valor de 0 a 0.4. El valor del factor h depende del tipo de esfuerzo de tensión. En el caso de las tensiones de frente lento es correcto considerar h = 1, pero en el caso de las tensiones de frente rápido valores de h > 1 deben ser usados. Para transformadores conectados en estrella-delta o delta-estrella el valor aproximado de h = 1 .15 es adecuado, pero en el caso de transformadores conectados en estrella/estrella o delta/delta pueden usarse valores ligeramente menores (1.05....1.1). El valor V, puede ser por ejemplo, en el caso de sobretensiones de frente rápido, el nivel de protección del apartarrayos conectado en el lado primario o en el caso de sobretensiones de frente lento, el valor pico de la tensión de fase a tierra (considerando que el apartarrayos no opera).

C C . Cin s e=


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Las magnitudes de las sobretensiones transferidas capacitivamente son amortiguadas debido a las pérdidas en los devanados. Este efecto, así como la carga conectada al transformador, reduce efectivamente la magnitud de las descargas capacitivas establecidas. Usualmente estos picos de sobretensiones son críticos sólo en el caso de transformadores reductores con gran relación de transformación y cuando sólo una capacitancia pequeña es conectada al secundario. Situaciones críticas pueden surgir si la llegada de la sobretensión es escarpada o cortada. Los apartarrayos conectados al secundario limitan efectivamente las magnitudes de las tensiones transferidas capacitivamente; la protección puede ser mejorada con capacitores adicionales, especialmente en el caso de equipos que no toleran tensiones con frentes demasiados rápidos (por ejemplo generadores y motores) o si la relación capacitiva del transformador no es favorable porque de otra manera, el apartarrayos en el lado secundario opera frecuentemente. D4 Sobretensiones Transferidas Inductivamente La transferencia inductiva de sobretensiones es generalmente el modo más importante de transferir y se presenta en forma moderada de cambios de tensión. Usualmente una sobretensión transferida inductivamente está asociada con el comportamiento del transitorio de las tensiones y las corrientes en el devanado primario cuando las distribuciones iniciales están cambiando oscilatoriamente hacia el final de las distribuciones de tensión y corriente. Esto quiere decir que la sobretensión transferida está compuesta de varias componentes, las cuales oscilan con diferentes frecuencias. En este modo de transferir el transformador opera esencialmente de manera normal y convencional a los métodos a la frecuencia del sistema aplicada en el análisis de las magnitudes y formas de las sobretensiones. Consecuentemente, la derivación de circuitos equivalentes y ecuaciones para las componentes de la tensión es muy fácil, pero por otro lado la determinación de los valores de los parámetros del transformador es complicada. Por lo tanto, muchas veces sólo se usan ecuaciones simples de aproximación para la determinación de las magnitudes de la sobretensión. Consecuentemente, las mediciones directas pueden dar información más precisa en las magnitudes de las sobretensiones transferidas inductivamente. Las magnitudes de las sobretensiones transferidas inductivamente dependen de la magnitud de la tensión primaria incluyendo la operación del apartarrayos), la duración de la llegada de la sobretensión, las propiedades del transformador (número de devanados y su relación de vueltas, impedancia de corto circuito, grupo vector), impedancias de las líneas conectadas al secundario así como en las cargas. La sobretensión inducida en el secundario del transformador es estimada a menudo con la ayuda de: V2 = h . q . j . w . V1 / W (D4)

donde: h = factor definido en la ecuación D3

q = factor de respuesta del circuito secundario a la sobretensión transferida. j = factor dependiente de !a conexión de los devanados. w = relación de vueltas o tensión del transformador.

