UNIVERSIDAD NACIONAL

“PEDRO RUIZ GALLO”

ESCUELA DE POSTGRADO

MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA,

CON MENCIÓN EN ENERGÍA

DETERMINACIÓN DEL NIVEL ÓPTIMO DE AISLAMIENTO ELÉCTRICO

EN EL SUMINISTRO DE MEDIA TENSIÓN A PARTIR DE ANÁLISIS

EXPERIMENTAL Y NORMATIVIDAD INTERNACIONAL

Tesis presentada para optar el grado académico de Maestro en

Ciencias de la Ingeniería Mecánica y Eléctrica con mención en Energía

PRESENTADA POR:

Jesús Eduardo Jiménez Fernández

JULIO – 2014

LAMBAYEQUE - PERÚ

DETERMINACIÓN DEL NIVEL ÓPTIMO DE AISLAMIENTO ELÉCTRICO

EN EL SUMINISTRO DE MEDIA TENSIÓN A PARTIR DE ANÁLISIS

EXPERIMENTAL Y NORMATIVIDAD INTERNACIONAL

Presentada a la Escuela de Postgrado de la Universidad Nacional Pedro Ruiz Gallo

para optar el Grado de: MAESTRO EN INGENIERÍA MECÁNICA ELÉCTRICA

CON MENCIÓN EN ENERGÍA.

APROBADO POR:

JULIO, 2014

_____________________________________________

ING. JESÚS EDUARDO JIMÉNEZ FERNÁNDEZ

AUTOR

________________________________________

M. SC. RICARDO RODRIGUEZ PAREDES

ASESOR

_________________________________________

M. SC. CARLOS CHAMBERGO LARREA

PRESIDENTE

_________________________________________

M. SC. FREDY DÁVILA HURTADO

SECRETARIO

_________________________________________

M. SC. AMADO AGUINAGA PAZ

VOCAL

“A mis Padres, familia, amigos y

sociedad que son el motor y motivo de

esta tesis”.

AGRADECIMIENTOS

A Dios, por haberme hecho conocer a tantas personas, experiencias buenas y malas,

que ayudaron a formarme en esta vida.

A mis Padres, por haber contado siempre con sus buenos consejos.

A mis tías Mary y Petronila, quienes han sido mis soportes en los momentos difíciles.

A Denisse, por ser el empuje y estar al pendiente del avance del presente trabajo.

iv

INDICE GENERAL

Pág.

DEDICATORIA ...................................................................................................... ii

AGRADECIMIENTOS ........................................................................................... iii

INDICE GENERAL ................................................................................................ iv

INDICE DE TABLAS .............................................................................................. v

INDICE DE FIGURAS ........................................................................................... vi

RESUMEN ............................................................................................................ vii

ABSTRACT .......................................................................................................... viii

INTRODUCCIÓN .................................................................................................. ix

1. CAPÍTULO 1: DESCRIPCIÓN DEL CASO ................................................... 1

1.1 Identificación del problema ..................................................................... 1

1.2 Objetivos generales ................................................................................. 1

1.3 Objetivos específicos .............................................................................. 2

1.4 Justificación ............................................................................................ 2

1.5 Delimitación del estudio .......................................................................... 3

2. CAPÍTULO 2: FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA .......................................... 4

3. CAPÍTULO 3: METODOLOGÍA DEL CÁLCULO. ..................................... 87

4. CAPÍTULO 4 ANÁLISIS DE RESULTADOS ............................................. 95

5. CAPÍTULO 5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES....................... 97

6. BIBLIOGRAFIA .......................................................................................... 98

v

INDICE DE TABLAS

Pág.

Tabla 2.1. Constante de amortiguamiento por efecto corona KCO. Fuente [14]. .......... 42

Tabla 2.2. Factor A para diferentes tipos de líneas aéreas. Fuente [13]. ........................ 44

Tabla 2.3. Líneas de Fuga recomendada. Fuente: IEC 815 [11].. .................................. 48

Tabla 2.4. Factores de conversión de ensayo para la gama I, para convertir las tensiones

soportadas especificadas a impulso tipo maniobra en tensiones soportadas a impulso tipo

rayo y a frecuencia industrial de corta duración. Fuente [13]…………………………..62

Tabla 2.5. Factores de conversión de ensayo para la gama II, para convertir las tensiones

soportadas a frecuencia industrial de corta duración especificadas en tensiones soportadas

a impulso tipo maniobra. Fuente [13]........................................................................... 62

Tabla 2.6. Lista de tensiones soportadas normalizadas de corta duración a frecuencia

industrial (kV eficaces). Fuente [12]. ........................................................................... 63

Tabla 2.7. Lista de tensiones soportadas a los impulsos normalizados (kV cresta). Fuente

[12]................... ........................................................................................................... 63

Tabla 2.8. Niveles de aislamiento normalizados para la gama I (1 kV < Um ≤ 245 kV).

Fuente [12].. ................................................................................................................ 65

Tabla 2.9. Niveles de aislamiento normalizados para la gama II (Um > 245 kV). Fuente

[12]……………………………………………………………………………………...66

Tabla 3.1. Resumen de resultados a la coordinación de aislamiento ............................. 93

Tabla 4.1. Niveles de aislamiento normalizados por el MEM. Fuente [10]……..……..95

vi

INDICE DE FIGURAS

Pág.

Fig. 2.1. Esquema de coordinación de aislamiento. Fuente [14]…………...........….….9

Fig. 2.2. Calculo de riesgo de fallo de un aislamiento. Fuente [14]………………….…18

Fig. 2.3. Rango de sobretensiones de frente lento 2 por 100 en el extremo de recepción

debido a la conexión y reenganche de la línea [13]…………..……………………….28

Fig. 2.4. Relación entre los valores 2 por 100 de sobretensiones de frente lento entre fases

y fase-tierra. Fuente [13]………………………………………………………………29

Fig. 2.5. Función probabilística de distribución de sobretensiones fase-tierra (1: Sin

pararrayos, 2: con pararrayos de óxidos metálicos). Fuente [14]………………………35

Fig. 2.6. Diagrama de la conexión del pararrayos al objeto protegido. Fuente [13].…43

Fig. 2.7.Evaluación del factor de coordinación determinista Kcd [13]…………….…51

Fig. 2.8. Evaluación del riesgo de fallo. Fuente [13]………...……………………….52

Fig. 2.9. Riesgo de fallo del aislamiento externo para sobretensiones de frente lento en

función del factor de coordinación estadístico Kcs [13]………………………………54

Fig. 2.10. Relación entre el exponente m y la tensión soportada de coordinación a

impulsos tipo maniobra [13]………………………………………..…………………59

Fig. 2.11. Ejemplo de disposición esquemática de una subestación utilizada para la

localización de solicitaciones de sobretensiones. Fuente [13]…………………………73

Fig. 2.12. Cálculo del riesgo de fallo en subestaciones por sobretensiones de maniobra.

Fuente [14]…………………………………………………………………………….84

Fig. 2.13. Cálculo de riesgo de fallo en subestaciones por sobretensiones atmosféricas.

Fuente [14].……………………………………………………………………………85

vii

RESUMEN

La presente tesis busca determinar las características físicas-eléctricas importantes de la

zona donde se encuentra instalado el sistema eléctrico de media tensión 22.9 KV, con la

finalidad de definir el nivel de aislamiento óptimo en los equipos instalados.

La metodología a emplear será el análisis experimental de polución de la zona. Los

valores a evaluar son: nivel de tensión nominal, nivel de tensión máximo, sobretensiones

representativas, tensiones soportadas de coordinación, tensiones soportadas específicas,

grado de polución y nivel de aislamiento asignado. Posteriormente con las normas

nacional e internacional, definiremos el nivel de aislamiento en el sistema eléctrico

evaluado.

Los resultados que se esperan alcanzar son plasmar la implementación y mejoramiento

de la metodología en el estudio del nivel de aislamiento de los equipos eléctricos, y esto

implicará un correcto estudio de la protección eléctrica.

Palabras Claves: Nivel de tensión nominal, nivel de tensión máximo, sobretensiones

representativas, tensiones soportadas de coordinación, tensiones soportadas específicas,

grado de polución y nivel de aislamiento asignado

viii

ABSTRACT

This thesis seeks to determine the important physical-electrical characteristics of the area

where the electrical system of medium voltage 22.9 kV is installed, in order to define the

optimum insulation installed equipment.

The methodology used is the experimental analysis of pollution of the area. The values

to be evaluated are: level of nominal voltage, maximum voltage level, surge

representative, coordination withstand voltage, withstand voltage specific, and pollution

degree Rated insulation level. Later with national and international standards define the

level of insulation in the electrical system evaluated.

The results to be achieved are to shape the implementation and improvement of the

methodology in the study of the level of insulation of electrical equipment, and this will

involve a proper study of electrical protection.

Keywords: Level of nominal voltage, maximum voltage level, surge representative,

coordination withstand voltage, withstand voltage specific, and pollution degree Rated

insulation level

ix

INTRODUCCIÓN

En el año 2007, después de realizar labores de mantenimiento preventivo en el

sistema eléctrico de media tensión de nuestro caso, pasado una semana, el sistema salió

fuera de servicio por causas desconocidas, lo cual involucró realizar un inventario de los

equipos eléctricos instalados en media tensión y una revisión de la misma, así como la

lectura de su expediente técnico de proyecto[9], encontrando el siguiente detalle que se

repite en varios proyectos en nuestro país, el cálculo de nivel y coordinación de

aislamiento de un sistema eléctrico de media tensión, en el cual sólo se toma en cuenta la

característica medioambiental, un solo valor de tensión de sostenimiento a la onda 1,2/50

entre fases y fase a tierra (kVp) y un solo valor de tensión de sostenimiento a frecuencia

industrial entre fases y fase-tierra (kV). Esta fue la causa del problema de nuestro sistema

eléctrico.

La presente investigación pretende determinar el nivel de aislamiento óptimo de

los equipos eléctricos instalados en un sistema eléctrico de media tensión, basado en las

características medio-ambientales de la zona donde se encuentra instalado dicho sistema,

así como los fenómenos físicos eléctricos que son producidos producto de la carga

atendida y por las redes eléctricas que suministran de energía al sistema eléctrico en

estudio.

El Capítulo I, nos presenta el estado actual en el que se encuentra el sistema

eléctrico de media tensión de nuestro caso, describiendo los errores incurridos en el

diseño inicial, para lo cual se realizará una reingeniería de lo existente, a fin de establecer

un punto de quiebre en la toma de decisión al momento de realizar el rediseño de nuestro

caso, así como establecer un nuevo procedimiento para establecer el nivel de aislamiento

óptimo de un sistema eléctrico de media tensión.

El Capítulo II, nos muestra los parámetros físicos, tipos de sobretensiones y grados

de polución a tener en cuenta para hallar el nivel de aislamiento óptimo de los equipos

eléctricos de un sistema eléctrico de media tensión así como su coordinación.

x

El Capítulo III, nos describe el cálculo del nivel de aislamiento y su coordinación

en los equipos eléctricos del sistema de media tensión, empleando la normatividad

nacional e internacional, tomando como punto de inicio, el análisis medioambiental de la

ubicación de nuestro sistema eléctrico a través de no centrándonos en el momento actual

del proyecto, sino también, analizando el medioambiente del período después de la

ejecución de la obra y las nuevas actividades económicas que se realizarán en el área del

proyecto.

En el Capítulo IV, se realiza el análisis de los valores hallados por los

procedimientos estipulados según la normatividad nacional e internacional.

Finalmente, se encuentran las conclusiones y recomendaciones propuestas a raíz

de la investigación realizada, con la finalidad de poder efectuar una implementación a los

procedimientos de cálculo de nivel de aislamiento óptimo de un sistema eléctrico de

media tensión.

1

1. CAPÍTULO 1: DESCRIPCIÓN DEL CASO

1.1 Identificación del problema

La consecución de salidas de servicio de nuestro sistema eléctrico en estudio, nos

llevó a analizar el porqué sucedía este problema, encontrando después de un

seguimiento visual, un bajo nivel de aislamiento en los equipos de maniobra

(seccionadores cut outs), los cuales fueron instalados en su momento sin el debido

criterio de nivel de aislamiento. Ante esto se procedió a aumentar la línea de fuga de

los seccionadores cut outs, bajo el procedimiento indicado por la norma nacional [10],

pero en este caso se maximizó el grado de polución bajo criterio técnico económico,

quedando pendiente realizar un análisis de investigación, a fin de poder obtener el nivel

de aislamiento óptimo de nuestro sistema eléctrico.

A raíz de este evento profundizamos en la literatura internacional, encontrando una

serie de parámetros físicos eléctricos tales como sobretensiones generadas por lo

armónicos existentes en el sistema eléctrico[4], ferroresonancia [6], fenómenos

medioambientales como nivel de sal y nivel de polución [1] que se depositan en los

equipos de aislamiento eléctricos instalados en un sistema eléctrico de media tensión,

sobretensiones de frete lento y sobretensiones de frente rápido, lo cual debe tenerse en

cuenta para hallar el nivel de aislamiento óptimo de un sistema eléctrico de media

tensión, lo cual no está contemplado en la normatividad nacional.

1.2 Objetivos generales

Calcular el nivel de aislamiento óptimo de los equipos instalados en un sistema

eléctrico de media tensión, definiendo las características físicas medioambientales de

la zona donde se encuentra instalado el sistema eléctrico de media tensión, así como

los diferentes fenómenos físicos eléctricos al cual se encontrará sometido nuestro

sistema eléctrico a lo largo de su vida útil, generados tanto por la carga alimentada,

2

como por la red de suministro que provee de energía eléctrica a nuestro sistema

eléctrico.

1.3 Objetivos específicos

Analizar de manera correcta el medioambiente de la zona donde se encuentra

ubicado nuestro sistema eléctrico, así como los indicadores de sobretensiones del

sistema eléctrico en media tensión, para poder hallar el nivel de aislamiento óptimo y

su respectiva coordinación.

Comparar los cálculos efectuados según norma nacional e internacional, a fin de

implementar nuevos criterios en la normatividad nacional vigente.

1.4 Justificación

El presente estudio es realizado con la finalidad de implementar los criterios en el

cálculo del nivel de aislamiento de un sistema eléctrico de media tensión que se

muestran en la norma nacional [10] en su sección 8, ya que los criterios actuales sólo

contemplan la tabla de nivel de polución indicados en la Norma IEC 60815 [11],

asumiendo valores referenciales por la ubicación de la zona del proyecto del sistema

eléctrico de media tensión, sin realizar una toma de datos reales en la zona y sin

complementar con el procedimiento de cálculo estipulado por la Norma IEC 60071-2

[13] con los fenómenos físicos eléctricos representativos tales como las sobretensiones

producidas por operación, maniobra y rayos para el cálculo del nivel de aislamiento

óptimo.

Todo este trabajo surge después de haber realizado continuos mantenimientos

preventivos y correctivos a sistemas eléctricos de media tensión desde el año 2004,

encontrando deficiencias en el cálculo del nivel de aislamiento óptimo de un sistema

eléctrico de media tensión en los expedientes técnicos y proyectos eléctricos

ejecutados.

3

1.5 Delimitación del estudio

El estudio desarrollado tomará en cuenta el nivel de polución, índice de humedad,

índice de sal, índice de partículas sólidas depositadas en los aisladores [1][2][3] (para

nuestro caso, emplearemos los criterios y la experiencia desarrollada en otros países

con climatología semejante a nuestro análisis (Islas Canarias y Costa Norte del

continente Africano), así como los índices de sobretensión generados por industrias y

maniobras de operación de la red de media tensión, a los que estará sometido nuestro

sistema eléctrico[6]. Con respecto a esto último, emplearemos el procedimiento de

cálculo estipulado por la Norma IEC 60071-2 [13] para redes de media tensión

(gamma I).

