Coordinación de Aislamiento

U N E X P O

UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA“ANTONIO JOSÉ DE SUCRE”

VICE-RECTORADO PUERTO ORDAZDEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICAASIGNATURA: TÉCNICAS DE ALTA TENSIÓN

COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

Puerto Ordaz, Febrero de 2010

Prof. Ing. MSc. Raidel Coa

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1. CONCEPTOS GENERALES

2. ESFUERZOS DIELÉCTRICOS (TENSIONES Y SOBRETENSIONES)

3. TENSIÓNES NORMALIZADAS

4. ORIGEN (FUENTE) DE LOS ESFUERZOS DIELÉCTRICOS

5. FACTORES QUE AFECTAN LOS ESFUERZOS DIELÉCTRICOS

6. MÉTODOS PARA CONTROLAR LOS ESFUERZOS DIELÉCTRICOS

8. MÉTODOS DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO

9. EJEMPLO DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO

7. PROCEDIMIENTO PARA LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO

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1.1 Coordinación de aislamiento

La coordinación de aislamiento se define según la norma IEC 71-1, como la selección de

la rigidez dieléctrica (nivel de aislamiento normalizado) del aislamiento del

equipamiento eléctrico con relación a las tensiones que pueden aparecer en el sistema

donde seran instalados, tomando en cuenta las caracteristicas del medio ambiente y de

los dispositivos de protección disponibles.

1.2 Aislamiento externo

Las distancias en aire atmosférico y las superficies en contacto con aire atmosférico del

aislamiento sólido de los equipos, las cuales estan sujetas a esfuerzos dieléctricos y a los

efectos de las condiciones atmosféricas y otras externas, como la contaminación, la

humedad, etc.

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1.3 Aislamiento interno

Las partes sólidas líquidas ó gaseosas del aislamiento de los equipos que estan

protegidas de los efectos de las condiciones atmosféricas y otras externas.

1.4 Aislamiento autorecuperable

Aislamiento que recupera completamente sus propiedades aislantes, despues de una

descarga disurptiva.

1.5 Aislamiento no autorecuperable

Aislamiento que pierde sus propiedades aislantes ó no las recupera completamente,

despues de una descarga disurptiva.

NOTA: Las definiciones 1.4 y 1.5 sólo aplican cuando la descarga disruptiva es causada por un voltaje de prueba durante una

prueba dieléctrica. Sin embargo, las descargas que ocurren en servicio pueden causar que un aislamiento recuperable pierda

parcial ó completamente sus propiedades aislantes.

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1.6 Voltaje nominal de un sistema

Un valor aproximado (adecuado) de voltaje utilizado para designar o identificar un sistema

1.7 Voltaje más elevado de un sistema

El valor más elvado del voltaje de operación que ocurre bajo condiciones normales de

operación en cualquier punto del sistema.

1.8 Voltaje más elevado para el equipo (Um)

El valor r.m.s más elevado del voltaje (fase a fase) para el cual se diseñó el equipo.

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2.1 Tensión a frecuencia de potencia

Voltaje a frecuencia de potencia que tiene un valor r.m.s. constante y es aplicado de

manera continua sobre cualquier par de terminales de una configuración de aislamiento.

2.2 Sobretensión temporal

Sobrevoltaje a frecuencia de potencia de relativa larga duración (1 min).

NOTA: El sobrevoltaje puede ser no amortiguado o ligeramente amortiguado. En algunos casos la

frecuencia puede ser algunas veces mas pequeña o más grande que la frecuencia de potencia.


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2.3 Sobretensión transitoria

Es un sobrevoltaje de corta duración (pocos milisegundos o menos) generalmente muy

amortiguado, que puede o no ser oscilatorio.

NOTA: Los sobrevoltajes transitorios pueden ser seguidos (inmediatamente) de sobrevoltajes temporales. En tales

casos los dos sobrevoltajes son considerados como eventos separados.

Frente lentoGeneralmente unidireccional, con un tiempo pico de 20 µs< Tp (Tr) < 5000 µs y

una duración de cola de T2 (Th) < 20 ms

Frente muy rápidoGeneralmente unidireccional, con untiempo pico de Tf < 0.1, duración total < 3 ms y

con oscilaciones superimpuestas a frecuencias de 30 kHz < f < 100 MHz

Frente rápidoGeneralmente unidireccional, con un tiempo pico de 0.1 µs< T1 (Tr) < 20 µs y una

duración de cola de T2 (Th) < 300 µs


Tipos de sobretensiones transitorias

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2.4 Sobretensión combinada

Consiste en dos componentes de voltajes aplicadas simultaneamente entre cada par de

terminales de un aislamiento fase a fase (o longitudinal) y tierra. Este tipo de sobre

voltaje se clasifica por la componente del valor pico mas alto.


Rango de frecuencias Grupo

Frecuencia Designación Tipo de sobretensión (causa) I 0.1 Hz – 3 kHz Baja frecuencia Temporales II 50 Hz – 20 kHz Ondas de frente lento Maniobra III 10 Hz – 3 MHz Ondas de frente rápido Rayos IV 100 Hz – 50 MHz Ondas de frente muy rápido Reencendido

Rango de frecuencias asociados a los tipos de sobretensiones

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Formas y magnitudes típicas

de las sobretensiones

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Característica Voltaje-Tiempo


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3.1 Sobretensión temporal

Un voltaje senosoidal con frecuencia entre 48 y 62 Hz, y una duración de 60 s.