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El factor de respuesta "q" está básicamente determinando la amplitud de la oscilación. La magnitud de "q" depende de la inductancia de dispersión del devanado secundario, de la carga conectada a él, así como del intervalo de elevación de la llegada de la sobretensión. Usualmente, también el orden de enrrollamiento de los devanados en las piernas del núcleo influye (reduciendo el valor de "q" al igual que la carga en otros devanados) y hace difícil la predeterminación de "q". En algunos casos se dan valores para ilustrar la situación cuando se trata de transformadores con devanados de disco. Los fabricantes deberán ser consultados en el caso de transformadores con otro tipo de devanados. Si el transformador se conecta a una línea aérea sin carga apreciable el valor q varía para sobretensiones de frente rápido de 0.3 a 1.3 cuando la tensión nominal del devanado secundario es desde 245 a 36 kV, respectivamente. Para sobretensiones de maniobra en un sistema similar sin carga apreciable al valor usual es q < 1.8. Si el transformador se conecta a un cable, los valores usuales son q < 1,0 para sobretensiones de frente rápido y lento. Claramente valores mayores de q pueden resultar en el caso de un transformador de tres devanados, aún cuando se han registrado valores de 1.7 a 2.0. Los valores de j para una sobretensión en una sola fase y para sobretensiones iguales de polaridad opuesta en dos fases se muestran en la figura D2 para ocho diferentes conexiones trifásicas del transformador. La figura está basada en la suposición de que la relación de la tensión del sistema es unitaria. Las sobretensiones transferidas inductivamente del devanado de alta tensión al de baja tensión pueden ser críticas si: - El devanado de tensión secundaria no esta conectado a la red. - El devanado secundario tiene una tensión nominal baja pero una potencia nominal alta

(por ejemplo un transformador de generador). - El devanado es el terciario de un transformador de tres devanados. La sobretensión transferida inductivamente puede ser peligrosa para el aislamiento de fase a fase del secundario conectado en delta a través de todas las terminales del transformador equipadas con apartarrayos conectados entre las fases y tierra. Por lo tanto, también apartarrayos conectados entre fases puede ser necesarios. Las altas sobretensiones pueden ocurrir cuando la sobretensión es transferida del devanado de baja tensión al de alta tensión, especialmente si la elevación de tensión es causada por resonancia. La protección entre fases y tierra así como entre fases debe estudiarse caso por caso. Necesariamente la información deberá ser requerida del fabricante del transformador. Los apartarrayos conectados entre todas las fases y tierra y también entre fases (cuando se necesitan por ejemplo transformadores conectados en estrella/delta) dan normalmente una protección adecuada. La adición de capacitores no siempre reduce las sobretensiones transferidas inductivamente. DOCUMENTO EN PERIO


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Figura D1 - Distribución de capacitancias de los devanados de un transformador y el circuito equivalente que describe los devanados DOCUMENTO EN PERIO


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ANEXO E

MÉTODO ESTADÍSTICO PARA SOBRETENSIONES POR RAYO E1 Determinación de la Distancia Límite Protección por apartarrayos. Cuando los apartarrayos están presentes en la subestación el funcionamiento de su protección depende principalmente del escarpado de las sobretensiones incidentes. Cuando este escarpado es determinado principalmente por la deformación corona durante el viaje de la sobretensión desde el punto incidente a la subestación, una estimación conservadora para la distancia es:

2 T Xp = -------- ------------------- (E1 ) n K (Vcw - Vp1 )

donde: n: Número de líneas conectadas a la subestación (Si torres multicircuitos y flameos inversos en

sistemas dobles, se tienen que tomar en cuenta se recomienda dividir el número entre 2). Vcw: La tensión de aguante para coordinación de la subestación.

Vp1: Nivel de protección contra rayos del apartarrayos.

T: Tiempo más largo del viaje entre cualquier punto en la subestación al apartarrayos más

cercano. K: Constante de amortiguamiento del efecto corona de acuerdo a la tabla E1. Subestaciones autoprotegidas. La autoprotección de la subestación existe cuando una sobretensión por rayo incidiendo en la subestación desde la línea aérea es disminuida por abajo de la tensión de aguante para coordinación por las reflexiones en la misma subestación sin alguna acción del apartarrayos. Si el requerimiento fundamental es que el número de líneas conectadas a la subestación sea suficientemente grande; el número necesario de líneas puede ser estimado por:

V-50

n > 4 ----------- 1 (E2) Vcw

donde: n: Número de líneas aéreas.


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V-50 : tensión de flameo al impulso por rayo con 50 % de probabilidad de que ocurra un flameo

del aislamiento de la línea, polaridad negativa.

Vcw: Tensión de aguante para coordinación.

Además, la onda incidente puede no causar grandes sobretensiones antes de que las reflexiones de las líneas adicionales actúen para disminuirlas Este requerimiento es totalmente llevado a cabo si el escarpado de la sobretensión incidente es pequeño debido a efectos del amortiguamiento por efecto corona sobre la línea tal que la subestación puede ser considerada como elemento concentrado. Esto puede ser considerado como válido, cuando en el punto donde incide el rayo la sobretensión está más allá de la distancia límite.