Una vez efectuada la recopilación de los datos base reales tanto de los fenómenos

medioambientales como eléctricos, se procederá a calcular el nivel de aislamiento

óptimo siguiendo el procedimiento de la norma nacional [10] y luego de acuerdo a lo

estipulado por la norma IEC 60071-2 [13].

Con los resultados de los cálculos realizados, se procederá a realizar las

comparaciones a fin de evaluar su implementación en la normatividad vigente.

4

2. CAPÍTULO 2: FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA

2.1. INTRODUCCIÓN

2.1.1. Antecedentes

La coordinación de aislamiento tiene como finalidad la determinación de los niveles

de aislamiento necesarios en los equipos de una instalación eléctrica, de manera que

éstos puedan soportar las solicitaciones dieléctricas a las que serán sometidos, tanto en

servicio normal como en presencia de las sobretensiones que puedan originarse en la

red.

Antes de 1920 el dimensionamiento de los aislamientos se realizaba de una forma

puramente empírica, exigiendo a los materiales que soportaran una tensión a

frecuencia industrial de un valor igual al producto de la tensión de servicio por un

cierto coeficiente de seguridad elegido según la experiencia en instalaciones

anteriores.

La aparición de redes con tensión nominal superior a 100 kV exigió una mayor

racionalización del problema, por lo que se introdujeron los ensayos de impulso, al

comprobarse que los aislamientos no podían clasificarse únicamente por su capacidad

para soportar las solicitaciones a frecuencia industrial y se graduaron los aislamientos

de los diversos aparatos de una instalación de tal manera que sus tensiones soportadas

comportaran riesgos de fallo diferentes según la importancia y coste de cada aparato y

de forma que, en último extremo, el fallo de los menos importantes protegiese a los de

mayor responsabilidad. Este es en realidad el origen del término “Coordinación de

aislamiento”, que en la actualidad se refiere al dimensionamiento de los aislamientos

de acuerdo con los materiales empleados, las características de las solicitaciones

dieléctricas y los elementos de protección utilizados contra las sobretensiones.

En la actualidad se dispone de medios técnicos más sofisticados cuyo empleo permite

una mejor determinación de las sobretensiones que pueden aparecer en las instalacio-

nes, e incluso, para algunos tipos de sobretensiones, su valoración estadística. Por otro

5

lado, es posible analizar el comportamiento de los aislamientos frente a las

solicitaciones dieléctricas, realizando ensayos en los laboratorios que simulen las

sobretensiones mediante formas de onda normalizadas internacionalmente.

Lo anterior, unido a la existencia de una normativa internacional más específica en

materia de coordinación de aislamiento, permite plantear el problema de forma estadís-

tica enfocada a la determinación del riesgo de fallo en los aparatos y, por tanto, a la

evaluación de la tasa de fallo en las instalaciones.

2.1.2. Principios

La elección de las características que deben reunir los aislamientos de los aparatos e

instalaciones de alta tensión exige un conocimiento previo tanto de las solicitaciones

dieléctricas a que van a estar sometidos en servicio como del comportamiento de los

diferentes tipos de aislamientos frente a dichas solicitaciones. Este conocimiento es

fundamental para realizar una correcta coordinación de los aislamientos que permita

conocer en cada caso el riesgo de avería por fallo dieléctrico de dichos aislamientos.

La metodología de coordinación debe tener en cuenta la influencia en la soportabilidad

del aislamiento de los siguientes factores:

Polaridad de la sobretensión. En la mayoría de geometrías de electrodos, que se

encuentran en las aplicaciones de alta tensión, el conductor energizado sufre un

mayor esfuerzo que el conductor puesto a tierra. En aislamientos al aire, si el elec-

trodo con mayor esfuerzo está cargado positivamente, la tensión de descarga en el

intervalo será menor que si el electrodo con mayor esfuerzo está cargado negativa-

mente. Esto es porque la propagación del fenómeno de ionización sucede más fá-

cilmente bajo esfuerzo positivo que negativo.

Forma de onda de la sobretensión. Para los impulsos de frente lento la rigidez del

aislamiento externo depende más del frente del impulso que de su cola. Sin

embargo, para impulsos de tipo rayo la tensión de descarga del aislamiento decrece

con el incremento de duración de la cola.

6

Naturaleza del aislamiento. Es preciso distinguir entre aislamiento externo,

interno, y autorregenerable y no autorregenerable. Generalmente el aislamiento

externo es autorregenerable y el interno no autorregenerable

Condiciones-atmosféricas en el aislamiento externo. Las tensiones de cebado en

los intervalos de aire dependen del contenido de humedad y densidad del aire. La

soportabilidad del aislamiento se incrementa con la humedad absoluta del aire y

disminuye con la densidad.

El efecto del viento tiene influencia en el diseño del aislamiento, especialmente en

el caso de líneas aéreas que emplean cadenas de aisladores de libre oscilación.

Por otro lado, la contaminación atmosférica condiciona la soportabilidad del

aislamiento en las condiciones de servicio continuo.

Estado físico. Influyen sobre la soportabilidad del aislamiento otros factores que

pueden condicionar su comportamiento en condiciones de servicio. Estos factores

son fundamentalmente envejecimiento, fatigas mecánicas, deformaciones, efectos

químicos, etc.

La metodología de coordinación de aislamiento que se desarrolla en este capítulo se

basa en la norma UNE-EN 60071 [1], [2], que se define como una guía de aplicación

para la selección de los niveles de aislamiento de instalaciones para sistemas trifásicos

Su propósito es dar recomendaciones para la determinación de la tensión soportada

asignada, y justificar la asociación de estos valores asignados con los Valores

normalizados de las tensiones más elevadas para el material.

Esta guía tiene los siguientes criterios de aplicación:

No considera los requisitos para la seguridad de las personas.

Se aplica a los sistemas trifásicos con tensión asignada superior al kV.

Se aplica al aislamiento fase-tierra, entre fases y longitudinal.

En la utilización de la metodología propuesta es necesario considerar todas las clases

y todos los tipos de solicitaciones de tensión en servicio, independientemente del nivel

de tensión más elevado para el material. Únicamente al final del proceso, cuando se

7

realice la selección de la tensión soportada normalizada, se aplicará el precepto de

cubrir una solicitación de tensión de servicio particular con una tensión soportada

normalizada.

La práctica actual en la coordinación de aislamiento establece dos métodos para la

determinación del nivel de aislamiento, estos son el método estadístico y el

determinista o convencional; el uso de uno u otro depende de que sean o no conocidas

las distribuciones estadísticas de las sobretensiones soportadas por los materiales y de

las sobretensiones a prever en la instalación. Sin embargo, los procedimientos

aplicables son mezcla de ambos métodos; así, por ejemplo, algunos factores usados en

el método determinista se obtienen de consideraciones estadísticas.

En este capítulo se indicarán los criterios de utilización de ambos métodos, y

especialmente, cuando sea posible, del estadístico, ya que mediante éste es posible

plantear la optimización del aislamiento en las instalaciones eléctricas.

2.2. METODOLOGÍA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO

2.2.1. Descripción

La coordinación de aislamiento consiste en la selección de un conjunto de tensiones

soportadas normalizadas que caracterizan el aislamiento de los equipos existentes en

una instalación eléctrica junto con la determinación de las distancias en el aire, de

manera que soporten las solicitaciones dieléctricas a que estarán sometidos tanto en

servicio normal como bajo las condiciones de sobretensión que puedan presentarse en

el sistema.

Los criterios a emplear en la selección de las tensiones soportadas tendrán como fin la

reducción a niveles aceptables del riesgo de avería de la instalación por fallo de los

aislamientos, tanto desde un punto de vista económico como de continuidad del

servicio y seguridad de las personas. Por ello, y de forma previa, será preciso

determinar la causa y magnitud de las sobretensiones que pueden originarse, mediante

8

el análisis del sistema que incluirá la selección y localización de los dispositivos

empleados para su limitación.

La metodología de coordinación de aislamiento, cuyo esquema se indica en la Figura

consiste en líneas generales, en determinar, a partir de las sobretensiones

representativas del sistema, las tensiones soportadas de coordinación y especificada de

los equipos que, a su vez, permitirá seleccionar el nivel de aislamiento normalizado de

los mismos. Una vez obtenido éste será posible dimensionar las distancias en el aire.

a) Determinación de las sobretensiones representativas (Urp)

Las sobretensiones representativas se definen como aquéllas que se supone

producen el mismo efecto dieléctrico en el aislamiento que las sobretensiones que

tienen lugar durante el servicio de la instalación.

Las tensiones y las sobretensiones que ha de soportar el aislamiento deben

determinarse en amplitud, forma y duración mediante un análisis que incluya la

elección y la localización de los dispositivos de limitación de las sobretensiones.

Para cada categoría de sobretensión, este análisis debe permitir, por tanto,

determinar una sobretensión representativa que tenga en cuenta las características

del aislamiento (autorregenerable o no autorregenerable).

La sobretensión representativa puede caracterizarse por un valor máximo

estimado, un conjunto de valores de cresta o una distribución estadística de valores

de cresta.

La determinación de las tensiones soportadas de coordinación consiste en fijar los

valores mínimos de las tensiones soportadas del aislamiento que satisfacen el

criterio de comportamiento cuando el aislamiento se somete a las sobretensiones

representativas en las condiciones de funcionamiento.

9

(*) D: Dato, A: Acción, R: Resultado.

Fig. 2.1. Esquema de coordinación de aislamiento. Fuente [14]

10

Las tensiones soportadas de coordinación del aislamiento tienen la forma de

sobretensiones representativas de la categoría considerada y sus valores se

obtienen multiplicando los valores de las sobretensiones representativas por un

factor de coordinación (Kc). El valor del factor de coordinación depende de la

precisión de la evaluación de las sobretensiones representativas y de una

estimación empírica o estadística de la distribución de las sobretensiones y de las

características del aislamiento.

Las tensiones soportadas de coordinación pueden determinarse, ya sea como

tensiones soportadas previstas convencionales, o bien como tensiones soportadas

estadísticas. Esto influye en el procedimiento de determinación y en los valores

del factor de coordinación.

b) Determinación de las tensiones soportadas especificadas {Urw)

La tensión soportada especificada se define como la tensión normalizada de

ensaye c el aislamiento debe soportar para asegurar que éste cumplirá con los

criterios de comportamiento cuando se someta a las sobretensiones en las

condiciones reales de servicio y durante todo el tiempo de funcionamiento.

Su forma es la de la tensión soportada de coordinación y su determinación consiste

en convertir las tensiones soportadas de coordinación a las equivalentes en las

condiciones de ensayo normalizadas adecuadas. Esto se realiza multiplicando las

tensiones soportadas de coordinación por factores que compensen las diferencias

entre las condiciones reales de servicio del aislamiento y las de los ensayos de

tensiones soportadas normalizadas.

Los factores a aplicar deben compensar las diferencias en el montaje del material,

la dispersión en la calidad de producción, la calidad de la instalación, el

envejecimiento del aislamiento durante la vida esperada así como otras influencias

desconocidas.

En la práctica, estos valores no pueden evaluarse individualmente y se adopta un

factor de seguridad global (Ks) deducido de la experiencia.

11

Para el aislamiento externo debe aplicarse un factor adicional (Ka) que tenga en

cuenta las diferencias entre las condiciones ambientales normalizadas de

referencia y las esperas en funcionamiento.

c) Elección del nivel de aislamiento asignado

La tensión soportada normalizada se define como el valor de la tensión aplicada

en un ensayo de tensión soportada normalizado. Es un valor asignado al

aislamiento que justifica que éste satisface una o varias de las tensiones soportadas

especificadas.

Las tensiones soportadas normalizadas que satisfacen las tensiones soportadas

especificadas temporales, de frente lento y de frente rápido, para el aislamiento

fase-tierra, el aislamiento entre fases y el aislamiento longitudinal, pueden elegirse

de la misma forma de onda que la tensión soportada especificada, o de forma

diferente teniendo en cuenta, para esta última elección, las características

intrínsecas del aislamiento. Esto se realiza mediante la aplicación del factor de

conversión de ensayo (Kt), que se define, a su vez, como el coeficiente que

aplicado a la tensión soportada especificada, obtenida para una forma de onda

determinada, permite obtener el valor límite inferior de la tensión de ensayo

normalizada, con forma de onda diferente, que puede asumirse y satisface el requi-

sito de tensión con la forma de onda original.

La elección del nivel de aislamiento asignado consiste en seleccionar el conjunto

de tensiones soportadas normalizadas (Uw) del aislamiento más económico,

suficiente para demostrar que se satisfacen todas las tensiones soportadas

especificadas.

Las tensiones normalizadas más elevadas para el material se dividen en dos

gamas:

Gama I: Por encima de 1 kV hasta 245 kV inclusive. Esta gama cubre a la vez

redes de transporte y redes de distribución.

Gama II: Por encima de 245 kV. Esta gama cubre principalmente las redes de

transporte.

12

d) Elección de los niveles de aislamiento normalizados

Se define el nivel de aislamiento normalizado como el nivel de aislamiento

asignado cuyas tensiones soportadas normalizadas están asociadas a la tensión

más elevada para el material (Um) como se indica en las tablas de Niveles de

Aislamiento Normalizados siendo Um el valor eficaz máximo para el cual está

especificado el material en relación a su aislamiento entre otras características.

Son suficientes dos tensiones soportadas normalizadas para definir el nivel de

aislamiento normalizado del material:

Para los materiales de la gama I son suficientes la tensión soportada

normalizada para impulso tipo rayo y la tensión soportada normalizada de corta

duración a frecuencia industrial.

Para los materiales de la gama II son suficientes la tensión soportada

normalizada para impulso tipo maniobra y la tensión soportada normalizada

para impulso tipo rayo.

e) Distancias en el aire

Las distancias en el aire, entre los conductores en tensión y elementos metálicos

puestos a tierra o entre conductores de distintas fases, se determinan de forma que

sus tensiones de cebado a impulsos de maniobra y tipo rayo en condiciones

atmosféricas normalizadas sean iguales o mayores que las tensiones normalizadas

soportadas por la aparamenta.

2.2.2. Métodos de coordinación de aislamiento

La práctica actual establece dos métodos de coordinación de aislamiento, que son el

estadístico y el determinista o convencional; el uso de uno u otro depende de que sean

o no conocidas las distribuciones de las sobretensiones soportadas por los materiales

y de las sobretensiones a prever en la instalación. Sin embargo, de forma general los

procedimientos aplicados son mezcla de ambos métodos, así por ejemplo, algunos

factores usados en el método determinista, han sido deducidos mediante

consideraciones estadísticas.

13

a) Método determinista o convencional

Se aplica cuando no es posible evaluar de forma estadística la tasa de fallo de los

equipos que puede esperarse en servicio. Mediante el método convencional los

aislamientos se dimensionan de manera que tengan una tensión soportada superior

a la mayor sobretensión representativa que pueda aparecer sobre los equipos.

Los aislamientos no autorregenerables se caracterizan por su tensión soportada de

probabilidad 100 por 100, por lo que para éstos la tensión de coordinación será el

restado de multiplicar la tensión representativa, es decir, la máxima esperada sobre

el equipo, por el factor de coordinación Kc, que ha de tener en cuenta el efecto de

las incertidumbres en la determinación de las sobretensiones representativas y las

soportadas el aislamiento.