3.2 Impulso de maniobra

Un voltaje de impulso que tiene un tiempo pico de 250 µs y un tiempo de valor medio de

2500 µs.

3. TENSIÓNES NORMALIZADAS

3.3 Impulso de rayo

Un voltaje de impulso que tiene un tiempo de frente de 1.2 µs y un tiempo de valor medio

de 50 µs.

3.4 Impulso de maniobra combinado

Voltaje de impulso combinado que tiene dos componentes de igual valor pico y polarida

opuesta.

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3. TENSIONES NORMALIZADAS

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4. ORIGEN (FUENTE) DE LOS ESFUERZOS DIELÉCTRICOS

Se origina de la operación del sistema, bajo condiciones normales de

operaciónTensión a frecuencia de potencia

Se puede originar de fallas, operaciones de maniobra (rechazo de carga,

condiciones de resonancia, ferroresonancias) y por combinación de estas.Sobretensión temporal

Pueden tener cualquier origen mencionado arriba. Ocurren entre fases de un sistema

(fase a fase) o sobre la misma fase en partes separadas de un sistema (longitudinal)Sobretensión combinada

Se puede originar de fallas, operaciones de maniobra o rayos directos sobre los

conductores de las líneas de transmisión aéreas.Sobretensión de frente lento

Se puede originar de fallas, operaciones de maniobra o rayos.Sobretensión de frente rápido

Se puede originar de fallas u operaciones de maniobra en

subestaciones aisladas en gas (GIS).Sobretensión de frente muy rápido

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5. FACTORES QUE AFECTAN LAS TENSIONES Y SOBRETENSIONES

5.1 Tensión a frecuencia de potencia y sobretensión temporal

Cuando se está en presencia de “contaminación” la respuesta del

aislamiento externo con respecto a los voltajes a frecuencia de potencia llega a

ser importante y puede determinar el diseño del aislamiento externo.

Generalmente ocurren descargas sobre el aislamiento cuando la superficie

está contaminada y llega a humedecerse (ligera llovizna, nieve, niebla, etc) sin

un efecto de lavado significativo.

Para propósitos de normalización se han especificado

cuatro niveles cualitativos de contaminación. Para cada nivel de contaminación

se describen algunos ambientes típicos correspondientes.

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5. FACTORES QUE AFECTAN LAS TENSIONES Y SOBRETENSIONES


Depósito de contaminante

Proceso de

Contaminación

Humedecimiento

Formación de bandas secas

Descargas superficiales

Descarga superficial total

Formación de capa o película contaminante sobre la superficie del aislamiento. La formación de la capa depende de: tamaño y composición de partículas, fuerzas sobre la partículas, acabado superficial del aislamiento y propiedades aerodinámicas del aislamiento.

Humedecimiento de la película contaminante por procesos naturales como la niebla, rocío ó llovizna ligera y disolución del contaminante. Creación de una capa de conductividad electrolítica casi contínua a lo largo de la longitud del aislador.

Circulación de corriente (I) de varios microamperes. Disipación de energía por “efecto Joule”, se manifiesta con la evaporación de las zonas húmedas. Durante el incremento de la dispación de energía debido al incremento de la resistividad se forman las bandas secas. Formación de descargas eléctricas en la superficie del aislamiento, debido a los esfuerzos concentrados en los extremos de las bandas secas.

Aparición de un arco de potencia cuando las descargas llegan a encadenarse. Esto implica la circulación de una corriente de varios kiloamperes.

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5.2 Sobretensión de frente lento (maniobra)

Cuando se energizan o reenergizan líneas de transmisión se pueden generar

sobretensiones severas. La magnitud de éstas depende de muchos factores,

tales como: la longitud de la línea de transmisión, las impedancias de la línea

de transmisión, el grado de compensación, la ubicación de los equipos de

compensación y la existencia de carga remanente previa a la energización de

la línea de transmisión. La magnitud de estos transitorios es el principal factor

que determina los niveles de aislamiento para sistemas de transmisión de EHV

y UHV, por lo tanto la reducción de su severidad tiene ventajas economicas de

relevante importancia.

5. FACTORES QUE AFECTAN LAS SOBRETENSIONES

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En fuentes puramente inductivas (sin líneas conectadas a barras

energizadas) existe una tendencia claramente definida entre el nivel de falla

de la fuente y la magnitud de las sobretensiones. En fuentes complejas

(lineas conectadas a barras energizadas) no existe una tendencia general,

debido al gran número de parámetros que interactuan en la red de la fuente.

Configuración de la fuente

La carga remanente en una línea de transmisión previa a su recierre tiene un efecto

significativo en las sobretensiones producidas. El valor de la carga atrapada es

altamente dependiente del equipo conectado permanentemente a la línea,

determinando de esta manera el mecanismo de declive.