T X = 4 ------------- (E3) K Vcw

T: Tiempo de viaje al punto más distante de la barra de la subestación. Se presenta un efecto de autoprotección apreciable en caso de subestaciones en SF6 conectadas a la

subestación, por lo cual las reflexiones en la entrada de la línea disminuyen la sobretensión por abajo del valor permitido Este puede ser considerado como válido si:

6Zs

Vcw > ---------------- V-50 (E4)

Zs + ZL

Zs : Impedancia característica de la subestación.

ZL : Impedancia característica de la línea aérea.

Sin embargo, la distancia del punto de incidencia del rayo a la entrada de la subestación puede no ser tan pequeña tal que la reflexión de la subestación causa corrientes del rayo siendo convertidas a la subestación y una distancia límite de X = 1, espacio para fallas de blindaje X = 2, torres para flameos inversos es aplicable. E2 Eventos por Rayo Dentro de Esta distancia límite El número de los eventos de rayos "penetraciones de blindaje" o "flameo inverso" dentro de la distancia límite puede determinarse de acuerdo a los procedimientos publicados por los grupos del CIGRE o IEEE. Cuando cada uno de estos índices es menor que los índices deseados, los equipos están suficientemente protegidos. E3 Diseño de Ondas Incidentes Para los eventos, para los cuales el índice es mayor que el índice deseado, se recomienda determinar una sobretensión incidente representativa.


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Penetración del blindaje. La corriente de rayo por la onda incidente se determina a partir del índice de penetración del blindaje, dentro de la distancia límite y la probabilidad de ser excedido.

R a F(l) = F (Im) + ----------- (E5) Rp

donde:

F (Im): Probabilidad de corriente de rayo correspondiente a la máxima corriente del blindaje. Ra : Índice de diseño. Rp: Índice de penetración de blindaje dentro de la distancia límite.

NOTA El índice de penetración del blindaje puede obtenerse del índice de flameo por falla del blindaje.

Rsf Rp = ------------------------- (E6) F(lcr) - F (Im)

donde:

Rst: Índice de flameo por falla del blindaje.

F(lcr): Probabilidad correspondiente a la corriente que causa el flameo de aislamiento de la línea en polaridad negativa.

Las corrientes correspondientes a las probabilidades pueden obtenerse a partir de la distribución probabilística de la corriente del rayo en el intervalo de falla del blindaje, de acuerdo a la literatura. La incidencia de la onda de sobretensión se determina con:

1 Vl = --------- (ZL ) (I) (E7)

2 Su pendiente puede suponerse que corresponde a:

2 s = ----------- (E8) KXT

con:

1 XT = ------- Xp

4 Xp distancia límite de acuerdo a E1


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La onda de tensión incidente se usa para realizar un cálculo de la onda viajera dentro de la subestación. Flameo inverso La corriente de rayo que determina la onda incidente de diseño a partir del número de descargas a la torre de la línea aérea e hilos de guarda, dentro de la distancia límite y la probabilidad para ser excedida es:

Ra F(l) = ____ (E9) Rf

donde: Ra : Índice de diseño. Rf : Índice de flameos de la línea, dentro de la distancia límite. La tensión creada en la impedancia al pie de la torre por esta corriente se determina por su tiempo de respuesta la corriente asociada. Cuando la extensión del pie de la torre está dentro de un radio de 30 m, el tiempo de respuesta puede ignorarse y la impedancia al pie de la torre esta dada por la ecuación:

(E10)

R1c : Resistencia de baja corriente lg : Corriente límite La corriente límite representa la ionización del suelo:

1 E0 p

Ig = ______ ____ (E11)

2 R21c

p) : Resistividad del suelo. E0: Gradiente de ionización del suelo = 400 kV/m

La amplitud de la onda incidente de diseño, está dada como:

(E12)

Cf : Factor de acoplamiento entre el hilo de tierra y el conductor de fase.

Los valores típicos son Cf = 0.15 para líneas de un solo hilo y Cf = 0.35 para líneas con dos conductores a tierra.

RR

1 l / lhc

1C

g

=+

V(1- C ) R l

1 l / ll

f 1C

g

=+


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Si se presentan amplitudes mayores que 1.6 veces la tensión de flameo negativa del aislamiento de la línea se podría usar una onda incidente con esta amplitud. La onda incidente de diseño tiene una cola exponencialmente decreciente de con una constante de tiempo.