Para la caracterización de los aislamientos externos o autorregenerables se

sobretensión soportada estadística con probabilidad 90 por 100, por lo que el

factor Kc utilizado para determinar la sobretensión de coordinación, ha de tener en

cuenta la diferencia entre esta tensión y la prevista en el diseño que podría soportar

el aislamiento.

b) Método estadístico

Este método es aplicable cuando se conoce la distribución de sobretensiones en

el sistema y la distribución de sobretensiones soportadas por los materiales. El

método se basa en el cálculo de riesgo de fallo de los equipos, lo que permite

dimensionar su aislamiento de manera que dicho riesgo esté comprendido dentro

de unos límites aceptables que dependerán de la frecuencia de aparición de las

sobretensiones y de las consecuencias del fallo en el propio aislamiento y en la

explotación de la red.

La aplicación de la coordinación de aislamiento por el método estadístico,

mediante el conocimiento de las sobretensiones y el comportamiento de los

equipos, permite estimar la frecuencia de fallo directamente como una función de

los factores de diseño seleccionados para cada elemento, dependiendo de su tipo

y situación en el sistema. Repitiendo los cálculos para diferentes tipos de

14

aislamientos y para diferentes estados de la red, se puede obtener la tasa de fallos

totales (tasa de indisponibilidad) del sistema debido al fallo del aislamiento.

Probabilidad de descarga disruptiva de los aislamientos

En los aislamientos no autorregenerables una descarga disruptiva degradaría sus

propiedades dieléctricas, por este motivo sólo puede aplicarse un número limitado

de impulsos en los ensayos de determinación de las tensiones soportadas. Los

aislamientos no autorregenerables tendrán una probabilidad del 100 por 100 de

no sufrir descarga disruptiva bajo una tensión igual o menor a su tensión

soportada obtenida de los ensayos. Sin embargo será del 0 por 100 para cualquier

sobretensión superior a ésta.

De los aislamientos autorregenerables es posible obtener información estadística,

por lo que pueden ser caracterizados por la tensión con probabilidad 90 por 100

de ser soportada, o, lo que es lo mismo, la tensión con probabilidad 10 por 100

de producir una descarga disruptiva U10.

Por el comportamiento estadístico de los aislamientos autorregenerables puede

asociarse para impulsos de forma dada y diferentes valores de cresta U, una

probabilidad de descarga Pd estableciendo-una relación Pd = Pd (U). Esta función

queda definida por los siguientes parámetros:

U50: Se define como la tensión para la que el aislamiento tiene una

probabilidad del 50 por 100 de cebado o contorneo.

Z: Desviación típica, que representa la dispersión de las tensiones de

cebado. Se define como la diferencia entre las tensiones

correspondientes a las probabilidades de contorneo 50 por 100 y 16 por

100, es decir Z= U50 - Ul6.

U0: Tensión de truncamiento. Es la tensión máxima por debajo de la cual la

descarga disruptiva ya no es posible. La determinación de este valor no

es posible por ensayos prácticos.

15

Usualmente la función Pd se da como una función matemática (distribución

acumulativa de probabilidad) la cual se describe totalmente por los parámetros

U50, Z y U0. En la distribución de Gauss, tradicionalmente empleada, el valor de

U50 es también la media, y la desviación típica se obtiene directamente como se

indicó anteriormente. Por simplificación el punto de truncamiento

frecuentemente no se considera.

Para la aplicación del método estadístico en la coordinación de aislamiento para

sobretensiones de frente lento, el empleo de la distribución de probabilidad

acumulativa de Weibull modificada tiene ventajas con respecto a la distribución

de Gauss. La ecuación (2.1) representa una función acumulativa de Weibull con

los parámetros elegidos para ajustarse a la función de probabilidad acumulativa

de Gauss al 50 por 100 y 16 por 100 de la probabilidad de contorneo y para truncar

la distribución a U50 - NZ.

𝑃𝑑(𝑈) = 1 − 0,5(1+𝑥

𝑁)

𝛾

(2.1)

Donde:

x = (U –U50)/Z

x: es el número de desviaciones típicas correspondientes a U.

N: es el número de desviaciones típicas correspondiente a la tensión de

truncamiento

U0 para la cual Pd(U0) = 0.

Para una desviación típica de distribución de probabilidad de Gauss (con x = -1),

Pd(U) = 0,16 en la ecuación (2.1). Si se elige N = 4, el valor exacto del exponente ha

de ser 4,83 en la ecuación (2.1). Aproximar este valor a = 5 no produce errores

apreciables, de modo que la distribución de Weibull modificada, propuesta en esta

guía, se describe en la ecuación (2.2):

5

141 0,5

x

dP U

(2.2)

16

Para cálculos estadísticos del comportamiento previsible en campo, deberá hacerse uso

de datos detallados, obtenidos en campo o mediante ensayos de laboratorio. En au-

sencia de tales datos, se recomiendan los siguientes valores de desviación típica,

deducidos del resultado de un gran número de ensayos, para los cálculos estadísticos:

Para impulsos tipo rayo: Z = 0,03 U50 (kV)

Para impulsos tipo maniobra: Z = 0,06 U50 (kV)

Estos valores incluyen la influencia de las condiciones atmosféricas. El parámetro U10

(obtenido, de la ecuación 2.1), correspondiente a la probabilidad de soportabilidad 90

por 100, se emplea para describir la distribución de probabilidad de soportabilidad en

función de la desviación típica:

10 50 13 .U U Z (2.3)

Función de distribución de frecuencia acumulativa de las sobretensiones

La función de distribución acumulativa de las sobretensiones se puede representar por

la ecuación (2.4), donde además se indica la relación entre dicha función para cresta

por caso (c - p) y cresta por fase (p - p), considerando que las sobretensiones en las

tres ases son estadísticamente independientes.

𝑃𝑜(𝑈)𝑐−𝑝 = 1 − (1 − 𝑃0(𝑈)𝑝−𝑝)3

= 1 − 𝑒−3(

𝑈𝑒𝑡𝛽

)𝛾

(2.4)

con los parámetros = 3 y = 3,5 Se, y siendo:

Se: desviación típica de sobretensiones.

Uet: valor de truncamiento.

Riesgo de fallo de un aislamiento sometido a sobretensiones

Conocidas las distribuciones de probabilidad de las tensiones de cebado del

aislamiento de las sobretensiones previstas, es posible calcular el riesgo de avería del

aislamiento rente a dicho tipo de sobretensiones.

17

Sea po(U) la función de densidad de probabilidad de las sobretensiones, y Pd(U) la

función de distribución acumulativa de la descarga disruptiva, es decir, la probabilidad

de que la tensión disruptiva del aislamiento sea igual o inferior a U.

Según esto, la probabilidad de fallo para las sobretensiones comprendidas entre U y

U+ dU es:

dR = Pd(U) p0 (U) dU (2.5)

El riesgo total de fallo será:

𝑅 = ∫ 𝑃𝑑(𝑈)𝑝0(𝑈)𝑑𝑈∞

0 (2.6)

Si los aparatos están protegidos por pararrayos, el riesgo de fallo se puede calcular

aplicando la misma fórmula, pero utilizando tomó Pd (U) la probabilidad de fallo de

los aparatos en presencia del dispositivo de protección. Si se refuerza el aislamiento,

la curva Pd (U) se desplazará hacia la derecha en la Figura 2.2 y, por tanto, el riesgo

de fallo R disminuirá.

La precisión del cálculo depende de la precisión con que se conozcan las funciones le

probabilidad. El método estadístico permite una coordinación más racional de los

aislamientos que el método convencional. Con este método se pueden, por ejemplo,

dimensionar los aislamientos de los diferentes aparatos de manera que sus riesgos de

fallo respectivos se correspondan con la influencia que sobre la explotación podría

tener un fallo en ellos. Permite también ver el efecto que sobre el riesgo de fallo

produciría una reducción de las sobretensiones o un aumento del nivel de aislamiento

de los aparatos.

Para la elección de los aislamientos de los aparatos de una instalación, el proyectista

debe comenzar por estudiar las solicitaciones dieléctricas a que van a estar sometidos

los materiales y definir el riesgo de fallo que puede acercarse para cada aparato y cada

18

tipo de sobretensión. Desde un punto de vista teórico es siempre posible una elección

racional de los aislamientos bajo criterios económicos si se evalúan los costes

correspondientes a un fallo (reposición de materiales, mano de obra, indisponibilidad

de la instalación, etc.).

Figura 2.2. Cálculo de riesgo de fallo de un aislamiento. Fuente [14]

De esta manera sería posible asociar a cada tipo de fallo unos costes de riesgo

correspondientes, cuya comparación con los costes necesarios para aumentar el

aislamiento de los aparatos permitiría determinar el nivel de aislamiento más

conveniente.

El proyectista tenderá a reducir el riesgo de fallo de aquellos aparatos en los que un

aumento del nivel de aislamiento no implica unos costes adicionales elevados y

aquéllos en los que un fallo tendría consecuencias graves para la explotación.

19

2.2.3. Tensión representativa

a) Tensiones permanentes (a frecuencia industrial)

Bajo condiciones normales de explotación, la tensión a frecuencia industrial puede

ser susceptible de variar algo en magnitud y diferir de un punto del sistema a otro.

Con propósitos de diseño y coordinación de aislamiento, la tensión permanente

representativa a frecuencia industrial será, sin embargo, considerada como

constante e igual a la tensión más alta del sistema (Us).

b) Sobretensiones temporales

Las sobretensiones temporales se caracterizan por su amplitud, su forma de

tensión su duración. Todos los parámetros dependen del origen de las

sobretensiones, pero las amplitudes y las formas de onda pueden incluso variar

durante la existencia de la sobretensión.

Para propósitos de coordinación de aislamiento, se considera que la sobretensión

temporal representativa tiene la forma de onda de la tensión de corta duración

normalizada frecuencia industrial (1 minuto). Su amplitud se define por un valor

(el máximo previsto), un conjunto de valores de cresta, o una distribución

estadística completa de valores de cresta. Para elegir la amplitud de la sobretensión

temporal representativa se deberá tener en cuenta:

La amplitud y duración de la actual sobretensión en servicio.

La amplitud/duración de la característica de soportabilidad a frecuencia

industrial del aislamiento considerado.

Si esta última característica es desconocida, para simplificar, la amplitud se puede

tomar igual a la máxima sobretensión menor a 1 minuto que se puede presentar en

servicio, y la duración se puede tomar como 1 minuto.

En casos particulares, se puede adoptar un procedimiento de coordinación

estadístico siempre que se describa la sobretensión representativa mediante una

distribución de probabilidad amplitud/duración de las sobretensiones temporales

prevista en servicio.

Se deben considerar las sobretensiones temporales que tienen como origen las

siguientes causas:

20

b.1) Faltas a tierra

Cuando se produce una falta a tierra en un sistema eléctrico de potencia, se origina

inicialmente un transitorio que da como resultado una sobretensión a la frecuencia

del sistema generalmente de forma sinusoidal. Para el estudio de las

sobretensiones máximas que cabe esperar en un sistema dado a causa de la

ocurrencia de una falta, es suficiente, en general, tratar el caso de falta monofásica,

pues es el que produce normalmente las mayores sobretensiones. Una falta

monofásica a tierra origina sobretensiones fase-tierra en las fases sanas, pero no

origina sobretensiones temporales entre fases o a través del aislamiento

longitudinal.

Las amplitudes de la sobretensión dependen de la puesta a tierra del neutro y de

la localización de la falta. En sistemas de configuración normal, la amplitud de la

sobretensión representativa se debe suponer igual a su valor máximo. En sistemas

de configuración anormal, como por ejemplo partes del sistema con neutros

aislados en un sistema con neutro normalmente puesto a tierra, se tratarán

separadamente, teniendo en cuenta la probabilidad de que puedan ocurrir faltas

atierra simultáneamente.

La duración de la sobretensión corresponde a la duración de la falta hasta su

eliminación. En sistemas con el neutro puesto a tierra es normalmente menor de 1

segundo. En sistemas con neutro puesto a tierra a través de bobinas de

compensación el despeje de la falta es en general menor de 10 s. En sistemas sin

eliminación de defectos la duración puede ser de varias horas. En tales casos,

puede ser necesario definir la tensión permanente a frecuencia industrial como el

valor de la sobretensión temporal durante la falta a tierra.

En el cálculo del valor de sobretensión se ha de suponer que la falta a tierra tiene

lugar cuando la tensión de servicio es igual a la tensión más alta del sistema (Us).

b.2) Pérdida de carga

21

La desconexión brusca de cargas importantes puede ser consecuencia de las

operaciones de disparo de los interruptores por faltas, errores humanos o por

condiciones de sobrecarga. Como consecuencia de esto, la potencia cedida por los

generadores se modifica repentinamente en mayor o menor grado. En el caso de

un generador en antena sobre una red, el disparo del interruptor de conexión da

lugar a que la potencia dada por el generador pase bruscamente desdé el valor

inicial al valor cero; esto origina un aumento de la tensión en bornes del generador

y en la línea de conexión con el sistema. Este aumento puede ser especialmente

importante cuando la desconexión de la carea se realiza al final de una línea, ya

que en este caso la sobretensión que se produce es mayor, pues la carga del

alternador pasa en la desconexión de tener un carácter inductivo a una carga

capacitiva aportada por la línea.

Las sobretensiones temporales fase-tierra o longitudinales debidas a las pérdidas

de carga dependen de la carga desconectada, de la configuración de la red después

de la desconexión y de las características de las fuentes de energía (potencia de

cortocircuito de la subestación, velocidad y regulación de tensión de los

generadores, etc.).

El incremento de tensión fase-tierra de las tres fases es idéntico y, por tanto, las

mismas sobretensiones relativas ocurren entre fase y tierra y entre fases. Estos

incrementos pueden ser especialmente importantes en el caso de pérdida de carga

en el extremo remoto final de una línea larga (efecto Ferranti) y afecta

principalmente a los aparatos conectados en la subestación en el lado de la fuente

del interruptor automático remoto abierto.

Las sobretensiones temporales longitudinales dependen del grado de desfase

después de la separación de la red y la peor situación posible es la oposición de

fase.

22

Durante el análisis de sobretensiones temporales, se recomienda tener en cuenta

los puntos siguientes (con la tensión de referencia de 1 p.u. igual a 2 / 3sU ):

En sistemas de extensión moderada, una pérdida total de carga puede producir

sobretensiones fase-tierra con una amplitud normalmente inferior a 1,2 p.u. La

duración de la sobretensión depende del equipo de control de la tensión y puede

llevar varios minutos.

En grandes sistemas, después de una pérdida total de carga, las sobretensiones

la tierra pueden alcanzar 1,5 p.u., o incluso más cuando ocurren los efectos

Ferran o de resonancia. Su duración puede ser del orden de algunos segundos.

Si sólo hay cargas estáticas en la parte desconectada, la sobretensión tempera,

longitudinal es normalmente igual a la sobretensión entre fase y tierra. En

sistemas con motores o generadores en la parte desconectada, una separación

de redes puede producir una sobretensión longitudinal temporal compuesta de

dos sobretensiones fase-tierra en oposición de fase, cuya amplitud máxima es

normalmente inferior a 2,5 p.u. (se pueden obtener valores mayores, como

casos excepcionales, en los sistemas muy grandes de alta tensión).

b.3) Resonancia y ferrorresonancia

Se producen sobretensiones temporales debidas a estas causas cuando se pérdidas

de carga en circuitos que incorporan elementos de gran capacidad (líneas

compensadas en serie) y elementos inductivos (transformadores; bobinas de

reactancia shunt) que tienen características de magnetización no lineales.

Las sobretensiones temporales debido al fenómeno de resonancia pueden alcanzar

valores extremadamente altos. Pueden ser prevenidas o limitadas en el diseño del

sistema mediante cambios de configuración o la utilización de resistencias de

amortiguamiento.