Carga remanente

Las características de la línea de transmisión (longitud, impedancia, etc) al

momento de su energización afectan directamente la magnitud de las

sobretensiones producidas.

Características de la línea

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La compensación con reactores shunt tienen un efecto doble cuando se situan en el

lado receptor de las líneas de transmisión, el cual contribuye a la reducción de la

severidad de las sobretensiones originadas por energización.

Compensación

Produce voltajes a través del acoplamiento mutuo de la primera fase que cierra

con respecto a las otras dos. Este efecto de pre-carga produce un voltaje más

grande que el voltaje de fase a través de los contactos de las otras dos fases del

interruptor.

Efecto “Pole Scatter”

La magnitud del voltaje transitorio es mucho más dependiente sobre el valor

instantaneo del voltaje a frecuencia de potencia en el cual cierra el interruptor. Si

las tres fases del interruptor cerraran a voltaje cero, entonces únicamente

ocourriría un voltaje transitorio muy pequeño.

Efecto “Point-on-wave”


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5.3 Sobretensión de frente rápido (rayo)

La magnitud y el índice de incremento de las sobretensiones de frente rápido

debido a los impactos de rayos sobre las líneas de transmisión es una

consideración importante para el aislamiento de la subestación y la estrategia

adoptada para limitar estos sobrevoltajes.

El número de rayos que afectan a una línea de transmisión es normalmente

relacionado con el nivel isoceraunico, el cual es definido como el número de

días durante en el año en el que se oye un trueno en una determinada

localidad.


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Un “Backflashover” ocurre como resultado del impacto de un rayo sobre la torre ó el

cable de guarda de una línea de transmisión, la corriente pasa a tierra a través del acero

de la torre causando una diferencia de tensión entre la torre (mensula) y los conductores

de la línea. La magnitud de esta corriente puede variar desde unos pocos kA hasta

superar los 200 kA.

Flameo inverso

“Backflashover”

La mayoría de las líneas de transmisión son equipadas con cables de guarda. El propósito

de estos cables es desviar los impactos de rayo de los conductores energizados y proveer

un apantallamiento. Cualquier impacto de rayo que pueda penetrar el apantallamiento se

denomina impacto directo “Direct strike” ó falla del apantallamiento.

Impacto directo

“Direct strike”

Como el efecto del impacto de un rayo viaja desde el punto de impacto

hacia la subetación, el frente de onda generado se retardará debido a las

perdidas por efecto corona.

Atenuación de la sobretención

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Frente rápido


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Pérfiles de aisladores tipo “cap and pin”

Pérfiles de aisladores tipo “post and longrod”

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En sistemas mayores ó iguales a 400 kV normalmente se requiere energizar

líneas de transmisión largas (> 200 km). Esto ocasiona sobretensiones en el

sistema que pueden alcanzar la magitud de 4 p.u (fasea a tierra), razón por la

cual se han desarrollado varios métodos para reducir ese efecto (< 2.5 p.u.

fase a tierra) y de esta manera obtener un diseño económico de las líneas de

transmisión y subestaciones. A 420 kV las sobretensiones pueden ser bien

controladas con la utilización de pararrayos de oxido metálico, mientras que a

partir de 550 kV la utilización de resistores de preinserción ha tenido un gran

efecto sobre este tipo de fenómeno.


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Los resistores utilizados para este fin deben permanecer en el circuito

durante un tiempo determinado, ya que de lo contarrio pudieran

generar sobretensiones sobre el sistema.

Resistores de preinserción (PIR)

Tanto el nivel como la duración de la sobretensión temporal deben

ser consideradas cuidadosamente antes de seleccionar las

características nominales del descargador de sobretensiones. El

factor térmico es muy importante en este tipo de pararrayos, ya

que si su capacidad térmica nominal es muy baja, las

sobretensiones temporales pudieran ocasionar un calentamiento

excesivo en el equipo lo que eventualmente lo haria fallar,

producto de su inestabilidad térmica.

Pararrayos de Oxido Metálico (MOA)



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Con interruptores modernos y el uso de

tecnología de microprocesadores, se puede

lograr con precisión el “Point-on-wave”. El

controlador debe ser capaz de compensar y

adaptar el control para permitir los cambios

en las condiones de operación del interruptor,

asi como los efectos de su envejecimiento.

Este método puede reducir las

sobretensiones a valores menores de 2 p.u.

Control del efecto “Point-on-wave”

(POW)



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Para líneas de transmisión bien apantalladas la condición de “Backflashover”

cerca a una subestación es de primordial interés en la determinación de la

ubicación y cantidad de pararrayos requeridos para lograr la coordinación de

aislamiento en subestaciones. El riesgo de un “Backflasover” puede ser

reducido, manteniedo las impedancias al pie de las torres en un valor mínimo,

particularmente cerca de la subestación (primeras cinco a siete torres). La torre

terminal es generalmente unida a la malla de tierra de la subestación, teniendo

de esta manera un valor de impedancia a tierra muy bajo (1 Ohm).