ZE..... Lsp

= ------- ------- (E13) R1c C

donde: ZE : Impedancia característica del conductor hilo a tierra. Los valores típicos son 500 ohms

para cada conductor y 750 ohms para dos conductores a tierra. Lsp: Longitud del claro.

C: Velocidad de la luz. Ésta cual tiene un incremento lineal en el frente con una pendiente:

2 s = -------- (E14) K XT

con:

1 XT = ------ Kp

4 Kp: distancia límite de acuerdo a E1 Para el cálculo de ondas viajeras en la subestación se considera un conductor simple de longitud XT y se conecta

una impedancia característica de los conductores de fase a la subestación. Se coloca una fuente de tensión con la impedancia interna de la resistencia de baja corriente R1c al pie de la torre al final del conductor. Ésta produce

una tensión con los parámetros de la forma de onda incidente. Si la amplitud de la onda incidente es mayor de 1.6 veces la tensión de impulso por rayo positiva que tiene una probabilidad de 50 % de flameo las simplificaciones no podrán aplicarse y se recomiendan estudios más cuidadosos lo mismo se aplica para extensiones al pie de la torre mayores de 30 m de radio.

TABLA E1 - Constante K de amortiguamiento por efecto corona

Conductor K µs/KVm

1 conductor 1.5 x 10-6 Doble conductor 1.0 x 10-6

3 o 4 conductores 0.6 x 10-6 6 u 8 conductores 0.4 x 10-6


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ANEXO F

DISTANCIAS EN AIRE PARA ASEGURAR UNA TENSIÓN DE AGUANTE DE IMPULSO ESPECIFICADA EN UNA INSTALACIÓN

En instalaciones completas (por ejemplo subestaciones) las cuales no pueden probarse en conjunto, es necesario asegurar que la resistencia dieléctrica sea la adecuada. Las tensiones de aguante de impulso por maniobra y rayo en aire en condiciones atmosféricas estándar pueden ser iguales o mayores que las tensiones de aguante por rayo y maniobra especificadas en esta norma. Siguiendo este principio, se han determinado distancias mínimas para diferentes configuraciones de electrodos; estas distancias cumplen únicamente los requisitos de coordinación de aislamiento. Para requisitos de seguridad pueden necesitarse distancias mayores. Las tablas F1, F2 y F3 son adecuadas para aplicación general; proporcionan distancias mínimas asegurando el nivel de aislamiento especificado. Estas distancias pueden ser menores, si se ha demostrado con pruebas en configuraciones existentes o similares que las tensiones de aguante nominales requeridas se cumplen, tomando en cuenta todas las condiciones ambientales relevantes que puedan crear irregularidades relevantes sobre la superficie de los electrodos, por ejemplo lluvia o contaminación. Las distancias son por lo tanto no aplicables a equipos que tienen pruebas prototipo de impulso incluidas en la especificación, ya que las distancias mandatorias pueden restringir el diseño del equipo, incrementando su costo e impidiendo el progreso. Las distancias pueden ser también menores, donde ha sido confirmado por experiencia de operación que las sobretensiones son más bajas que las esperadas en la selección de las tensiones de aguante nominales o que la configuración de electrodos es más favorable que la considerada para las distancias recomendables. La tabla F1 correlaciona las distancias mínimas en aire para configuraciones desfavorables para la tensión de aguante nominal de impulso por rayo. Se aplican a para distancias de fase a tierra, así como para distancias entre fases. La tabla F2 correlaciona las distancias mínimas en aire para configuraciones de electrodos del tipo "conductor-estructura" y "punta-estructura" con la tensión de aguante nominal de impulso por maniobra de fase a tierra. La configuración "punta-estructura" es la peor configuración de electrodos normalmente encontrada en la práctica. La configuración "conductor-estructura" cubre una gama de configuraciones normalmente usadas. La tabla F3 correlaciona las distancias mínimas en aire para configuraciones de electrodos del tipo "conductor-conductor" y "punta-conductor" con la tensión de aguante nominal de impulso por maniobra de fase a fase. La asimetría de la configuración "punta-conductor" cubre todas las configuraciones simétricas con formas similares de electrodos en las dos fases. Las distancias en aire aplicables en servicio se determina de acuerdo a las siguientes reglas: a) Categoría 1:

Las distancias en aire fase a tierra y fase a fase, se determinan de la tabla F1 para la tensión de aguante nominal de impulso por rayo. La tensión de aguante nominal de corta duración a la frecuencia del sistema se puede despreciar cuando la relación de las tensiones de aguante de impulso por rayo y de corta duración a la frecuencia del sistema es mayor de 1,7.