Por tanto, no se deben normalmente considerar como basa para la selección de la

tensión asignada de pararrayos o para diseñar el aislamiento, a menos que estas

medidas no sean suficientes.

b.4) Sobretensiones longitudinales durante la sincronización

23

Las sobretensiones temporales longitudinales representativas se deducen de la

sobretensión prevista en servicio que tiene una amplitud igual a dos veces la

tensión de servicio fase-tierra y una duración que va desde varios segundos a

algunos minutos.

Además cuando las operaciones de sincronización son frecuentes, se debe

considerar la probabilidad de que ocurra una falta a tierra y como consecuencia

una sobretensión. En tales casos, las amplitudes de las sobretensiones

representativas son la suma de la máxima sobretensión fase-tierra prevista en un

terminal y la tensión permanente de servicio, en oposición de fase, en el otro.

b.5) Combinaciones de causas de sobretensiones temporales

Antes de tratar como combinadas las sobretensiones temporales de origen

diferente, se debe examinar cuidadosamente la probabilidad de aparición

simultánea. Estas combinaciones pueden conducir a la elección de pararrayos con

características asignadas mayores y, en consecuencia, niveles más altos de

protección y de aislamiento. Esto solamente es justificable técnica y

económicamente si la probabilidad de que ocurran simultáneamente es

suficientemente elevada.

1. Falta a tierra con pérdida de carga

La combinación falta a tierra con pérdida de carga puede existir cuando,

durante una falta en la línea, el interruptor de carga abre primero, y la carga

desconectada provoca una sobretensión de pérdida de carga en la parte de la

red todavía en defecto, hasta que abre el interruptor de cabecera. .

La combinación falta a tierra con pérdida de carga puede también existir

cuando se desconecta una gran carga y la sobretensión temporal que se produce

debido a esta causa, provoca una falta a tierra en el resto de la red. La

probabilidad de que esto ocurra es, sin embargo, pequeña, cuando las

sobretensiones debidas al cambio de carga son en sí mismas pequeñas, y un

defecto consecutivo a una pérdida de carga sólo se puede producir en

24

condiciones extremas, como por ejemplo en el caso de una contaminación

fuerte.

2. Otras combinaciones

Como los fenómenos de resonancia deben evitarse, su combinación con otras

causas deberá ser considerada únicamente como un resultado adicional de estas

resonancias. Sin embargo, en algunos sistemas, no es fácil evitar los fenómenos

de resonancia y, en tales sistemas es importante llevar a cabo estudios

detallados.

c) Sobretensiones de frente lento

Las sobretensiones de frente lento tienen duraciones del frente de algunas

decenas a algunos miles de microsegundos y duraciones de la cola del mismo

orden de magnitud, y son de naturaleza oscilatoria. Generalmente se producen

por maniobra de interruptores y descargas de rayos distantes a los conductores

de líneas aéreas.

La solicitación de tensión representativa se caracteriza por una forma de onda

de tensión y una amplitud que puede ser, bien una sobretensión, máxima

prevista o una distribución de probabilidad de amplitudes de sobretensión.

La forma de onda de tensión representativa es el impulso tipo maniobra

normalizado (duración de cresta 250 s y duración de cola al valor mitad 2.500

µs). La amplitud representativa es la amplitud de la sobretensión, considerada

independientemente de su tiempo hasta la cresta real. Sin embargo, en algunos

sistemas de gama II, pueden producirse sobretensiones con frentes muy largos

y la amplitud representativa puede deducirse teniendo en cuenta la influencia

de la duración del frente sobre la rigidez dieléctrica del aislamiento.

25

La distribución de probabilidad de las sobretensiones sin actuación del

pararrayos se caracteriza por su valor al 2 por 100, su desviación típica y su

valor de truncamiento. Aunque no es perfectamente válido, la distribución de

probabilidad puede ser aproximada por una distribución de Gauss entre el valor

50 por 100 y el valor de truncamiento, por encima del cual se supone que no

existen valores. Alternativamente, puede ser empleada una distribución

modificada de Weibull.

El valor máximo previsto de la sobretensión representativa será el menor valor

que resulte de comparar el valor de truncamiento de las sobretensiones y el

nivel de protección del pararrayos bajo impulso tipo maniobra.

La maniobra con un interruptor en un sistema de potencia cambia el estado de

las condiciones existentes previas a la maniobra a las existentes después de la

operación, lo que genera fenómenos transitorios. La tensión a frecuencia

industrial antes y después de la maniobra tendrá un valor diferente debido al

cambio de estado en el sistema, y la amplitud de la sobretensión total puede ser

considerada como una componente transitoria superpuesta a la componente en

régimen permanente.

Los transitorios de maniobra, generalmente, son de naturaleza oscilatoria y

presentan formas de onda complejas, cuya frecuencia fundamental se establece

en el rango de 100 Hz a varios kHz. La duración del frente de onda puede ser

de decenas a miles de microsegundos y la duración de la cola es del mismo

orden de las maniobras causantes de este tipo de sobretensiones en la red de ser

las siguientes:

Cierre y reenganche de líneas o cables.

Faltas y su eliminación.

Maniobra de corrientes capacitivas o inductivas.

26

c.1) Sobretensiones debidas a la conexión y reenganche de líneas

Una conexión o un reenganche de una línea trifásica producen sobretensiones

de maniobra en las tres fases de la línea. Por tanto, cada maniobra produce tres

sobretensiones fase-tierra y las correspondientes tres sobretensiones fase-fase.

Las amplitudes de las sobretensiones debidas a la conexión de la línea

dependen de numerosos factores, incluyendo el tipo de interruptor automático

(con resistencia de preinserción o sin ella), naturaleza del sistema de

alimentación (simple o mallado) y potencia cortocircuito de las barras a partir

de las cuales la línea es conectada, la naturaleza del medio de compensación

utilizado y la longitud de la línea de conexión, situación del fin línea (abierta,

transformador, pararrayos), etc.

Los reenganches trifásicos pueden generar elevadas sobretensiones de frente

lento ido a cargas atrapadas en la línea reenganchada. Al mismo tiempo que el

reenganche, amplitud de la sobretensión remanente sobre la línea (debido a la

carga atrapada) puede ser tan alta como el valor de cresta de la sobretensión

temporal. La descarga de esta ¡a atrapada depende de los restantes equipos

conectados a la línea, de la conductividad inicial de los aisladores, o de las

condiciones de efecto corona sobre los conductores, y del instante de

reenganche.

En sistemas normales el reenganche monofásico no genera sobretensiones más

altas las debidas a la conexión. Sin embargo, para líneas en las cuales pueden

ser significativos los efectos de resonancia o de Ferranti, el reenganche

monofásico puede dar como resultado sobretensiones más altas que las debidas

a la conexión trifásica.

La distribución de probabilidad correcta de las amplitudes de las

sobretensiones puede ser obtenida solamente mediante una cuidadosa

simulación numérica de las maniobra, empleando programas computacionales

(como por ejemplo ATP), analizadores de transitorios, etc.

27

De forma práctica la evaluación estadística de las sobretensiones puede llevarse

mediante dos métodos:

Método cresta por fase. En este método se obtiene la función de densidad

de pro-habilidad de las sobretensiones fase-tierra para una sola fase, y se

supone que es la misma para las tres fases. Cada maniobra contribuye con

tres valores de cresta a la distribución de probabilidad de las sobretensiones

representativas.

Método cresta por caso. La función de densidad de probabilidad de las

sobretensiones se calcula teniendo en cuenta solamente la fase que en cada

maniobra da lugar a la sobretensión-fase-tierra mayor. Cada maniobra

contribuye con un valor a la distribución de probabilidad de la sobretensión

representativa.

1. Sobretensiones fase-tierra

A título informativo, la Figura 10.3 muestra el rango de valores de

sobretensiones 2 por (en valores p.u. de 2 / 3Us ) que pueden esperarse

entre fase y tierra, sin limitación proveniente de pararrayos. Los datos de la

Figura 2.3 están basados en un número de Atados obtenidos sobre el terreno

y en estudios, e incluye los efectos de muchos de factores determinantes de

las sobretensiones. La figura debe ser utilizada como una canción para

determinar si sobre una configuración dada, las sobretensiones son

suficientemente elevadas para causar problemas. En este caso, el rango de

valores indica a qué punto las sobretensiones pueden ser limitadas. Para

este propósito, es necesario realizar estudios detallados.

Los parámetros representativos de la función de densidad de probabilidad

de las sobretensiones fase-tierra pueden obtenerse, en función del método

de cálculo de la sobretensión representativa 2 por 100 como se indica a

continuación:

28

Figura 2.3. Rango de sobretensiones de frente lento 2 por 100 en el extremo de

recepción debido a la conexión y reenganche de la línea [13]

Método fase-cresta:

Valor 2%: Ue2

Desviación típica: Se = 0.25 (Ue2 – 1) (2.7)

Valor de truncamiento: Uet=1,25 Ue2 - 0,25 (2.8)

Si Uet = Ue50 + 2Se entonces Uet= Ue50 + 3Se (2.9)

Método caso – cresta:

Valor 2%: Ue2

Desviación típica: Se =0,17 (Ue2-l) (2.10)

Valor de truncamiento: Uet = 1,13 Ue2- 0,13 (2.11)

2. Sobretensiones entre fases

El valor de sobretensión entre fases 2 por 100 puede ser determinado

aproximadamente a partir de la sobretensión fase-tierra. La Figura muestra

el rango de relaciones posibles entre los valores 2 por 100 de sobretensiones

entre fases y fase-tierra. El límite superior de este rango se aplica a las

29

sobretensiones de reenganche trifásico rápido, el límite inferior se aplica a

las sobretensiones de conexión trifásica.

Los parámetros de la distribución de probabilidad de sobretensión fase-fase

puede ser estimados como sigue:

Método de fase-cresta:

Valor 2%: Up2

Desviación típica: Sp=0,25 (Up2 – 1,73) (2.12)

Valor ce truncamiento: Upt = 1,25 Up2 – 0,43 (2.13)

Método de caso-cresta:

Valor 2%: Up2

Desviación típica: Sp=0,17 (Up2 – 1,73) (2.14)

Valor de truncamiento: Upt = 1,14 Up2 – 0,24 (2.15)

Figura 2.4. Relación entre los valores 2 por 100 de sobretensiones de frente

lento entre fases y fase-tierra. Fuente [13]

30

Para todos los tipos de aislamiento de la gama II, excepto para las distancias en

el aire, la sobretensión representativa entre fases es igual al valor de cresta de

la sobretensión entre fases. Para distancias en el aire en la gama II y, más

particularmente, para sistemas cuya tensión sea igual o mayor que 500 kV, la

sobretensión representativa entre fases puede ser determinada a partir de los

valores de cresta de sobretensión fase-tierra y entre fases (véase [13]).

3. Sobretensiones longitudinales

Las sobretensiones longitudinales; que se producen entre terminales

durante la conexión o el reenganche, se componen de la tensión de servicio

permanente en un terminal y la sobretensión de maniobra en el otro. En los

sistemas sincronizados, el mayor valor de cresta de la sobretensión de

maniobra y la tensión de servicio tienen la misma polaridad, y el

aislamiento longitudinal soporta una menor sobretensión que el aislamiento

fase-tierra.

No obstante, el aislamiento longitudinal entre sistemas asíncronos puede

estar sometido a sobretensiones de conexión en un terminal y el valor cresta

de la tensión nominal e servicio, de polaridad opuesta, en el otro.

Para la componente de sobretensión de frente lento, se aplican los mismos

principios que para el aislamiento fase-tierra.

4. Sobretensiones máximas previstas

Si no se emplea protección por pararrayos, la sobretensión máxima de

conexión o reenganche prevista es:

Para la sobretensión fase-tierra, el valor de truncamiento Uet.

Para la sobretensión entre fases, el valor de truncamiento Upt, o para el

aislamiento extremo en la gama II y sistemas de más de 500 kV, el valor

determinado de acuerdo con la norma IEC 60071-2, ambos

subdivididos en dos componentes iguales con polaridades opuestas.

Para las sobretensiones longitudinales, el valor de truncamiento Udt de

la sobretensión fase-tierra debida a la conexión en un terminal y el valor

31

de cresta de la tensión de servicio permanente, de polaridad opuesta, en

el otro terminal.

c.2) Sobretensiones a causa de faltas y su eliminación

Las sobretensiones de frente lento se generan a la iniciación de la falta y durante

su eliminación, a consecuencia del cambio de tensión desde la tensión de servicio

a la sobretensión temporal, en las fases sanas y por el retorno desde un valor

próximo a cero a la tensión de servicio de la fase con defecto. Ambas causas

producen únicamente sobretensiones fase-tierra. Las sobretensiones entre fases

pueden ser despreciadas. Una estimación conservadora de los valores máximos

previstos de la sobretensión representativa Uet es como sigue:

Inicio de la falta Uet = (2k - 1) Us 2 3 (kV cresta) (2.16)

Eliminación de la falta Uet = 2,0 Us 2 3 (kV cresta) (2.17)

donde k es el factor de defecto a tierra.

En la gama I, se deberán considerar las sobretensiones causadas por faltas a tierra

en sistemas con neutro aislado o resonante en los que el factor de falta a tierra es

aproximadamente igual a √3. En estos sistemas, la coordinación de aislamiento

puede basarse en las sobretensiones máximas previstas, no siendo necesario

considerar la función de probabilidad de sus amplitudes.

En la gama II, cuando las sobretensiones debidas a la conexión o reenganche de

la línea están limitadas a valores inferiores a 2 p.u., las sobretensiones a causa de

faltas y eliminación de faltas requieren un examen cuidadoso si no están limitadas

en el mismo grado.

c.3) Sobretensiones debidas a la pérdida de carga

Las sobretensiones de frente lento debidas a la pérdida de carga tienen importancia

únicamente en sistemas de la gama II, en los que las sobretensiones de conexión

32

y reenganche se limitan a valores por debajo de 2 p.u. En estos casos, necesitan

ser examinadas, especialmente si hay involucrados transformadores a la salida del

generado: o largas líneas de transporte.

c.4) Sobretensiones debidas a la maniobra de corrientes inductivas y

capacitivas

La maniobra de corrientes inductivas o capacitivas puede dar lugar a

sobretensiones pueden requerir atención. En particular, las siguientes maniobras

deben tomarse en consideración:

Interrupción de corrientes de arranque de motores.

Interrupción de corrientes inductivas, por ejemplo cuando se interrumpe la

corriente de magnetización de un transformador o cuando se desconecta una

reactancia shunt.

Maniobra y funcionamiento de hornos de arco y sus transformadores, que

puede dar lugar a arranque de corriente.

Maniobra de cables en vacío y de baterías de condensadores.

Interrupción de corrientes por fusibles de alta tensión.

El recebado de interruptores automáticos, que puede ocurrir en la interrupción de

corrientes capacitivas (desconexión de líneas en vacío, cables o baterías de

condensadores), puede generar sobretensiones particularmente peligrosas, siendo

aconsejable el empleo de interruptores automáticos libres de recebados. Además,

si se energizan baterías le condensadores, en particular si son con neutro aislado,

debe tomarse la precaución de comprobar las sobretensiones fase-fase.

c.5) Sobretensiones tipo rayo de frente lento

En sistemas con líneas largas (mayores de 100 km), las sobretensiones tipo rayo

de frente lento se originan en los conductores de fase a causa de rayos, cuando la

corriente de rayo es suficientemente baja para no producir un contorneo en

aisladores de línea y el impacto del rayo ocurre a una distancia suficiente desde el

lugar considerado para producir el frente lento.