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Para hacer completo uso del nivel de protección del

descargador de sobretensiones, éste debería ser ubicado tan

cerca como sea posible del equipo a proteger. Dependiendo

del indice de icremento de voltajes fuentes, en los terminales

del interruptor se experimentará un voltaje mayor que el

voltaje residual en la ubicación del pararrayo, lo cual debe ser

tomando en cuenta cuando se evalúen las sobretensiones en

la subestación.

Ubicación de pararrayos



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La norma IEC-71-2 basa la selección del nivel de aislamiento normalizado en el

cumplimiento del criterio de comportamiento, basado en una tasa de falla o defectos

aceptables que depende de la configuración práctica que se adopte para cada instalación.

El criterio de comportamiento es en sí la base sobre la cual se selecciona el

aislamiento para reducir a un nivel aceptable desde el punto de vista de operación y

economía la probabilidad de que los esfuerzos impuestos al aislamiento causen daño o

afecten la continuidad del servicio. Este criterio es distinto según sea la importancia de

cada tipo de falla. A continuación se indican algunas tasas de falla aceptables.

• Aparatos: 0.001/año - 0.004/año

• Líneas (rayo): 0.1/100 km al año - 20/100 km al año (distribución)

• Líneas y aparatos (maniobra): 0.01/operación – 0.001/operación


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El procedimiento para la coordinación de aislamiento consiste en la selección

de un grupo de voltajes normalizados que caracterizan el aislamiento de los

equipos. Para lograr esto se debe cuumplir con los siguientes pasos:


7.1. Determinar la sobretensiones representativas (Urp)

7.2. Determinar las tensiones soportadas de coordinación (Ucw)

7.3. Determinar las tensiones soportadas requeridas (Urw)

7.4. Determinar el nivel de aislamiento normalizado (Uw)

7.5. Calcular las distancias mínimas en aire

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7.1 Sobretensiones representativas (Urp)

Son las que se suponen realizan el mismo efecto dieléctrico sobre el

aislamiento de una clase dada, que aquellas que ocurran en las condiciones de

servicio.

Estas consisten en tensiones con formas de onda normalizadas y pueden ser

definidas por un valor, un conjunto de de valores ó una distribución de

frecuencia de valores que caracterizan las condiciones de servicio. Se incluye

tambien la tensión de operación a frecuencia de potencia representando el

esfuerzo de la tensión de servicio en el aislamiento.


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7.1 Sobretensiones representativas (Urp)

Las sobretensiones representativas dependen de la red y del tipo de línea. En

su estudio se deben analizar los siguientes aspectos:

• Causa de las sobretensiones y clasificación de las mismas

• Niveles de protección para cada una de ellas (dispositivos y esquemas de

protección)

• Tipo de aislamiento


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7.2 Tensiones soportadas de coordinación (Ucw)

La tensión soportada de coordinación es, para cada clase de tensión, el valor

de la tensión soportada del aislamiento en las condicones de servicio, que

cumple el criterio de comportamiento.

Para hallar las tensiones soportadas de coordinación las sobretensiones

representativas se multiplican por el factor de coordinación (kc). El factor de

coordinación depende de si las sobretensiones se determinan empírica ó

estadísticamente. Por tanto, tres aspectos deben analizarse aquí:

• Característica del aislamiento

• Criterio de comportamiento

• Factor de coordinación (kc)


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7.3 Tensiones soportadas requeridas (Urw)

La tensión soportada requerida es el valor de tensión que el aislamiento debe

soportar en la prueba de tensión soportada para asegurar que el aislamiento

cumpla el criterio de comportamiento cuando se somete a las sobretensiones

que ocurren en las condiciones de servicio durante su periodo de vida útil.

La tensión soportada requerida tiene la forma de la tensión soportada de

coordinación con la inclusión del factor de seguridad (ks).

El factor de seguridad tiene en cuentalas diferencias entre las condiciones de

servicio y las normalizadas en la prueba de tensión soportada debido a las

imperfecciones en el montaje, diferencias en la calidad del producto,

envejecimiento de la línea, etc.


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7.3 Tensiones soportadas requeridas (Urw)

De forma genérica el factor de seguridad se toma como ks = 1.15 para

aislamientos internos y como ks = 1.05 para aislamientos externos. En

subestaciones aisladas en gas (GIS) de tensiones elevadas elvalor de ks

puede ser mayor y es conveniente realizar ensayos.

En el caso de aislamientos externos deben realizarse las correciones por

condiciones atmosféricas. Puede suponerse que los efectos de la temperatura

ambiente y la humedad tienden a cancelarse y tener en cuenta sólo la

corrección por la altura (ka). De acuerdo a lo anterior dos aspectos deben

analizarse:

• Factor de seguridad (ks)

• Factor de corrección atmosférico (ka)


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7.4 Selección del nivel de aislamiento normalizado (Uw)

La selección del nivel de aislamiento nominal consiste en seleccionar el grupo

de voltajes normalizados (Uw) del aislamiento suficientes para probar que

todos las tensiones soportadas requeridas se cumplen.


7.5 Selección de las distancias de aislamiento

La norma IEC 71-2 permite elegir distancias adecuadas de aisalmiento en aire,

pero debe tenerse en cuenta que si los aparatos o subconjuntos son

ensayados específicamente, estas distancias pudieran reducirse si el campo

eléctrico se distribuye mejor.