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b) Categoría 2:

La distancia de fase a tierra es el valor que resulte mayor entre las distancias determinadas de la tabla F1 para la tensión de aguante de impulso por rayo y de la tabla F2 para la de maniobra. La distancia de fase a fase es el valor mayor de las distancias determinadas de la tabla F1 para la tensión de aguante nominal de impulso por rayo y de la tabla F3 para la tensión de aguante normalizada por impulso de maniobra. Los valores son válidos para las altitudes tomadas en consideración en la determinación de las tensiones de aguante requeridas (véase cláusula 3.3.3.2). Las distancias necesarias para soportar las tensiones de aguante de impulso por rayo para aislamiento longitudinal en la categoría ll pueden obtenerse agregando 0.7 veces la tensión de operación pico fase-tierra al valor normalizado y dividiendo la suma entre 500 kV/m. Las distancias necesarias para la tensión de aguante de impulso por maniobra longitudinal en la categoría ll son menores que el valor fase-fase correspondiente. Estas distancias sólo se dan para aparatos de prueba prototipo por lo que no se presentan en esta guía.

TABLA F1 - Relación entre las tensiones de aguante nominales de impulso por rayo

(NBAI) kV fase-tierra y fase-fase con las distancias mínimas en aire

Tensión de aguante nominal de impulso por rayo (NBAI) Distancia mínima en aire

(KV) (m)

20 0.060 40 0.060 60 0.090 75 0.120 95 0.160 110 0.167 125 0.220 150 0.300 200 0.380 250 0.480 325 0.630 350 0.680 450 0.900 550 1.100 650 1.300 750 1.500 850 1.700 900 1.800 950 1.900

1 050 2.100 1 175 2.350 1 300 2.600 1 425 2.850

NOTA: Los valores de esta tabla están referidos a condiciones atmosféricas de referencia normalizadas.

La tensión de aguante nominal de impulso por rayo fase-fase es el mismo valor que la de fase-tierra.


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TABLA F2 - Relación entre las tensiones de aguante nominal de impulso por maniobra

fase-tierra con las distancias mínimas en aire

Distancia mínima fase-tierra

Tensión de aguante Conductor estructura Punta estructura

(m) (m)

750 1.6 1.9

850 1.8 2.4

950 2.2 2.9

1050 2.6 3.4

1175 3.1 4.1

1300 3.6 4.8

1425 4.2 5.6

TABLA F3 - Relación entre las tensiones de aguante de impulso por

maniobra y distancias mínimas en aire fase-fase

Tensión de aguante de impulso por maniobra Distancia mínima fase-tierra

fase-tierra relación entre el fase-fase Conductor Punta

(kV) valor fase-fase y (kV) conductor conductor

fase-tierra (m) (m)

750 1.5 1 125 2.3 2.6

850 1.5 1 275 2.6 3.1

850 1.6 1 360 2.9 3.4

950 1.5 1 425 3.1 3.6

950 1.7 1 615 3.7 4.3

1 050 1.5 1 575 3.6 4.2

1 050 1.6 1 680 3.9 4.6

1 175 1.5 1 763 4.2 5.0

1 300 1.7 2 210 6.1 7.4

1 425 1.7 2 423 7.2 9.0

1 550 1.6 2 480 7.6 9.4


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ANEXO G

LISTA DE SÍMBOLOS a1 LONGITUD DE LA CONEXIÓN DE ALTA TENSIÓN DEL APARTARRAYO.

a2 LONGITUD DE LA CONEXIÓN A TIERRA DEL APARTARRAYO.

A REPRESENTACIÓN DEL VALOR DE TENSIÓN PARA LA SEVERIDAD ATMOSFÉRICA DE UNA

LÍNEA AÉREA CONECTADA A UN EQUIPO. b0 PRESIÓN ATMOSFÉRICA ESTÁNDAR DEL AIRE.

b PRESIÓN ATMOSFÉRICA DEL AIRE. B FACTOR QUE DESCRIBE LAS CARACTERÍSTlCAS DE FLAMEO DEL AISLAMIENTO FASE-

FASE. c VELOCIDAD DE LA LUZ. cf FACTOR DE ACOPLAMIENTO DE TENSIONES ENTRE CABLE DE GUARDA Y FASE DE LÍNEAS

AÉREAS. Ce CAPACITANCIA DE LOS DEVANADOS A TIERRA.