33

Puesto que las corrientes de rayo tienen tiempos de hasta el semivalor de cresta

que claramente exceden de 200 s, no se presentan sobretensiones de gran

amplitud y tiempo a la cresta críticas para el aislamiento. Las sobretensiones tipo

rayo de frente lento, por tanto, son de menor importancia en la coordinación de

aislamiento y normalmente se desprecian.

c.6) Limitaciones de sobretensiones de frente lento

El método más frecuentemente empleado para limitar las sobretensiones de

maniobra es el uso de resistencias de preinserción en interruptores de línea. Otros

medios, tales como control del instante y la instalación de varistores a través de

las cámaras de interrupción, pueden emplearse también para limitar

sobretensiones debidas a conexión de líneas y maniobras de corrientes inductivas

o capacitivas.

Los transformadores de tensión inductivos conectados a los extremos de línea

reducen eficazmente las cargas atrapadas en las fases de la línea después de la

apertura. Las sobretensiones de frente lento debidas al subsiguiente reenganche

trifásico quedan por tanto limitadas al nivel de simple conexión de línea.

c.7) Protección con pararrayos contra sobretensiones de frente lento

En sistemas con sobretensiones temporales moderadas, los pararrayos de óxidos

metálicos sin explosor y los pararrayos con explosor especialmente diseñados son

adecuados para proteger contra sobretensiones de frente lento, mientras que los

pararrayos de resistencia de tipo no lineal con explosores operan contra

sobretensiones de frente lento únicamente en casos extremos, debido a las

características de cebado de los explosores en serie. Debe notarse que cuando los

pararrayos se instalan en los extremos de largas líneas de transporte, con el

propósito de limitar las sobretensiones de frente lento, las sobretensiones en mitad

de la línea pueden ser substancialmente mayores que en los extremos.

Como regla general puede asumirse que los pararrayos de óxidos metálicos

limitan las amplitudes de las sobretensiones fase-tierra (kV cresta) a

aproximadamente el doble de la tensión asignada del pararrayos (kV en valor

34

eficaz). Esto significa que los pararrayos de óxidos metálicos son adecuados para

limitar sobretensiones de frente lento debidas a conexión y reenganche de líneas,

así como maniobra de corrientes inductivas y capacitivas, pero no, en general, las

sobretensiones causadas por faltas a tierra y eliminación de faltas, puesto que las

amplitudes previstas de estas últimas son demasiado bajas (excepto en el caso de

faltas en líneas con compensación serie).

Las sobretensiones originadas por la conexión y reenganche de líneas aportan

corrientes menores que 0,5 ÷ 2 kA, a través de los pararrayos. En este rango de

corriente, el conocimiento de la amplitud exacta de corriente no es tan importante,

debido a la extrema no linealidad del óxido metálico.

La sobretensión máxima representativa en presencia de pararrayos se escogerá de

la siguiente forma:

Fase-tierra: será igual al nivel de protección del pararrayos (Ups), en caso

de actuar el pararrayos.

Fase-fase: será el menor valor de dos veces el nivel de protección del

pararrayos y el de truncamiento de la función de distribución de probabilidad de

sobretensiones fase-fase en ausencia de pararrayos.

En todos los casos, la aplicación de pararrayos para controlar las sobretensiones

de frente lento, deberá tener en consideración el ciclo de carga requerido y los

requisitos de disipación de energía, a fin de elegir la clase de pararrayos apropiado.

La función probabilística de distribución sin pararrayos sufre una importante

modificación cuando actúa el pararrayos de óxidos metálicos mostrando un

cambio de pendiente muy pronunciado en torno al nivel de protección, véase la

Figura 2.5.

La característica tensión-intensidad de un pararrayos de óxidos metálicos puede

aproximarse por la expresión:

35

U = Uo + KI (2.18)

Las constantes Uo y K se pueden obtenerse como:

0 2 1

4 1

3 3U U U (2.19)

1 2

1

4

3

U UK

I

(2.20)

siendo U1, la tensión residual de maniobra del pararrayos a la intensidad I1 y U2

la tensión a residual a 0.25 I1.

Figura 2.5. Función probabilística de distribución de sobretensiones fase-

tierra (1: Sin pararrayos, 2: con pararrayos de óxidos metálicos). Fuente [14]

De esta manera la característica tensión-intensidad obtenida es válida en un

intervalo 0,25 I1 ÷ I1.

36

La función de distribución original de sobretensiones cambia a la modificada por

el pararrayos, estando esta última caracterizada por los parámetros siguientes:

Valor medio: 50 50 0e p e

K ZU U U

Z K Z K

(2.21)

Desviación típica . e

KSp S

Z K

(2.22)

Donde Ue50 y Se son respectivamente el valor medio y la desviación típica de la

distribución original sin pararrayos, y Z es la impedancia característica de la línea

de transporte energizada.

La distribución de sobretensiones fase-fase también se verá afectada por la

presencia del pararrayos, y el valor de la sobretensión estadística fase-fase Up2

puede aproximarse a los siguientes valores:

En el caso de que el nivel de protección del pararrayos sea mayor que 0,75 Us2, el

valor de Upl permanece prácticamente inalterado.

Si el nivel de protección del pararrayos es menor que 0,75 Ue2, la sobretensión Up2

es igual a dos veces el nivel de protección del pararrayos.

d) Sobretensiones de frente rápido

d.1) Sobretensiones de tipo rayo

Técnica y económicamente no es posible dimensional los aislamientos para

soportar las sobretensiones originadas por caída directa del rayo sobre

subestaciones y líneas. Por este motivo, y a efectos de coordinación de

aislamiento, se determinan las sobretensiones que pueden presentarse en la

subestación causadas por descargas atmosféricas en las líneas a las que se conecta.

Para evitar la caída directa de rayos en las subestaciones se lleva a cabo un

apantallamiento total, de forma que sólo podrán incidir sobre los conductores de

37

fase aquellos rayos cuyas intensidades de descarga no provoquen daños en los

equipos ni contorneo en los aisladores.

De la misma forma, para evitar las descargas en los conductores de fase de las

líneas, se procede al apantallamiento de los mismos mediante cables de tierra, y a

la reducción de la resistencia de puesta a tierra de las torres para disminuir el riesgo

de cebado inverso.

Las sobretensiones debidas al rayo están causadas por descargas directas a los

conductores de fase de las líneas, por cebados inversos en sus apoyos o están

inducidas por descargas de rayo cercanas. Las ondas de rayo inducidas,

generalmente producen sobretensiones inferiores a 400 kV en la línea aérea y son,

por consiguiente, solamente importantes en sistemas de la gama inferior de

tensión. Debido a la elevada soportabilidad del aislamiento, los cebados inversos

son menos probables en gama II que en gama I y son raros en sistemas de 500 kV

y superiores.

Tanto las sobretensiones debidas al rayo en subestaciones como sus niveles de

ocurrencia dependen del comportamiento frente al rayo de las líneas aéreas,

conectadas a ellas, la configuración de la subestación (tamaño y número de líneas

conectadas a ella) y del valor instantáneo de la tensión de servicio en el momento

de la descarga.

Para el dimensionamiento del aislamiento fase-fase y longitudinal, se debe

considerar el valor instantáneo de la tensión a frecuencia industrial en terminales

opuestos. Para el aislamiento fase-fase, puede suponerse, sin embargo, que los

efectos de la tensión a frecuencia industrial y el acoplamiento entre conductores

de la línea aérea se compensar, y el terminal opuesto puede ser considerado como

puesto a tierra. Para el aislamiento longitudinal, sin embargo, tales efectos de

cancelación no existen y la tensión a frecuencia industrial debe ser tomada en

consideración.

38

En caso de fallo de pantalla, la sobretensión longitudinal representativa debería

deponerse de la sobretensión de rayo representativa a tierra en un terminal y 0.7

veces el valor de cresta de la tensión de servicio fase-tierra con polaridad opuesta

en el otro.

Los cebados inversos suelen ocurrir en la fase que tiene la mayor tensión a

frecuencia industrial instantánea y de polaridad opuesta. Esto significa que, en

subestaciones, la sobretensión de rayo representativa longitudinal deberá ser igual

a la suma ce la sobretensión de rayo a tierra representativa en un terminal y del

valor de cresta de la tensión de servicio en el otro (polaridad opuesta).

d.2) Sobretensiones debidas a maniobras y defectos

Las sobretensiones de maniobras de frente rápido ocurren cuando la aparamos

conectada o desconectada de la red por medio de conexiones cortas,

principalmente dentro de subestaciones. Las sobretensiones de frente rápido

pueden también concurrir cuando el aislamiento externo se ceba. Tales sucesos

pueden producir particularmente esfuerzos severos en los aislamientos internos

próximos tales como arrollamientos.

Aunque, en general, son oscilatorias, para el propósito de la coordinación de

aislamiento, la forma de la sobretensión representativa puede considerarse que

corresponde a impulso tipo rayo normalizado (1,2/50 µS). Sin embargo, debe

prestarse especial atención a los equipos con arrollamientos, debido a los elevados

esfuerzos entre espiras.

Los valores de cresta máximos de la sobretensión dependen del tipo y

características del equipo de maniobra. Puesto que los valores de cresta de la

sobretensión son usualmente menores que los causados por rayo, su importancia

queda restringida a casos especiales. Por tanto, está técnicamente justificado

caracterizar la amplitud de la sobretensión representativa por los valores máximos

siguientes (en p.u. de √2 𝑈 √3⁄ ):

39

Maniobra de interruptor automático sin recebados: 2 p.u.

Maniobra de interruptor automático con recebados: 3 p.u.

Cuando se maniobran cargas reactivas, algunos tipos de interruptores automáticos

de media tensión, tienden a producir múltiples interrupciones de corriente

transitorias que dan lugar a sobretensiones de hasta 6 p.u., a menos que se tomen

medidas de protección adecuadas.

Maniobra de seccionador: 3 p.u.

Puesto que la ocurrencia simultánea de sobretensiones de maniobra de frente

rápido en más de una fase es altamente improbable, se puede asumir que no existen

sobretensiones fase-fase más elevadas que sobretensiones fase-tierra. Para las

últimas, los valores máximos previstos previamente definidos pueden emplearse

para comprobar la importancia de tales sobretensiones. Si estos valores

determinan la tensión soportada a impulso tipo rayo del aislamiento, se

recomiendan investigaciones más detalladas.

d.3) Sobretensión representativa en presencia de pararrayos

La protección aportada por los pararrayos contra las sobretensiones de frente

rápido depende de la amplitud y forma de la sobretensión, la característica de

protección del pararrayos, la amplitud y forma de la corriente a través del

pararrayos, la impedancia y/o capacitancia característica del equipo protegido, la

distancia entre el pararrayos y el equipo protegido, incluyendo las conexiones a

tierra (véase la Figura 2.6), y el número de líneas conectadas así como su

impedancia característica.

Para la protección contra sobretensiones de rayo, los pararrayos que generalmente

se aplican tienen las siguientes corrientes nominales de descarga:

Para sistemas con Um en la gama I: 5 o 10 kA.

Para sistemas con Um en la gama II: 10 o 20 kA

40

Cuando se espere que las corrientes a través del pararrayos sean mayores que su

corriente nominal de descarga, debe comprobarse que las tensiones residuales

todavía aportan una limitación de sobretensión adecuada.

Para la determinación de la energía absorbida debida a rayos por los pararrayos

instalados en la subestación, normalmente es suficiente asumir que la amplitud

representativa de la sobretensión de rayo prevista que alcanza la subestación es

igual al valor negativo 50 por 100 de tensión soportada a impulso tipo rayo de la

línea aérea. Sin embargo, con respecto a la absorción total de energía, se debe

considerar la posibilidad de que una descarga de rayo pueda consistir en varias

descargas individuales consecutivas.

Las características de protección de un pararrayos son válidas únicamente en su

ubicación. Por tanto, la correspondiente limitación de sobretensión en la ubicación

de los equipos debe tomar en consideración la separación entre el pararrayos y el

equipo protegido. Cuanto mayor es esta distancia, menor es la eficacia protectora

para este equipo; de hecho, la sobretensión aplicada al equipo excede el nivel de

protección del pararrayos conforme aumenta la distancia de separación. Además,

si bien se desprecia el efecto de la longitud del pararrayos en la determinación de

las características de protección, esta longitud debe añadirse a los conductores de

conexión en la evaluación de la limitación de sobretensión efectiva. En el caso de

pararrayos de óxidos metálicos sin explosores, el tiempo de reacción del material

puede ser despreciado, y la longitud del pararrayos puede añadirse a la de los

conductores de conexión.

Para la estimación simplificada de la sobretensión representativa en el objeto a

proteger, puede emplearse la fórmula (2.23). Sin embargo, para la protección de

transformadores, dicha fórmula debe emplearse con precaución puesto que una

capacidad de algunos cientos de picofaradios puede dar lugar a mayores

sobretensiones.

2 2rp pl ptU U ST para U ST (2.23)

2 2rp pl plU U para U ST (2.24)

41

donde:

Upl: es el nivel de protección a impulso tipo rayo del pararrayos (kV)

S: es la pendiente del frente de onda incidente (kV/s)

T: es el tiempo de propagación del frente, determinado como sigue:

T = L/c (2.25)

siendo:

c la velocidad de la luz (300 m/s).

L = al + a2 + a3 + aA - distancias (m), según la Figura 2.6.

La pendiente de la onda incidente a la subestación se amortigua fuertemente en la

línea debido fundamentalmente al efecto corona, de manera que solamente los

rayos que caigan en las líneas dentro de la distancia límite provocarán fallo en los

aislamientos de la subestación.

La pendiente de la onda incidente se puede estimar de forma aproximada por la

expresión:

S = 1/ (n KCO X) (2.26)

n: es el número mínimo de líneas conectadas a la subestación que pueden quedar

en servicio considerando los eventuales desenganches originados por tormen-

tas; en el caso de que los apoyos tengan varias ternas de conductores y si se

tienen en cuenta los cebados inversos que afecten a dos líneas, es recomendable

a su vez dividir por dos el citado número

Kco: es la constante de amortiguamiento por efecto corona de la Tabla 2.1

(s/kVm).

X: es la distancia entre el punto en que impacta el rayo y la subestación (m).

Por otro lado la distancia límite Xp, se calcula mediante la fórmula:

Xp =2T/ [nKCO(U-Upt)] (2.27)

42

En la que:

U: es la amplitud de la más débil de las sobretensiones consideradas

T: es el valor del mayor tiempo de propagación entre cualquier punto a proteger

de la subestación y el pararrayos más cercano (µs)

Upt: es el nivel de protección del pararrayos para las ondas tipo rayo.

Para distancias superiores a Xp, la pendiente de onda se reducirá de modo que la

sobretensión sobre el equipo será en términos generales inferior al valor estimado

U.

A partir de la formulación anterior y considerando la hipótesis1 de que todas las

descargas de rayos que se producen dentro de una cierta distancia a partir de la

subestación producen sobre los equipos protegidos sobretensiones superiores al

nivel esperado, y las descargas más alejadas producen valores inferiores, la

normativa establece una formulación simplificada que permite determinar la

pendiente incidente representativa y, por tanto, la tensión representativa en la

subestación.