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Diagrama de flujo para la determinación del

nivel de aislamiento nominal o normalizado


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La determinación de las tensiones soportadas de coordinación consiste en la

selección de los valores más bajos tensiones soportadas del aislamiento que

cumplan el criterio de comportamiento cuando se someten a las

sobretensiones representativas en las condiciones de operación.

Dos métodos están normalizados según la IEC 71-2 “Insulation Coordination

– Aplication Guide” para las sobretensiones transitorias: el Método

Determinístico y el Método Estadístico.


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8.1 Método Determinístico

En este método el criterio de coordinación de aislamiento es el margen existente entre

una sobretensión aceptada convencionalmente (no necesariamente constatada) y la

tensión soportada del aislamiento aceptada convencionalmente cuyo valor no puede ser

rigurosamente demostrable, pero se deduce de un ensayo a impulso.

La sobretensión máxima convencional; es el valor e cresta de la sobretensión tipo rayo

que se adopta como sobretensión máxima a usar en el método convencional de

coordinación de aislamiento.

La tensión soportada convencional; es el valor de cresta de una sobretensión aplicada

durante un ensayo a impulso, para el que un aislamiento debe presentar ninguna

descarga disruptiva cuando se somete a un número de impulsos de este valor bajo

condiciones específicadas.

El margen de prortección entre ellas determina un coeficiente de seguridad que no debe

ser inferior a un valor que se estima por experiencia.


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8.1 Método Determinístico

El método determinístico de coordinación de aislamiento admite que existe un riesgo de

falla del aislamiento pero no intenta cuantificarlo.

El criterio de confiabilidad específico es una función de la consecuencia de la falla o de la

importancia de la línea, subestación ó equipamiento que se analiza. Por ejemplo:

• La subestación debe ser diseñada con una confiabilidad mayor que la línea, porque la

falla de la subestación conduce a la salida de la línea, incluso de varias líneas.

• Dentro de una misma subestación para el transformador debe establecerse un margen

de protección mayor que el de otros equipos, porque su falla conduce a la salida de la

subestación.

• La confiabilidad de las subestaciones y líneas de transmisión, por razones obvias debe

ser mayor que las subestaciones y líneas de distribución.


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8.2 Método Estadístico

Existen dos versiones, el Método Estadístico y el Método Estadístico Simplificado. El más

utilizado es el último.

En el Método Estadístico Simplificado se admite que las distribuciones reales de

sobretnsiones y probabilidades de descarga del aislamiento se corresponden con

distrubuciones normales de desviación típica (σ) conocida.

Bajo esta hipótesis (distribuciones normales con σ conocida), las curvas completas de

distribucion de sobretensiones y de probabilidades de descarga del aislamiento pueden

definirse dando sobre cada una de ellas un solo punto, correspondiente respectivamente

a una probabilidadde referencia dada, que poara la curva de sobretensiones es la

sobretensión estsadística y para la curva de probabilidades de descarga disruptiva del

aislamiento es la tensión soportada estadística.


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8.2 Método Estadístico

La sobretensión estadística; es una sobretensión de maniobra o rayo aplicada a un

aislamiento cuyo valor de cresta tiene una probabilidad de de ser excedida igual al 2%.

La tensión soportada estadística; es una sobretensión de maniobra o rayo aplicada

durante un ensayo de impulso para la que el aislamiento presenta un aprobabilidad de

soporte de 90%.

El Método Estadístico Simplificado calcula el riesgo de avería o falla del aislamiento a

partir de las correlaciones entre el riesgo de avería y el coeficiente de seguridad

estadístico.

El coeficiente de seguridad estadístico; es la relación entre la tensión soportada

estadística y la sobretensión estadística para una perturbación dad, establecida sobre la

base de un riesgo de defecto dado.


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9. EJEMPLO DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO

Aplicar el proceso de coordinación de aislamiento a la subestación 1 (station 1),

asumiendo que será una instalación nueva y

estará ubicada adyacente a una vía pública de importancia, donde las sales marinas se propagan en el camino durante el invierno

. Además el voltaje más alto del sistema (Us) será de 245 kV y la altitud de la ésta

instalación será de 1000 m.

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Paso 1 : Determinación de las sobretensiones representativas (Urp)

Tensión a frecuencia de potenciaUs = 245 kV fase a fase

1.0 p.u. 200 kV (cresta)

Sobretensiones temporales

Fallas a tierra

Rechazo de carga Máxima sobretensión = 1.4 p.u.

Factor de falla a tierra: k = 1.5

Urp(f-t) = 198 kV

Urp(f-f) = 343 kV

Urp(f-t) = 212 kV

Sobretensiones representativas resultantes

Fase a tierra : Urp(f-t) = 212 kV Fase a fase : Urp(f-f) = 343 kV

Sobretensiones de frente lento

Ue2 = 3.0 p.u. ; Up2 = 4.5 p.u.

Re-energización

Sobretensiones originadas en la Subestación 2

Uet = 700 kV ; Upt = 1039 kV

Uet = 3.5. p.u. ; Upt = 5.19 p.u.