Cs CAPACITANCIA SERIE DE LOS DEVANADOS.

C2 CAPACITANCIA FASE TIERRA DE LOS DEVANADOS SECUNDARIOS DEL TRANSFORMADOR.

C12 CAPACITANCIA ENTRE LOS DEVANADOS PRIMARIO Y SECUNDARIO DEL

TRANSFORMADOR. C1in CAPACITANCIAS DE ENTRADA EQUIVALENTES DE LAS TERMINALES DE

TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS. C2in

C3in

E0 GRADIENTE DE IONIZACIÓN DEL SUELO.

f DENSIDAD DE PROBABILIDAD DE SOBRETENSIONES. F DISTRIBUCIÓN DE PROBABILIDAD ACUMULADA DE SOBRETENSIONES. g RELAClÓN DE LOS DISTURBIOS TRANSFERIDOS CAPACITIVAMENTE. h FACTOR DE LA TENSIÓN DEL SISTEMA PARA DISTURBIOS TRANSFERIDOS

CAPACITIVAMENTE.


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H ALTITUD SOBRE EL NIVEL DEL MAR. I AMPLITUD DE CORRIENTE. lg CORRIENTE LÍMlTE REPRESENTATIVA PARA LA IONIZACIÓN DEL SUELO AL PIE DE LA

TORRE. j FACTOR DE DEVANADO PARA DISTURBIOS TRANSFERIDOS INDUCTIVAMENTE EN

TRANSFORMADORES. k FACTOR DE FALLA A TIERRA. K COEFICIENTE DE ATENUACIÓN DE LA PENDIENTE DEBIDA A LA CORONA. Ka FACTOR DE CORRECCIÓN ATMOSFÉRICA.

Kc FACTOR DE COORDINACIÓN.

Kcd FACTOR DE COORDINACIÓN DETERMINÍSTICO.

Kcs FACTOR DE COORDINACIÓN ESTADÍSTlCO.

Kt FACTOR DE CONVERSIÓN DE PRUEBA.

Ks FACTOR DE SEGURIDAD.

1 LONGITUD GEOMÉTRICA DEL CONDUCTOR DE FASE ENTRE EL APARTARRAYO Y EL

EQUIPO PROTEGIDO. 1A LONGITUD DE LA PARTE ACTIVA DEL APARTARRAYO.

L DISTANCIA ENTRE APARTARRAYO Y EQUIPO PROTEGIDO. Lsp LONGITUD DEL CLARO.

Lig LONGITUD DE LA LÍNEA AÉREA CON EL ÍNDlCE DE SALIDAS POR RAYO IGUAL AL ÍNDlCE DE

FALLAS ACEPTABLE. m EXPONENTE EN LA CORRECCIÓN ATMOSFÉRICA DEL AGUANTE DEL AISLAMIENTO

EXTERNO. M NÚMERO DE AISLAMIENTOS ESFORZADOS SIMULTÁNEAMENTE POR UNA SOBRETENSIÓN. n NÚMERO DE LÍNEAS AÉREAS CONECTADO A UNA SUBESTACIÓN. N NÚMERO DE DESVIACIONES CONVENCIONALES ENTRE LA TENSIÓN DE FLAMEO DEL 50 %

Y 0 % DEL AISLAMIENTO AUTORECUPERABLE. P PROBABILIDAD DE DESCARGA ACUMULADA.


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q FACTOR DE RESPUESTA DE LOS DEVANADOS DEL TRANSFORMADOR PARA DISTURBIOS

TRANSFERIDOS INDUCTlVAMENTE. r ÍNDlCE DE SALlDA DE UNA LÍNEA AÉREA POR UNIDAD DE LONGITUD Y AÑO. R RIESGO DE FALLA. Ra ÍNDlCE ACEPTABLE DE FALLA ANUAL.

Rl ÍNDICE DE FLAMEO POR AÑO DE LÍNEAS AÉREAS.