Tabla 2.1. Constante de amortiguamiento por efecto corona KCO. Fuente [14]

Configuración del conductor KCO (s/kV m)

Conductor simple 1,5 x 10-6

Haz de dos conductores 1,0 x 10-6

Haz de tres o cuatro conductores 0.6 x10-6

Haz de seis u ocho conductores 0,4 x 10-6

Así pues, la pendiente representativa Srp será:

𝑆𝑟𝑝 = 1 𝑛[𝐾𝐶𝑂(𝐿𝑠𝑝 + 𝐿𝑡)]⁄ (2.28)

y

𝑈𝑟𝑝 = 𝑈𝑝𝑙 +𝐴

𝑛∗

𝐿

𝐿𝑠𝑝+𝐿𝑡 (2.29)

donde:

𝐿𝑡 = 𝑅𝑡/𝑅𝑘𝑚 (2.30)

43

Urp: la amplitud de la tensión representativa del rayo (kV)

A: un factor dado en la Tabla 2.2 que representa el comportamiento frente al

rayo de la línea aérea conectada a la subestación

n: el número mínimo de líneas conectadas a la subestación (n = 1 o n = 2)

Lsp: la longitud del vano (m)

Lt : a porción de la línea aérea que tiene una tasa de defectos igual a la tasa de

retomo establecida (m)

Rt: la tasa de retomo de la sobretensión establecida (1/año)

Rkm: la tasa de defectos anuales de la línea aérea para un diseño que corresponda

al primer kilómetro a partir de la subestación.

a1: longitud del conductor que conecta el pararrayos a la línea

a2: longitud del conductor que conecta el pararrayos a tierra

a3: longitud del conductor de fase entre el pararrayos y el equipo protegido

a4: longitud de la parte activa del pararrayos

Zg: impedancia de puesta a tierra

U: sobretensión incidente

Figura 2.6. Diagrama de la conexión del pararrayos al objeto protegido [13]

44

Tabla 2.2. Factor A para diferentes tipos de líneas aéreas. Fuente [13].

Tipo de línea A (kV) Líneas de distribución (cebados entre fases):

— Con las crucetas puestas a tierra (cebado a tierra con una tensión-pequeña)

— Líneas con apoyos de madera (cebado a tierra con una tensión alta)

900

2 700

Líneas de transporte (cebado fase-tierra): — Un solo conductor

— Haz doble

— Haz cuádruple

— Haz de seis u ocho conductores

4 500

7 000

11 000

17 000

En cuanto al cálculo de Xp la ecuación se basa en el hecho de que los cebados

inversos no tienen asiento sobre el apoyo más cercano a la subestación debido a la

proximidad de la puesta a tierra de ésta, y además, los defectos de pantalla no se

producen en el primer vano. Por tanto el valor mínimo de Xp es el de un vano.

Alternativamente, de forma más conservadora, se puede utilizar el valor mayor de

Lsp y L, en lugar de la suma.

En las líneas de transporte el valor de A se obtiene a partir de la Tabla 2.2 y las

constantes de amortiguamiento por efecto corona Kco se obtienen mediante la Tabla

2.1. En las redes de distribución, las sobretensiones debidas al rayo son

generalmente polifásicas, debiéndose tener en cuenta el reparto de la corriente en

los conductores de fase. En apoyos metálicos, en caso de rayo, el cebado

simultáneo en varios apoyos, contribuye a una reducción notable de las

sobretensiones originadas. Para este tipo de líneas el factor A se ha determinado

con datos obtenidos de la experiencia.

Las subestaciones tipo GIS (Gas Insulated Substation) están generalmente mejor

protegidas que las subestaciones al aire debido a que la impedancia de onda es

bastante menor que la de las líneas aéreas. No es posible determinar el vano

genérico que equipare un GIS a una subestación al aire libre a efectos de igualdad

de protección. No obstante, el uso de la fórmula (2.29) para subestaciones al aire,

suministra valores conservadores bien de la tensión soportada de impulsos tipo

rayo de coordinación o bien de la franja de protección, siendo perfectamente

45

asumible una relación A/n igual a la mitad del valor usado en las subestaciones

exteriores.

e) Sobretensiones de frente muy rápido

Las sobretensiones de frente muy rápido se originan en maniobras de seccionadores

o en defectos internos de GIS debido al rápido cebado de los electrodos en gas y la

escasa atenuación a la propagación de frentes dentro del GIS. Sus amplitudes se

atenúan rápidamente al salir del GIS, por ejemplo en los pasatapas, y sus tiempos

de frente normalmente llegan a alcanzar el rango de los correspondientes en

sobretensiones de frente rápido. Sobretensiones de frente muy rápido pueden

también ocurrir en transformadores de media tensión de tipo seco con conexiones

cortas a la aparamenta.

La forma de onda de la sobretensión se caracteriza por un rápido incremento de la

tensión, próxima a su valor de cresta, resultando en un tiempo ce frente por debajo

de 0.1. s. En las maniobras de seccionadores, a este frente sigue típicamente una

oscilación con frecuencias superiores a 1 MHz. La duración de las sobretensiones

de frente muy rápido es menor de 3 ms, pero pueden ocurrir vanas veces. La

amplitud de la sobretensión depende de la construcción del seccionador y de la

configuración de la subestación. Puede asumirse que se alcanzan máximas

amplitudes de 2,5 p.u. Las sobretensiones pueden, sin embargo, crear elevadas

sobretensiones locales en transformadores conectados directamente.

Debido a los fallos dentro del GIS, los equipos conectados (por ejemplo,

transformadores) son sometidos a esfuerzos de sobretensión. La forma y amplitud

de la sobretensión depende del tipo de conexión del equipo al GIS y de la

localización del fallo dentro del GIS. Las sobretensiones tienen amplitudes de hasta

1,6 veces las tensiones de perforación y contienen frecuencias de hasta 20 MHz

dentro de la subestación.

En los terminales del equipo conectado con una línea aérea corta de alta tensión al

GIS, las oscilaciones de sobretensión muestran frecuencias comprendidas en el

rango 0,2 MHz a 2 MHz y amplitudes hasta 1,5 veces la tensión de cebado. En este

caso, es posible proteger el equipo con pararrayos. Sin embargo, el contenido de

46

frecuencias de las sobretensiones puede aún causar elevados esfuerzos internos en

los arrollamientos de transformador debido a resonancias parciales. Pueden ser

necesarios métodos alternativos de protección conformados por estudios

detallados. Estas medidas podrían incluir cambio (reducción) de la frecuencia

oscilatoria, por instalación de capacitancia adicional. Sin embargo, debe tomarse

especial cuidado en esta aproximación para asegurar que las características de

resonancia del transformador se conocen con precisión.

La sobretensión representativa no puede establecerse, porque los métodos

normalizados adecuados no están disponibles actualmente. Se supone, sin

embargo, que las sobretensiones de frente muy rápido no tienen influencia en la

selección de las tensiones soportadas asignadas.

2.2.4. Tensión soportada de Coordinación

a) Criterio de comportamiento

Conforme a la definición en la metodología de coordinación de aislamiento, el

criterio de comportamiento que se requiere del aislamiento en servicio es la tasa

de fallo aceptable (Ra). El comportamiento del aislamiento en una red se juzga

sobre la base del número de fallos de aislamiento durante el servicio. Los fallos

en las distintas partes de la re i pueden tener diferentes consecuencias. Por

ejemplo, en un sistema mallado, un fallo permanente de línea o un reenganche

fallido debido a ondas de frente lento no son tan severos como un fallo en barras

o los fallos correspondientes en una red radial. Por tanto, las tasas de fallo

aceptables en una red pueden variar de punto a punto dependiendo de las

consecuencias de un fallo en cada uno de estos puntos.

Ejemplos de tasas de fallo aceptables pueden ser extraídos a partir de estadísticas

de fallo que cubran las redes existentes y de los proyectos de diseño en donde se

hayan tenido en cuenta las estadísticas. Para los aparatos, las tasas de fallo

aceptables Ra debidos a las sobretensiones, están en el rango 0,001/año hasta

0,004/año, dependiendo de loa tiempos de reparación. Para líneas aéreas, las tasas

de fallo aceptables debidas a rayos varían en el rango 0,1 / 100 km/ año hasta

20/100 km/ años (el número mayor, corresponde a líneas de distribución). Las

47

cifras correspondientes para tasas de fallo aceptables debido a sobretensiones de

maniobra caen en el rango 0,01 a 0,001 por maniobra. Los valores de las tasas de

fallo aceptables deberán estar en estos órdenes de magnitud.

b) Tensión soportada de coordinación permanente

La tensión soportada de coordinación para la tensión permanente a frecuencia

industrial coincide con la representativa, es decir, es igual a la tensión compuesta

más elevada de la red para el aislamiento fase-fase con una duración igual a la

vida en servicio. Para el aislamiento fase-tierra se tomará el valor anterior dividido

por 3 .

b.1) Contaminación

En caso de que el aislamiento externo trabaje en condiciones de contaminación,

su comportamiento bajo la tensión permanente cobra especial importancia y se

hace necesario considerar criterios de diseño encaminados a evitar su contorneo

en estas circunstancias ya que la descarga disruptiva en condiciones de

funcionamiento normal ocurre generalmente cuando la superficie está

contaminada y se humedece debido a la llovizna, nieve, rocío o niebla sin efecto

de lavado significativo.

La normativa establece cuatro niveles cualitativos de contaminación que se

indican en la Tabla 2.3, en la que se incorpora su descripción considerando los

ambientes contaminantes típicos.

La tensión de coordinación de larga duración a frecuencia industrial coincide con

los valores indicados anteriormente; sin embargo, para .tener en cuenta los efectos

de la contaminación, el criterio de comportamiento se satisface comprobando su

soportabilidad en relación con la severidad ambiental del lugar. Esto es necesario

llevarlo a cabo para los distintos tipos de aisladores e incluso para las distintas

orientaciones que puedan adoptar en la instalación, ya que dependiendo de ello

pueden acumular distintas proporciones de contaminación en el mismo ambiente.

A la espera de que los comités reguladores de producto definan las exigencias de

los ensayos para verificar las características del aislamiento en condiciones de

48

contaminación, se emplea en el diseño la determinación de la línea de fuga

específica necesaria para soportar los cuatro niveles de contaminación recogidos

en la Tabla 2.3.

En caso de lugares con elevado grado de contaminación, podría recomendarse el

engrase o lavado periódico de la superficie del aislador.

Tabla 2.3. Líneas de Fuga recomendada. Fuente: IEC 815.

Nivel de

contaminación

Ejemplos de entornos típicos Línea de fuga

específica nominal

mínima

(mm/kV)1

I

Ligero

Zonas sin industrias y con baja densidad de viviendas

equipadas con calefacción.

Zonas con baja densidad de industrias o viviendas, pero

sometidas a viento o lluvias frecuentes.

Zonas agrícolas2.

Zonas montañosas.

Todas estas zonas están situadas al menos de 10 km a 20

km del mar y no están expuestas a vientos distintos desde

el mar3.

16,0

II

Medio

Zonas con industrias que no producen humo especialmente

contaminante y/o con densidad media de viviendas equipadas con calefacción.

Zonas con elevada densidad de viviendas y/o industrias

pero sujetas a vientos frecuentes y/o lluvia.

Zonas expuestas a vientos desde el mar, pero no muy

próximas a la costa (al menos distantes bastantes

kilómetros)3.

20,0

III Fuerte

Zonas con elevada densidad de industrias y suburbios de

grandes ciudades con elevada densidad de calefacción

generando contaminación.

Zonas cercanas al mar o, en cualquier caso, expuestas a

vientos relativamente fuertes provenientes del mar3.

25,0

IV Muy fuerte

Zonas, generalmente de extensión moderada, sometidas a

polvos conductores y a humo industrial que produce

depósitos conductores particularmente espesos.

Zonas, generalmente de extensión moderada, muy

próximas a la costa y expuestas a pulverización salina o a

vientos muy fuertes y contaminados desde el mar.

Zonas desérticas, caracterizadas por no tener lluvia durante

largos periodos, expuestas a fuertes vientos que transportan

arena y sal, y sometidas a condensación regular.

31,0

Nota: Esta tabla deberá aplicarse únicamente a aislamiento de vidrio o porcelana y no cubre algunas condiciones

ambientales, tales como nieve y hielo bajo fuerte contaminación, lluvia intensa, zonas áridas, etc. 1 De acuerdo con la Norma CEI 60815, línea de fuga mínima de aisladores entre fase y tierra relativas a la tensión

más elevada de la red (fase-fase). 2 El empleo de fertilizantes por aspiración o quemado de residuos puede dar lugar a un mayor nivel de

contaminación por dispersión en el viento. 3 Las distancias desde la costa marina dependen de la topografía costera y de las extremas condiciones del viento.

49

c) Tensión soportada de coordinación temporal

c.1) Método determinista

Con el método determinista, la tensión soportada de coordinación de corta

duración, es igual a la sobretensión temporal representativa.

c.2) Método estadístico

Cuando se adopta un procedimiento estadístico y la sobretensión temporal

representativa viene dada por una frecuencia de distribución característica

amplitud/duración se ha de determinar el aislamiento que cumple el criterio de

comportamiento. La amplitud de la tensión soportada de coordinación será igual

a la que corresponde a la duración de minuto en la característica

amplitud/duración de soportabilidad del aislamiento.

d) Tensión soportada de coordinación de frente lento

d.1) Método determinista

El método determinista involucra la determinación de las tensiones máximas que

solicitan el equipo y por tanto la elección de la rigidez dieléctrica mínima de este

equipo, con un margen que deberá cubrir las incertidumbres inherentes a la

determinación de estos valores. La tensión soportada de coordinación se obtiene

multiplicando el valor máximo previsto de la sobretensión representativa

correspondiente por el factor de coordinación determinista Kcd.

Para equipos protegidos por pararrayos, la sobretensión máxima prevista

(representativa) es igual al nivel de protección a impulso tipo maniobra Ups del

pararrayos. Sin embargo, en tales casos, puede tener lugar una asimetría severa de

la distribución estadística de las sobretensiones. Esta asimetría es tanto más

pronunciada cuanto menor es el nivel de protección comparado con las amplitudes

de las sobretensiones de frente lento previstas, de modo que pequeñas variaciones

de la soportabilidad del aislamiento (o en el valor del nivel de protección del

pararrayos) pueden tener un gran impacto en el riesgo de fallo. Para cubrir este

efecto la normativa propone evaluar el factor de coordinación determinista Kcd

50

dependiendo de la regulación entre el nivel de protección a impulsos tipo

maniobra del pararrayos Ups y el valor 2 por 100 de las sobretensiones previstas

fase-tierra Ue2. La Figura 2.7 establece esta dependencia.

Para equipos no protegidos por pararrayos, la sobretensión máxima prevista es

igual al valor de truncamiento (Uet o Upt) de la función probabilística de

sobretensiones y el factor de coordinación determinista es Kcd = 1.

d.2) Método estadístico (y riesgo de fallo correspondiente)

Al aplicar el método estadístico, es necesario establecer primero un riesgo de fallo

aceptable como criterio de comportamiento, basado en un análisis técnico y

económico y en la experiencia de servicio.

El riesgo de fallo es la probabilidad de fallo del aislamiento. El riesgo de fallo se

expresa en términos de la frecuencia media prevista de fallos del aislamiento (por

ejemplo, el número de fallos por año), como un resultado de los sucesos que

causan esfuerzos de sobretensión. Para evaluar este nivel, han de ser estudiados

los sucesos que dan lugar a estas sobretensiones y su número. Afortunadamente,

el tipo de sucesos que son significativos en el diseño del aislamiento son

suficientemente escasos en número para hacer práctico el método.

El método estadístico recomendado está basado en el valor de cresta de las ondas

de sobretensión. La distribución de frecuencia de las sobretensiones entre fase y

tierra, para un suceso particular, está determinado a partir de las hipótesis

siguientes:

Se desprecian los valores de cresta diferentes del mayor, en la forma de

cualquier sobretensión dada.

La forma de onda correspondiente al valor de cresta más alto se toma como

idéntica a la del impulso tipo maniobra normalizado.