Sobretensiones originadas en la Subestación 1

Ue2 = 1.9 p.u. ; Up2 = 2.9 p.u.

Energización y Re-energización

Uet = 425 kV ; Upt = 639 kV

Uet = 2.12. p.u. ; Upt = 3.19 p.u.

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Paso 1 : Determinación de las sobretensiones representativas (Urp)

Pararrayos en la entrada de la línea y cerca de los transformadores : Ups = 410 kV ; Upl = 500 kV

Uet > Ups Upt > 2 Ups

Para equipos en la entrada de la línea

Fasea a tierra : Urp = Ups = 410 kV

Fasea a fase : Urp = 2 Ups = 820 kV

Sobretensiones de frente rápido Se evalúan en el paso 2

Uet > Ups Upt > 2 Ups

Para otros equipos

Fasea a tierra : Urp = Ups = 410 kV

Fasea a fase : Urp = 2 Ups = 639 kV

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Paso 2 : Determinación de las tensiones soportadas de la coordinación (Ucw)

Sobretensiones temporales Factor Kc = 1.0

Fase a tierra : Ucw = Kc x Urp = 1.0 x 212 kV = 212 kV

Fase a fase : Ucw = Kc x Urp = 1.0 x 343 kV = 343 kV

Ups/Ue2 = 0.68

Fasea a tierra

Equipos en la entrada de la línea (sólo aislamiento externo) Otros equipos

Sobretensiones de frente lento Se utilizó el Método Determinístico = Factor Kcd

Kcd = 1.10

2 Ups/Ue2 = 0.91

Fasea a fase

Kcd = 1.0

Ucw = Kcd x Urp

Ucw = 451 kV

Ucw = Kcd x Urp

Ucw = 820 kV

Ups/Ue2 = 1.08

Fasea a tierra

Kcd = 1.03

2 Ups/Ue2 = 1.41

Fasea a fase

Kcd = 1.0

Ucw = Kcd x Urp

Ucw = 422 kV

Ucw = Kcd x Urp

Ucw = 639 kV

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Sobretensiones de frente rápido Se utilizó el Método Estadístico Simplificado

Datos de experiencia

Comportamiento requerido

Parámetro “A” : A = 4500

Longitud del vano : Lsp = 300 m

Tasa de salida (Rkm) : 1/100 km x año

Tasa de falla aceptable (Ra) : 1/400 años

Nivel de protección del pararrayos para sobretensiones de frente rapido : Upl = 500 kV

Máxima separación del aislamiento interno : L = 30 m

Máxima separación del aislamiento externo : L = 60 m

Aislamiento interno : Ucw = 622 kV

Aislamiento externo : Ucw = 745 kV

La = 250 m

Paso 2 : Determinación de las tensiones soportadas de la coordinación (Ucw)

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Factor de seguridadAislamiento interno : Ks = 1.15

Aislamiento externo : Ks = 1.05

Paso 3 : Determinación de las tensiones soportadas requeridas (Urw)

Factor de corrección atmosférico Altitud : H = 1000 m

Fasea a tierra

Frecuencia de potencia

Fasea a fase Fasea a tierra

Impulso de maniobra

Fasea a fase

m = 0.94 m = 1.0

Ka = 1.122 Ka = 1.130

m = 0.5

Ka = 1.063

Fasea a tierra

Impulso tipo rayo

Fasea a fase

m = 1.0

Ka = 1.130

Aislamiento interno : Urw = Ucw x Ks

Aislamiento externo : Urw = Ucw x Ks x KaTensiones soportadas requeridas

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Paso 3 : Determinación de las tensiones soportadas requeridas (Urw)

Fasea a tierra

Impulso de maniobra

Fasea a faseFasea a tierra

Sobretensiones temporales

Fasea a fase

Aislamiento interno

243 kV

Aislamiento externo

237 kV

Aislamiento interno

395 kV

Aislamiento externo

383 kV

Fasea a tierra

Impulso tipo rayo

Fasea a fase

Aislamiento interno

715 kV

Aislamiento externo

884 kV

Aislamiento interno

715 kV

Aislamiento externo

884 kV

Equipos en la entrada de la

línea

Aislamiento externo

531 kV

Equipos en la entrada de la

línea

Aislamiento interno

973 kV

Otros equipos

Aislamiento interno

485 kV

Aislamiento externo

497 kV

Otros equipos

Aislamiento interno

735 kV

Aislamiento externo

758 kV

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Paso 3-A : Conversión a tensiones soportadas para el rango I

Conversión de voltajes soportados de impulso tipo maniobra a voltajes soportados a frecuancia de potencia de corta

duración

Conversión de voltajes soportados de impulso tipo maniobra a voltajes soportados de impulso tipo rayo

Factores de conversión

Aislamiento externo :

Fase a tierra : 0.6 + Urw / 8500

Fase a fase : 0.6 + Urw / 12700

Aislamiento interno :

Fasea atierra : 0.5

Fase a fase : 0.5

Factores de conversión

Aislamiento externo :

Fase a tierra : 1.3

Fase a fase : 1.05 + Urw / 9000

Aislamiento interno :