RU RADIO DE UN CÍRCULO PARA DESCRIBIR LAS SOBRETENSIONES DE FRENTE LENTO

FASE-FASE-TIERRA TENSIONES. Rp ÍNDlCE DE PENETRACIÓN DEL BLINDAJE POR AÑO PARA LÍNEAS AÉREAS.

Rsf ÍNDICE DE FLAMEO DE FALLAS DE BLINDAJE POR AÑO PARA LÍNEAS AÉREAS.

R0 RESISTENCIA DE SECUENCIA CERO.

R1 RESISTENCIA DE SECUENCIA POSITIVA.

R2 RESISTENCIA DE SECUENCIA NEGATIVA.

R1c VALOR DE BAJA CORRIENTE DE UNA RESISTENCIA AL PIE DE LA TORRE.

Rhc VALOR DE CORRIENTE ELEVADO DE UNA RESISTENCIA AL PIE DE LA TORRE.

Se DESVIACIÓN ESTÁNDAR DE LAS SOBRETENSIONES DE FRENTE LENTO DE FASE A TIERRA.

sp DESVIACIÓN ESTÁNDAR DE LAS SOBRETENSIONES DE FRENTE LENTO ENTRE FASES.

S PENDIENTE DE LA ONDA VIAJERA DEL RAYO QUE ENTRA A LA SUBESTACIÓN. T TIEMPO DE VIAJE. V AMPLlTUD DE TENSIÓN. V50 TENSIÓN DE FLAMEO 50 % DEL AISLAMIENTO AUTORRECUPERABLE.

V16 TENSlÓN DE FLAMEO 16 % DEL AISLAMIENTO AUTORRECUPERABLE.

V10 TENSIÓN DE AGUANTE DEL AISLAMIENTO AUTORRECUPERABLE.

V0 TENSIÓN DE FLAMEO DE PROBABILIDAD CERO (TRUNCACIÓN) DEL AISLAMIENTO

AUTORECUPERABLE. V50M TENSIÓN DE FLAMEO 50 % DE M AISLAMIENTOS AUTORRECUPERABLES EN PARALELO.


E ENTRADA EN VIGOR


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Vrp AMPLITUD DE LA SOBRETENSIÓN REPRESENTATIVA.

Vcw TENSIÓN DE AGUANTE DE COORDINACIÓN DEL EQUIPO.

Vrw TENSIÓN DE AGUANTE REQUERIDA DEL EQUIPO.

Vw TENSIÓN DE AGUANTE NORMALIZADA DEL EQUIPO.

Vm TENSIÓN MÁXIMA DEL EQUIPO.

Ve AMPLITUD DE LA SOBRETENSIÓN DE FASE A TIERRA.

Vt TENSIÓN DE TRUNCACIÓN DE LAS AMPLITUDES DE LAS SOBRETENSIONES.

Ve VALOR MEDIO (50 %) DE LAS AMPLITUDES DE LAS SOBRETENSIONES FASE A TIERRA.

Ve2 VALOR 2 % DE LAS AMPLITUDES DE LAS SOBRETENSIONES FASE A TIERRA.

Vet VALOR DE TRUNCACIÓN DE LAS AMPLITUDES DE LA SOBRETENSIÓN DE FASE A TIERRA.

Vp AMPLITUD DE LA SOBRETENSIÓN FASE-FASE.

Vp2 VALOR 2 % DE LAS AMPLITUDES DE LAS SOBRETENSIONES FASE-FASE.

Vpt VALOR DE TRUNCACIÓN DE LAS AMPLITUDES DE LA SOBRETENSIÓN FASE-FASE.

Vps NIVEL DE PROTECCIÓN AL IMPULSO DE MANIOBRA DE UN APARTARRAYO.

Vp1 NIVEL DE PROTECCIÓN AL IMPULSO POR RAYO DE UN APARTARRAYO.

V + COMPONENTE DE IMPULSO DE MANIOBRA POSITIVA EN UNA PRUEBA DE AISLAMIENTO

FASE-FASE. V- COMPONENTE DEL IMPULSO DE MANIOBRA NEGATIVA DE UNA PRUEBA DE AISLAMIENTO

FASE-FASE. V+O VALOR DE TENSIÓN QUE DESCRIBE LA CARACTERÍSTlCA DE FLAMEO DEL AISLAMIENTO

FASE-FASE. Vc+ CENTRO POSITIVO DE UN CÍRCULO QUE DESCRIBE LAS SOBRETENSIONES DE FRENTE

LENTO FASE-FASE-TIERRA. Vc CENTRO NEGATIVO DE UN CÍRCULO QUE DESCRIBE LAS SOBRETENSIONES DE FRENTE

LENTO FASE-FASE-TIERRA. V1 SOBRETENSIÓN EN EL DEVANADO PRIMARIO DEL TRANSFORMADOR TRANSFERIDA AL

DEVANADO SECUNDARIO. V2 SOBRETENSIÓN EN EL DEVANADO SECUNDARIO DE LOS TRANSFORMADORES

TRANSFERIDA DESDE EL DEVANADO PRIMARIO.