51

Los valores de cresta más altos de sobretensión se toman todos de la misma

polaridad, precisamente la más severa para el aislamiento.

a) Factor de coordinación aplicado a nivel de protección del pararrayos, para

obtener la tensión soportada de coordinación fase-tierra (también aplicable

al aislamiento longitudinal).

b) Factor de coordinación aplicado al doble del nivel de protección del

pararrayos, para obtener la tensión soportada de coordinación fase-fase.

Figura 2.7. Evaluación del factor de coordinación determinista Kcd [13].

Una vez que se conocen la función de densidad de probabilidad de las

sobretensiones y la correspondiente distribución acumulativa de descarga

disruptiva del aislamiento, el riesgo de fallo del aislamiento entre fase y tierra

puede calcularse como sigue (véase la Figura 2.8):

0

R f U P U dU

(2.31)

donde:

f(U): es la función de densidad de probabilidad de las sobretensiones

P(U): es la probabilidad de descarga disruptiva del aislamiento bajo un impulse

valor U.

52

Para la obtención del riesgo de fallo mediante esta formulación será necesario el

empleo de métodos computacionales. Obsérvese que el presente método

estadísticas puede ser cumplido incluso cuando se emplean pararrayos como

elementos de protección y se conoce la función de distribución de probabilidad de

sobretensiones en presencia de éstos.

f(U) = densidad de probabilidad de ocurrencia de sobretensión, descrita por

una función Gaussiana truncada o de Weibull

P(U)= probabilidad de descarga disruptiva del aislamiento, descrita por una

función de Weibull modificada.

Ut = valor de truncamiento de la distribución de probabilidad de

sobretensiones.

U50 - 4Z = valor de truncamiento de la distribución de probabilidad de descarga.

Figura 2.8. Evaluación del riesgo de fallo. Fuente [13]

Si se produce más de un valor de cresta independiente, el riesgo total para una fase

puede se calculado tomando en consideración el riesgo de fallo para todos los valores

de cresta. Por ejemplo, si un impulso tipo maniobra en una fase particular, comprende

53

es valores de cresta positivos que suponen riesgos de fallo R1, R2 y R3, el riesgo de

fallo fase -tierra para la maniobra es:

R = 1 – (1 – R1) (1 – R2) (1 –R3) (2.32)

Si la distribución de sobretensión está basada en el método fase-cresta y los

aislamientos en las tres fases son los mismos, el riesgo total de fallo es:

Rtotal = 1 – (1 –R)3 (2.33)

Si se emplea el método caso-cresta, el riesgo total es: Rtotal = R.

El riesgo de fallo para los aislamientos fase-tierra y fase-fase puede ser determinado

separadamente de este modo, únicamente si las distancias son suficientemente grandes

como para que el contorneo a tierra y entre fases puedan considerarse sucesos

independientes. Esto es válido si los aislamientos fase-tierra y fase-fase no tienen

electrodo común. Si tienen algún electrodo común, el riesgo de fallo es normalmente

menor que aquel que se calcula separadamente.

1. Método estadístico simplificado para sobretensiones de frente lento

El método estadístico basado en la amplitud de las ondas puede ser simplificado si se

asume que las distribuciones de sobretensión y soportabilidad del aislamiento pueden

ser definidas por un punto en cada una de sus respectivas curvas. La distribución de

sobretensiones se identifica por la sobretensión estadística, que es la sobretensión que

tiene un 2 por 100 de probabilidad es de ser excedida. La distribución de

.soportabilidad del aislamiento se identifica con la tensión soportada estadística, que

es la tensión para la cual el aislamiento exhibe un 90 por 100 de probabilidad de

soportabilidad. El factor de coordinación estadístico (Kcs) es entonces el cociente entre

la tensión soportada estadística y la sobretensión estadística.

La correlación entre el factor de coordinación estadístico y el riesgo de fallo parece ser

afectada sólo ligeramente por cambios en los parámetros de la distribución de

sobretensión. Esto es debido al hecho de que el 2 por 100 de los valores elegidos como

probabilidad de referencia de la sobretensión recaen en aquella parte de la distribución

54

de la sobretensión que aporta mayor contribución al riesgo de fallo en el intervalo de

riesgo considerado.

La Figura 2.9 muestra un ejemplo de la relación entre el riesgo de fallo y el factor de

coordinación estadístico para ambos -métodos, el fase-cresta y el caso-cresta, cuando

se aplica la distribución Gaussiana para la solicitación, y la distribución de Weibull

modificada se aplica para la soportabilidad del aislamiento. Las curvas toman en

consideración el hecho de que la desviación típica es una función de los valores de

sobretensión del 2 por 100.

Figura 2.9. Riesgo de fallo del aislamiento externo para sobretensiones de frente

lento en función del factor de coordinación estadístico Kcs [13]

Las variaciones extremas en la desviación de la soportabilidad del aislamiento, una

distribución marcadamente no Gaussiana de sobretensión y, sobre todo, la forma de

sobretensión pueden ocasionar un error en la curva tan grande como un orden de

55

magnitud. Por otra parte, las curvas muestran que una variación de un orden de mag-

nitud en el riesgo corresponde únicamente a un 5 por 100 de variación en la

soportabilidad del aislamiento.

Este método simplificado no podrá utilizarse en caso de que los equipos estén prote-

gidos por pararrayos, debido al efecto corrector que se ejerce sobre la función de distri-

bución probabilística de sobretensiones.

e) Procedimiento de coordinación de aislamiento para sobretensiones de frente

rápido

e.1) Método determinista

La tensión soportada de coordinación Ucw para impulso de tipo rayo se obtiene sustitu-

yendo en la fórmula de obtención de la sobretensión representativa Lt, por La y Rt por

Ra, donde:

La: es la porción de línea aérea cuya tasa de defecto es igual a la tasa de fallos esta-

blecida aceptable.

Ra: es la tasa de fallos aceptable del equipo.

De forma que:

cw

sp a

A LU Upt

n L L

(2.34)

Esto equivale a aplicar un factor de coordinación determinista Kcd = 1 a los valores

máximos previstos de sobretensiones, debido a que para las sobretensiones de tipo

rayo, la sobretensión representativa ya incluye los efectos probabilísticos.

Para las sobretensiones de maniobra de frente rápido, se aplican las mismas relaciones

que para las sobretensiones de frente lento.

e.2) Método estadístico

56

Para la utilización del método estadístico es necesario determinar la función de

distribución probabilística de sobretensiones. Para ello puede aplicarse el método

propuesto en la norma IEC 60071-2, Anexo F, que permite determinar la tasa de

retomo para cada sobretensión U asociada a una corriente de rayo dada de amplitud I

y a la pendiente de la onda de tensión incidente S que le corresponde.

La distribución de frecuencias de las sobretensiones se obtendrá dividiendo la tasa de

retomo por el número total de sobretensiones. Mediante la aplicación de este método

se obtendrá el riesgo de fallo del aislamiento, y la tasa de fallo será igual al riesgo

multiplicado por el número total de sobretensiones de rayo.

Para el aislamiento interno la tensión soportada prevista tiene una probabilidad de

soportabilidad del 100 por 100. La probabilidad de soportabilidad a tensiones

superiores se supone del 0 por 100. Esto supone que la tensión soportada de

coordinación es igual a la amplitud de la sobretensión de rayo representativa con una

tasa de retorno igual a la tasa de fallo aceptable considerada.

Para el aislamiento externo la desviación típica de la probabilidad de descarga es

generalmente pequeña comparada con la dispersión de las sobretensiones. Para

simplificar, se puede despreciar y aplicar la misma fórmula que para el aislamiento

interno.

Las sobretensiones de frente rápido debidas al rayo se evalúan sin tener en cuenta el

valor instantáneo de la tensión a frecuencia industrial. Por consiguiente., las

solicitaciones combinadas debidas a la inversión de polaridad se desprecian. Esto es

aceptable mientras la amplitud a frecuencia industrial sea pequeña comparada con la

de la sobretensión de frente rápido. Puede no ser prudente para los aparatos con

aislamiento interno de aceite-papel tales como transformadores de la gama II y de los

valores superiores de Um de la gama I. Además, en estos aparatos las tensiones internas

(tales como la tensión entre espiras) debidas a las solicitaciones que aparecen en sus

terminales no se tienen en cuenta estrictamente en el método de coordinación de

aislamiento descrito en esta guía.

El uso de este método necesita del cálculo de la propagación de la onda incidente en

la subestación a partir de la amplitud y pendiente incidente de la misma, como se indicó

anteriormente. Esto permite obtener las sobretensiones esperadas en los diferentes

puntos de la subestación y sus tasas de retorno. Para llegar a esto es necesario el estudio

57

particularizado de la configuración de la subestación en el rango de valores de

intensidad que pueden originar sobretensión, lo que hace que el método sea poco

práctico si no se dispone de los medios de cálculo apropiados.

2.2.5. Tensión soportada especificada

La tensión soportada especificada a verificar en condiciones de ensayo de tipo normali-

zadas y en una atmósfera de referencia normalizada se determina teniendo en cuenta

todos los factores que pueden reducir el aislamiento en servicio de forma que se

mantenga la tensión soportada de coordinación durante la vida del material en el lugar

donde esté instalado. Para conseguirlo deben considerarse dos tipos principales do

facto de corrección:

Un factor de corrección asociado a las condiciones atmosféricas.

Factores de corrección (llamados también coeficientes de seguridad) que tengan

en cuenta las diferencias entre las condiciones reales en servicio del aislamiento y

de los ensayos normalizados de tensión soportada.

a) Corrección atmosférica

Puede suponerse que las condiciones atmosféricas del aire no influyen en las

propiedades del aislamiento interno.

Las reglas para la corrección atmosférica de las tensiones soportadas del

aislamiento externo se especifican en la Norma CEI 60060-1. Estas reglas se basan

en medidas a altitudes de hasta 2000 m; su aplicación a altitudes superiores debe

hacerse con preocupación. A los efectos de la coordinación de aislamiento son de

aplicación las siguientes recomendaciones adicionales:

Para distancias en el aire y aislamientos- limpios, debe aplicarse la corrección

a las tensiones soportadas a impulso tipo rayo y tipo maniobra. Para aisladores

que requieren un ensayo de contaminación, es también necesaria una

corrección de la tensión soportada de larga duración a frecuencia industrial.

Para la determinación del factor de corrección atmosférico aplicable puede

considerarse que los factores de corrección de la temperatura y de la humedad

58

ambiente tienden a anularse mutuamente. Por consiguiente, a los efectos de

coordinación de aislamiento, sólo es necesario tener en cuenta la presión

atmosférica correspondiente a la altitud del lugar para los aislamientos en seco

bajo lluvia.

Esta última hipótesis puede considerarse correcta para las formas de aisladores

para los cuales la lluvia no reduce demasiado la tensión soportada. Esta hipótesis

no es del todo cierta para aisladores con una pequeña separación entre campanas

que puede ser puenteada por la lluvia.

a.1) Corrección de altitud

El factor de corrección Ka se basa en la variación de la presión atmosférica en función

de la altitud. El factor de corrección puede calcularse con la siguiente fórmula:

8.150

Hm

aK e

(2.35)

Donde:

H : es la altitud sobre el nivel del mar (en metros)

m = 1,0 : para las tensiones soportadas de coordinación a impulsos tipo rayo

m : se calcula de acuerdo con la Figura 2.10 para las tensiones soportada

de coordinación a impulsos tipo maniobra

m = 1,0 : para tensiones soportadas a frecuencia industrial de corta duración de

distancias en el aire y de aisladores limpios.

Para aisladores contaminados, el valor del exponente m está en estudio. Para los en-

sayos de larga duración y si es necesario, para los de tensión soportada a frecuencia

industrial de corta duración de aisladores contaminados, m puede variar desde 0,5 para

los aisladores normales hasta 0,8 para los antiniebla.

b) Factores de seguridad

Estos factores tienen en cuenta las diferencias en el montaje de los equipos, la

dispersión de la calidad del producto, la calidad de la instalación, el envejecimiento

del aislamiento durante la duración de vida prevista y otros factores de influencia

59

desconocidos, consecuencia de los esfuerzos térmicos, eléctricos, ambientales y

mecánicos que han de soportar los equipos en los modos de funcionamiento durante el

servicio.

a) Aislamiento fase-tierra.

b) Aislamiento longitudinal.

c) Aislamiento entre fases.

d) Intervalo en el aire punta-plano (intervalo de referencia).

(El valor de las tensiones constituidas por dos componentes es la suma de los valores

de las componentes.)

Figura 2.10. Relación entre el exponente m y la tensión soportada de

coordinación a impulsos tipo maniobra [13].

El peso relativo de estos factores y modos de funcionamiento puede variar para los

diferentes tipos de equipo.

b. 1) Envejecimiento

El aislamiento eléctrico de todos los equipos envejece en servicio debido a las

solicitaciones térmicas, eléctricas, químicas o mecánicas, o a alguna combinación de

ellas.

60

A los efectos de la coordinación de aislamiento, se considera que el aislamiento ex-

terno no envejece. Los aislamientos que contienen materiales orgánicos son una excep-

ción cuyo envejecimiento requiere una cuidadosa investigación, especialmente cuando

se utilizan en el exterior.

El envejecimiento de los aisladores internos puede ser importante y deberá se abierto

por los factores de seguridad dados más adelante.

b.2) Dispersión de fabricación y montaje

Las tensiones soportadas asignadas se verifican por medio de un ensayo tipo a menudo

efectuado sobre una parte representativa de un conjunto o por un ensayo aplica

solamente a una parte del sistema de aislamiento. Como el material en servicio puede

diferir del que ha sido sometido a los ensayos tipo debido a la diferencia de

configuración o de condiciones de aislamiento, la tensión soportada en servicio del

equipo puede ser menor que el valor asignado.

A los efectos de la coordinación de aislamiento, esta dispersión es despreciable para

los equipos completamente montados en fábrica. Para los equipos montados «in situ»,

la tensión soportada real puede ser menor que la tensión soportada especificada, lo

cual debe ser tenido en cuenta en los factores de seguridad.

b.3) Imprecisión de la tensión soportada

Para los aislamientos externos, además de la imprecisión estadística inherente al

procedimiento utilizado para los ensayos tipo, deben tenerse en cuenta las posibles

diferencias entre el montaje de ensayo y el montaje real en servicio así corno la

influencia del ambiente del laboratorio. Estas desviaciones deben estar incluidas en los

factores de seguridad.

Los aislamientos internos cuya probabilidad de soportabilidad se supone igual al 100

por 100 se someten habitualmente a tres impulsos en ensayo tipo; la incertidumbre

estadística de este ensayo debe ser cubierta por el factor de seguridad.

61

b.4) Factores de seguridad recomendados (Ks)

Si los comités de producto afectados no especifican otra cosa, conviene aplicar los

siguientes factores de seguridad:

Para el aislamiento interno Ks = 1,15.

Para el aislamiento externo Ks -1,05.

Para la aparamenta blindada con aislamiento gaseoso (GIS) de la gama II, se pueden

aplicar factores de seguridad más elevados. En estos casos se pueden considerar

ensayos “in situ”.

2.2.6. Nivel de aislamiento de los equipos

a) Factores de conversión de ensayo

a.1) Gama I

La Tabla 2.4 indica los factores de conversión de ensayo a aplicar a las tensiones

soportadas a impulso tipo maniobra especificadas. Estos factores se aplican tanto a las

tensiones soportadas especificadas entre fase y tierra como a la suma de los

componentes de las tensiones soportadas entre fases y longitudinales.

a. 2) Gama II

La Tabla 2.5 da los factores de conversión aplicables a la tensión soportada a

frecuencia industrial de corta duración especificada para obtener la tensión soportada

a impulso tipo maniobra. Estos factores también son aplicables para el aislamiento

longitudinal.