Fasea atierra : 1.1

Fase a fase : 1.1

Equipos en la entrada de la línea

Aislamiento externo

Fase a tierra : 352 kV

Fase a fase : 658 kV

Otros equipos

Aislamiento externo



Aislamiento interno



Equipos en la entrada de la línea

Aislamiento externo



Otros equipos

Aislamiento externo



Aislamiento interno



U N E X P O



Valores de Urw :En kV “r.m.s.” frecuencias de potencia de corta duraciónEn kv “pico” para impulsos de maniobra e impulso

Aislamiento Externo

Aislamiento InternoEquipos en entrada de línea Otros equipos

Urw(s) Urw(c) Urw(s) Urw(c) Urw(s) Urw(c)

F. PotenciaFase-tierra 237 352 237 327 243 243

Fase-fase 383 658 383 500 395 367

ManiobraFase-tierra 531 --- 497 --- 485 ---

Fase-fase 973 --- 758 --- 735 ---

RayoFase-tierra 884 690 884 646 715 534

Fase-fase 884 1127 884 860 715 808

U N E X P O



Valores de Urw :En kV “r.m.s.” frecuencias de potencia de corta duraciónEn kv “pico” para impulsos de maniobra e impulso

Aislamiento Externo

Aislamiento InternoEquipos en entrada de línea Otros equipos

Urw(s) Urw(c) Urw(s) Urw(c) Urw(s) Urw(c)

F. PotenciaFase-tierra 237 352 237 327 243 243

Fase-fase 383 658 383 500 395 367

ManiobraFase-tierra 531 --- 497 --- 485 ---

Fase-fase 973 --- 758 --- 735 ---

RayoFase-tierra 884 690 884 646 715 534

Fase-fase 884 1127 884 860 715 808

Aislamiento para voltaje a frecuencia de potencia = 395 kV

Aislamiento para impulsos atmosféricos = 884 kV ; Exepción: Equipos en entrada de línea (Fase-fase) = 1127 kV )

U N E X P O



Paso 4 : Determinación del nivel de aislamiento normalizado

Paso 5 : Cálculo de las distancias mínimas en aire

Nivel de aislamiento normalizado395 kV / 950 kV

Aplicable a cualquier aislamiento

Aislamiento externo

No requiere de pruebas fase a fase, si las distancias son :

Para otros equipos (950 kV) : 1.90 m

Para equipos en la entrada de la línea (1127 kV) : 2.35 m

U N E X P O



U N E X P O



Sobretensión transitoria de frente lento

U N E X P O



Sobretensión transitoria de frente rápido

U N E X P O



Sobretensión transitoria de frente muy rápido

U N E X P O



Origen Características Limitación Protección con

pararrayos

Falla a tierra

Pueden originar sobretensiones fase atierra en las otras dos fases, no producen sobretensiones fase a tierra longitudinales.

Mediante la selección de aquellos parámetros que pueden tener gran influencia en su valor de cresta. Son más reducidas en sistemas con neutro a tierra.

Pérdida brusca de carga

Pueden originar sobretensiones fase a tierra, entre fases y longitudinales. La magnitud depende de la carga desconectada, la estructura del sistema y las características de la fuente.

Mediante la instalación de reactores paralelo, bancos de capacitares serie ó compensadores estáticos.

Resonancia y ferroresonancia

Generalmente se originan cuando se activan redes con grandes elementos capacitivos y reactancias saturables.

Desintonizando el sistema de la frecuencia de resonancia, cambiando la configuración de la red ó instalando resistencias de amortiguamento.

Sobretensiones longitudinales durante la energización

Pueden alcanzar una amplitud igual a dos veces el valor de la tensión de operación fase a tierra, con una duración que va de varios segundos a varios minutos.

La selección de la tensión nominal se realiza a partir de la máxima tensión de régimen permanente. Desde el punto de vista práctico no se seleccionan para limitar las sobretensiones temporales, excepto en ciertos casos de resonancia.

Origen de sobretensiones temporales

U N E X P O




pararrayos

Energización y re-energización de líneas

Pueden originar sobretensiones fase a tierra y fase a fase. Las amplitudes dependen del tipo de interruptor, el tipo de red y la potencia de cortocircuito en el punto de maniobra, la longitud de la línea, así como de la terminación y el tipo y grado de compensación.

Falla, apertura y re-cierre

Pueden originar sobretensiones fase a tierra.

Maniobra con corrientes inductivas o capacitivas

El re-encendido de interruptores durante la interrupción de corrientes capacitivas o inductivas puede originar sobretensiones muy peligrosas.

Pérdida brusca de carga

Pueden ser importantes en redes del Rango II (>245 kV) en las que las sobretensiones de energización y re-energización se controlan a valores menores a 2 p.u.

Mediante: Resistencias de pre-inserción ó control en el instante del cierre de interruptores. Transformadores de tensión inductivos, instalados en los terminales de las líneas que reducen la carga atrapada en las fases después de la desconexión. Varistores a través de las cámaras de interrupción que pueden limitar las operaciones de maniobra con líneas Reactores ó condensadores

Pueden ser adecuados para proteger contra sobretensiones de frente lento en redes con sobretensiones temporales moderadas. La dependencia de la tensión residual respecto al frente de onda de la corriente de descarga es despreciable. Se instalan generalmente entre fase y tierra.