E ENTRADA EN VIGOR


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V1e SOBRETENSIÓN TEMPORAL A TIERRA EN EL NEUTRO DEL DEVANADO PRIMARIO DEL

TRANSFORMADOR. V2 SOBRETENSIÓN TEMPORAL A TIERRA EN EL DEVANADO SECUNDARIO DEL

V2N TENSIÓN NOMINAL DEL DEVANADO SECUNDARIO DEL TRANSFORMADOR.

a RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN DE LOS TRANSFORMADORES. X0 REACTANCIA DE SECUENCIA CERO.

X1 REACTANCIA DE SECUENCIA POSITIVA.

X2 REACTANCIA DE SECUENCIA NEGATIVA.

Xp DISTANCIA LÍMITE DE LA LÍNEA AÉREA, DENTRO DE LA CUAL SE TIENEN QUE CONSIDERAR

LAS DESCARGAS ATMOSFÉRICAS. XT LONGITUD DE LA LÍNEA AÉREA PARA USARSE EN LOS CÁLCULOS SIMPLIFICADOS DE LAS

SOBRETENSIONES ATMOSFÉRICAS. z DESVIACIÓN CONVENCIONAL DE UNA TENSIÓN DE DESCARGA DISRUPTIVA DE UN

AISLAMIENTO AUTORRECUPERABLE. zM DESVIACIÓN CONVENCIONAL DE UNA TENSIÓN DE DESCARGA DISRUPTIVA DE M

AISLAMIENTOS EN PARALELO. Z VALOR DE TENSIÓN NORMALIZADO EN UNA DISTRIBUCIÓN WEIBULL DE LA PROBABILIDAD

DE FLAMEO DE UN AISLAMIENTO AUTORRECUPERABLE. ZM VALOR DE TENSIÓN NORMALIZADO EN UNA DISTRIBUCIÓN WEIBULL DE LA PROBABILIDAD

FLAMEO DE M AISLAMIENTOS AUTORRECUPERABLES EN PARALELO. Ze IMPEDANCIA CARACTERÍSTICA DEL CABLE DE GUARDA.

Z1 IMPEDANCIA CARACTERÍSTICA DEL CONDUCTOR DE FASE DE LA LÍNEA AÉREA.

Zs IMPEDANCIA CARACTERÍSTICA DEL CONDUCTOR DE FASE DE LA SUBESTACIÓN.

Z0 IMPEDANCIA DE SECUENCIA CERO.

Z1 IMPEDANCIA DE SECUENCIA POSITIVA.

Z2 IMPEDANCIA DE SECUENCIA NEGATIVA.

RELACIÓN DE LA COMPONENTE DE IMPULSO DE MANIOBRA NEGATIVA A LA SUMA DE AMBAS COMPONENTES EN UNA PRUEBA DE AISLAMIENTO FASE-FASE.

DOCUMENTO EN PERIO


OR


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PARÁMETRO DE ESCALA DE UNA FUNCIÓN DE PROBABILIDAD DE WEIBULL.

PARÁMETRO DE FORMA DE UNA FUNCIÓN DE PROBABILIDAD WEIBULL.

VALOR DE TRUNCACIÓN DE UNA FUNCIÓN DE PROBABILIDAD DE WEIBULL.

ANGULO DE INCLINACIÓN DE UNA CARACTERÍSTlCA DEL AISLAMIENTO FASE-FASE.

RESISTIVIDAD DEL SUELO.

CONSTANTE DE TIEMPO DE COLA DE UNA SOBRETENSIÓN ATMOSFÉRICA DEBIDA A UN FLAMEO INVERSO EN LÍNEAS AÉREAS.


E ENTRADA EN VIGOR

vigor en entrada de guia de aplicaciÓn de la … · 2019-08-28 · guÍa de aplicaciÓn de la...

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