Origen de sobretensiones de frente lento

U N E X P O




pararrayos

Rayos en líneas aéreas

Pueden ser originadas por: Rayos directos al conductor,

estructura ó cale de guarda. Rayos en la vecindad de la

línea. Importantes sólo en redes de Rango I (< 245 kV).

Mediante diseños de coordinación apropiados:

Instalando cables de guarda o pararrayos contra impacto directo.

Manteniendo baja la resistencia depuesta a tierra.

Rayos en subestaciones receptoras

La amplitud de las sobretensiones por rayos sin la utilización de dispositivos de protección son demasiadas elevadas para basar la coordinación de aislamiento a partir de sus valores.

Maniobras y cortocircuitos

Se pueden originar en maniobras con equipos conectados a la red mediante cables muy cortos. La máxima sobretensión depende del comportamiento del equipo de maniobra y puede variar de 2 a 3 veces la tensión de la cresta.

Mediante la selección del equipo de maniobra adecuado:

Interruptores libres de re-encendido

Pre-inserción de resistencias limitadoras

Control del instante de maniobra.

La efectividad depende de:

La amplitud y la forma de onda de la corriente de descarga.

Las características del pararrayo.

La impedancia de onda del equipo protegido.

La longitud de los cables de conexión.

Las corrientes de descarga de los pararrayos se deben seleccionar de acuerdo a los siguientes criterios:

Rango I (< 245 kV): 5 a 10 kA

Rango II (> 245 kV): 10 a 20 kA

Origen de sobretensiones de frente rápido

U N E X P O



Distancias de fuga recomendadas por IEC 71-2

U N E X P O



Representación esquemática del efecto de la contaminación en una superficie hidrofílica

U N E X P O



Distancia de fuga por unidad de longitud axial para pérfiles de aisladores

tipo “cap and pin”

U N E X P O



Distancia de fuga por unidad de longitud axial para pérfiles de aisladores

tipo “post and longrod”

U N E X P O



Niveles de aisalmiento para el

rango I (Um < 245 kV)

Elección del nivel de aislamiento normalizado (Uw)

U N E X P O




rango II (Um > 245 kV)


U N E X P O



Correlación entre las tensiones soportes tipo

rayo y las distancias mínimas en aire

Elección de las distancias de aislamiento

U N E X P O



Correlación entre las tensiones soportes

normalizadas tipo rayo y las distancias mínimas

en aire (fase a tierra)

Correlación entre las tensiones soportes

normalizadas tipo rayo y las distancias mínimas

en aire (fase a fase)


U N E X P O



U N E X P O



Fasea a tierra Fase a fase

Estudios sobre el sistema en cuestión, utilizando el método “Phase–peak” mostrarón que las

energizaciones de la línea desde la subestación 2 pueden resultar en 2% de las

sobretenciones en la entrada de la línea (con el extremo abierto) de la subestación 1, con

valores de Ue2 = 3.0 p.u. y Up2 = 4.5 p.u. Las sobretensiones representativas para equipos

de entrada a la línea (antes de la aplicación de pararrayos) son los valores truncados de

éstas distribuciones de sobretensones.

Fuentes particulares que afectan a los equipos de entrada a la línea (en la subestación 1)

U N E X P O



Fasea a tierra Fase a fase

Todos los equipos ubicados en la Subestación 1 están sujetos a sobretensiones de frente

lento debido a la energización y re-energización de las líneas a nivel local. Sin embargo,

éstos sobrevoltajes en los terminales (extremos) emisores son mucho más bajos que en los

terminales receptores.

Fuentes que afectan a todos los equipos (en la subestación 1)

U N E X P O



Para controlar las posibles sobretensiones originadas de re-energización remota, se instalaron

pararrayos en la entrada de la línea. Las características de de protección de éstos equipos son:

• Nivel de protección para impulso de maniobra : Ups = 410 kV

• Nivel de protección para impulso atmosférico : Upl = 500 kV

Con el uso de pararrayos las sobretensiones representativas de frente lento pueden obtenerse

directamente por através del Ups (fase a tierra) ó 2 Ups (fase a fase) si estos valores de protección

son menores que los correspondientes a los máximos esfuerzos de sobretensión de frente lento (Uet

y Upt). Este es el caso para cualquier esfuerzo excepto para los equipos de entrada a la línea (fase a

fase), entonces las sobretensiones representativas de frente lento son:

Fase a tierra : Urp = 410 kV para cualquier equipo

Fase a fase:

* Urp = 639 kV para cualquier equipo excepto a los de entrada a la línea

* Urp = 820 kV para equipos de entrada a la línea

Fuentes particulares que afectan a los equipos de entrada a la línea (en la subestación 1)

U N E X P O



Determinación del factor de coordinación determinístico (Kcd)

U N E X P O



Método estadístico simplificado

U N E X P O



U N E X P O




rango I (Um < 245 kV)


U N E X P O



Correlación entre las tensiones soportes tipo

rayo y las distancias mínimas en aire


Coordinación de Aislamiento

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