62

Tabla 2.4. Factores de conversión de ensayo para la gama I, para convertir las

tensiones soportadas especificadas a impulso tipo maniobra en tensiones

soportadas a impulso tipo rayo y a frecuencia industrial de corta duración.

Fuente [13].

Aislamiento

Tensión soportada a

frecuencia industrial

de corta duración1

Tensión soportada

a impulso tipo rayo

Aislamiento externo:

Distancias en el aire y aisladores limpios,

en seco:

— Fase-tierra

— Fase-fase

Aislamientos limpios, bajo lluvia

0,6 + Urw./8 500

0,6 + Urw/ 12 700

0,6

1,05 + Urw/ 6 000

1,05 + Urw/ 9 000

1,3

Aislamiento interno:

• GIS

• Aislamiento sumergido en un líquido

• Aislamiento sólido

0,7

0,5

0,5

1,25

1,10

1,00

Nota: Urw es la tensión soportada a impulso tipo maniobra especificada en kV. 1Los factores de conversión de ensayos incluyen un factor 1/ 2 para convertir los valores de

cresta en valores eficaces.

Tabla 2.5. Factores de conversión de ensayo para la gama II, para convertir las

tensiones soportadas a frecuencia industrial de corta duración especificadas

en tensiones soportadas a impulso tipo maniobra. Fuente [13].

Aislamiento Tensión soportada a impulso:

tipo maniobra

Aislamiento externo:

Distancias en el aire y aisladores limpios, en seco

Aislamientos limpios, bajo lluvia

1,4

1,7

Aislamiento interno:

GIS

Aislamiento sumergido en un líquido

Aislamiento sólido

1,6

2,3

2,0

Nota: Los factores de conversión de ensayo incluyen un factor 1/ 2 para convenir los valoras eficaces valores de cresta.

63

b) Elección del nivel de aislamiento asignado

La tensión soportada normalizada es un valor asignado al aislamiento que

justifica que satisface una o varias de las tensiones soportadas especificadas.

Los valores establecidos para éstas se indican en la Tabla 2.6 para el caso de

corta duración a frecuencia industrial y en la Tabla 2.7 para impulsos

normalizados.

La elección del nivel de aislamiento asignado consiste en seleccionar el

conjunto de iones soportadas normalizadas (Uw) del aislamiento más

económico; suficiente para demostrar que se satisfacen todas las tensiones

soportadas especificadas.

Tabla 2.6. Lista de tensiones soportadas normalizadas de corta duración a

frecuencia industrial (kV eficaces). Fuente [12].

10 20 28 38 50 70 95 115

140 185 230 275 325 360 395 460

510 570 630 680

Nota: Los valores de la última fila corresponden a tensiones soportadas

recomendadas.

Tabla 2.7. Lista de tensiones soportadas a los impulsos normalizados (kV

cresta). Fuente [12].

20 40 60 75 95 125 145 170

200 250 325 380 450 550 650 750

850 950 1.050 1.175 1.300 425 1.550 1.675

1.800 1.950 2.100 2.250 2.400

c) Elección de los niveles de aislamiento normalizado

La asociación de tensiones soportadas normalizadas a la tensión más elevada

para el material se ha normalizado para beneficiarse de la experiencia

64

adquirida a partir del funcionamiento de las redes diseñadas según las normas

de la IEC, de forma que las tensiones matizadas comprendidas entre dos líneas

horizontales constituyen los niveles normados de aislamiento.

Como se observa en las Tablas 2.8 y 2.9 son suficientes dos tensiones

soportadas normalizadas para definir el nivel de aislamiento normalizado del

material. Además, están normalizadas las asociaciones siguientes para el

aislamiento entre 33 y el aislamiento longitudinal:

Para el aislamiento entre fases de la gama I, las tensiones soportadas normalizadas

de corta duración a frecuencia industrial y a impulso tipo rayo entre fases son

iguales a las tensiones soportadas fase-tierra correspondientes (Tabla 2.8). No

obstante, los valores entre paréntesis pueden ser insuficientes para demostrar que

las tensiones soportadas especificadas son satisfactorias y pueden ser necesarios

ensayos complementarios de tensión soportada entre fases.

Para el aislamiento entre fases de la gama II, la tensión soportada normalizada para

impulso tipo rayo es igual a la tensión soportada a impulso tipo rayo fase-tierra

(Tabla 2.9).

Para el aislamiento longitudinal de la gama I, las tensiones soportadas

normalizadas de corta duración a frecuencia industrial y a los impulsos tipo rayo

son iguales a las tensiones soportadas fase-tierra correspondientes (Tabla 2.8).

Para el aislamiento longitudinal de la gama II, la componente normalizada de

impulso tipo maniobra de la tensión soportada combinada se da en la Tabla 2.9,

mientras que el valor de cresta de la componente a frecuencia industrial de

polaridad opuesta es igual a Um*√2/√3, y la componente normalizada de impulso

tipo rayo de la tensión soportada combinada es igual a la tensión soportada fase-

tierra correspondiente (Tabla 2.9), mientras que el valor de cresta de la componente

a frecuencia industrial de polaridad opuesta es igual a: 0,7*Um * 2 / 3 .

Para la mayor parte de las tensiones más elevadas para el material, está prevista

más de una asociación preferente a fin de permitir que se apliquen diferentes

criterios de comportamiento o diferentes valores de sobretensiones.

65

Tabla N° 2.8. Niveles de aislamiento normalizados para la gama I

(1 KV < Um ≤ 245 kV) Fuente [12].

66

Tabla 2.9. Niveles de aislamiento normalizados para la gama II (Um > 245 kV).

Fuente [12]

67

2.2.7. Distancias en el aire

Las distancias al aire han sido normalizadas según se indica en las Tablas A.1, A.2

y A.3 de IEC 60071-l [12]. Se ha de tener en cuenta que con esta normalización

sólo sí pretende satisfacer los requisitos de coordinación de aislamiento. Sin

embargo, las establecidas por la reglamentación oficial, atendiendo a otras

consideraciones técnicas como seguridad, mantenibilidad o accesibilidad, pueden

dar lugar a distancias mayores.

Por otro lado, las distancias en el aire también pueden ser menores cuando la

experiencia de funcionamiento confirme que las sobretensiones son inferiores a las

supuestas en la elección de las tensiones soportadas normalizadas o que la

configuración de los electrodos es más favorable que la supuesta para las distancias

en el aire recomendadas.

La Tabla A.1 relaciona las distancias en el aire mínimas con las tensiones soportad

a impulso tipo rayo normalizadas para configuraciones de electrodo del tipo punta-

estructura e incluso, para la gama n, para configuraciones del tipo conductor-

estructura. L tabla es aplicable tanto para distancias entre fase y tierra como para

distancias entre fases (véase nota al pie de la tabla).

La Tabla A.2 relaciona las distancias en el aire mínimas con las tensiones

soportadas a impulso tipo maniobra entre fase y tierra normalizadas para

configuraciones de electrodo del tipo conductor-estructura y punta-estructura. La

configuración conductor-estructura representa gran parte de las configuraciones

utilizadas normalmente.

La Tabla A.3 relaciona las distancias en el aire mínimas con las tensiones

soportadas a impulso tipo maniobra entre fases normalizadas para configuraciones

de electrodo del tipo conductor-conductor y punta-conductor. La configuración

asimétrica punta- conductor es la configuración de electrodo más desfavorable que

se encuentra normalmente en servicio. La configuración conductor-conductor

cubre todas las configuraciones similares con forma de electrodo similares en las

dos fases.

68

Las distancias en el aire en servicio aplicables se determinan ce acuerdo con las

regias siguientes:

Gama I. Las distancias en el aire entre fase y tierra y entre fases se determinan

a partir de la tensión soportada a impulso tipo rayo asignada, véase Tabla A.1

de IEC 60071-1 [12]. La tensión soportada de corta duración a frecuencia

industrial normalizada puede despreciarse cuando la relación entre la tensión

soportada normalizada a impulso tipo rayo y la tensión normalizada de corta

duración a frecuencia industrial es mayor que 1,7.

Gama II. La distancia en el aire entre fase y tierra es la mayor de las dos

distancias en el aire determinadas, para la configuración punta-estructura, a

partir de la Tabla A.l de IEC 60071-1 en función de la tensión soportada a

impulso tipo rayo normalizada y a partir de la Tabla A.2 de IEC 60071-1 en

función de la tensión soportada a impulso tipo maniobra normalizada,

respectivamente. La distancia en el aire entre fases es la mayor de las dos

distancias en el aire determinadas, para la configuración punta-estructura, a

partir de la Tabla A.1 de la IEC 60071-1 en función de la tensión soportada a

impulso tipo rayo normalizada y a partir de la Tabla A.3 de la IEC 60071-1 en

función de la tensión soportada a impulso tipo maniobra normalizada,

respectivamente.

En la gama II, las distancias en el aire necesarias para que el aislamiento

longitudinal pueda soportar la tensión soportada a impulso tipo rayo normalizada

pueden obtenerse añadiendo a la tensión soportada a impulsos tipo rayo

normalizada 0,7 veces el valor de cresta de la tensión máxima de servicio entre

fase y tierra dividiendo la suma por 500 kV/m.

Las distancias en el aire necesarias en la gama II para que el aislamiento

longitudinal pueda soportar la tensión soportada a impulso tipo maniobra

normalizada son menores que los valores correspondientes entre fases. Estas

distancias en el aire existen usualmente sólo en aparatos sometidos a ensayos tipo

y por tanto sus valores no se han normalizado.

69

2.3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO EN INSTALACIONES

2.3.1. Líneas

Aunque el procedimiento de coordinación de aislamiento de las líneas aéreas sigue los

criterios generales de coordinación de aislamiento anteriormente indicados, deben

tenerse en cuenta las siguientes consideraciones especiales:

Cuando se utilizan aisladores de suspensión, conviene que en la rigidez dieléctrica

de las distancias en el aire se tenga en cuenta el movimiento de los conductores.

Las normas de aisladores especifican las dimensiones de los aisladores

individuales sin nacer referencia a la tensión más elevada para el material o a la

tensión más elevada de la red. Por consiguiente, el procedimiento de coordinación

de aislamiento termina con la determinación de la tensión soportada especificada

Urw. No es necesario seleccionar una tensión asignada y no son de aplicación en

este caso las tablas de niveles de aislamiento.

El comportamiento del aislamiento de las líneas tiene un gran impacto sobre el de

las subestaciones. La tasa de disparos de las líneas de transporte debidos al rayo

determina la frecuencia de los reenganches, y la tasa de descargas de rayo en la

proximidad de la subestación determina la frecuencia de sobretensiones de frente

rápido que llegan a ella.

a) Coordinación de aislamiento para tensiones de servicio y sobretensiones

temporales.

La tensión de servicio y las sobretensiones temporales determinan la longitud de

la cadena de aisladores y la forma de los elementos de cadena según el grado de

contaminación del emplazamiento. En el caso de redes con el neutro directamente

puesto a tierra y factores de defecto a tierra iguales o inferiores a 1,3 generalmente

es suficiente diseñar los aisladores de manera que resistan la tensión más elevada

fase-tierra de la red. Para coeficientes de defecto a tierra superiores, y

especialmente en redes con neutro aislado o con puesta a tierra por medio de bobina

de extinción, puede ser necesario tener en cuenta las sobretensiones temporales.

70

Cuando deban tenerse en cuenta cadenas de suspensión, las distancias en el aire

deberían determinarse en condiciones extremas de balanceo.

b) Coordinación de aislamiento para sobretensiones de frente lento

Las sobretensiones de frente lento a considerar en el caso de las líneas aéreas son

las sobretensiones en caso de defecto a tierra, de conexión y de reenganche. Al

determinar las tasas de fallo aceptables debe tenerse en cuenta que:

Un fallo de aislamiento debido a sobretensiones por faltas a tierra causa un

doble defecto fase-tierra.

Un fallo de aislamiento debido a sobretensiones de reenganche produce un

reenganche fallido.

b.1) Sobretensiones por faltas a tierra

Conviene tener en cuenta las sobretensiones fase-tierra en redes con factores de

defecto a tierra altos, es decir en redes de distribución o de transporte con neutro

puesto a tierra por medio de bobina de extinción. Las tasas de fallo aceptables para

estas líneas deben ser seleccionadas en el mismo orden de magnitud que su tasa de

defectos bifásicos debidos al rayo. A título orientativo, las tasas de fallo admisibles

están comprendidas entre 0,1 y 1,0 cebados por año.

Las líneas de la gama II en las que las sobretensiones de conexión y de reenganche

y están limitadas generalmente a amplitudes bajas requieren especial este caso las

sobretensiones de frente lento provocadas por los defectos a tierra son más severas.

b.2) Sobretensiones de conexión y reenganche

Las sobretensiones de conexión son de interés para todas las líneas aéreas y

especialmente para las de la gama II. Las tasas admisibles de fallo adecuadas son

del orden de 0,005 a 0,05 cebados por año.

Las sobretensiones de reenganche requieren atención en las líneas de transporte

cuando se aplica el reenganche trifásico rápido (a causa de las cargas atrapadas).

Las tasas admisibles de fallo son del orden de 0,005 a 0,05 cebados por año.

71

Las sobretensiones de reenganche pueden despreciarse en las líneas de transporte

cuando se utiliza el reenganche monofásico o en las líneas de distribución en las

que los transformadores de distribución continúan conectados durante la maniobra.

Las sobretensiones de frente lento son uno de los factores que determinan las

distancias en el aire y, en algunos tipos de aisladores, los herrajes de los aisladores.

En general, su importancia se limita a las líneas de transporte de la gama de

tensiones más elevadas, iguales o superiores a 123 kV. Cuando se utilizan

aisladores de suspensión, las distancias en el aire para sobretensiones de frente

lento se determinan generalmente suponiendo condiciones moderadas (medias) de

balanceo. En las líneas de distribución, las distancias en el aire se determinan

normalmente por el aislador y no es necesario tener en cuenta las sobretensiones

de frente lento.

c) Coordinación de aislamiento para sobretensiones de rayo

El comportamiento de las líneas aéreas frente al rayo depende de un conjunto de

factores de los cuales los más importantes son la densidad de impactos de rayos,

la altura de la línea aérea, la configuración de los conductores, los cables de tierra

o de guarda, la puesta a tierra de los apoyos y la tensión soportada del aislamiento.

c.1) Líneas de distribución

En las líneas de distribución, se supone que todos los impactos directos de rayo

sobre la línea causan un cebado entre fases con o sin cebado a tierra. Los cables de

tierra son inútiles debido a que las puestas a tierra de los apoyos y la rigidez del

aislamiento no pueden mejorarse en grado suficiente para evitar los cebados

inversos en condiciones económicas aceptables. Por tanto el comportamiento

frente al rayo de las líneas de distribución depende en gran manera de la densidad

de impactos de rayo sobre el terreno y de la altura de la línea.

En las líneas de distribución con crucetas sin puesta a tierra (líneas con postes de

maderas), las sobretensiones inducidas por los impactos de rayo en las

proximidades de la línea no tienen importancia. Sin embargo, el elevado

aislamiento a tierra da lugar a que lleguen a la subestación sobretensiones de gran

72

amplitud y, en estos casos, conviene prestar especial atención a la elección de

pararrayos adecuados para la subestación (desde el punto de vista de la capacidad

de disipación de energía).

En las líneas de distribución con crucetas puestas a tierra, las sobretensiones

inducidas pueden afectar a la tensión soportada a impulsos tipo rayo requerida para

el aislamiento de la línea aérea.

c.2) Líneas de transporte

En las líneas de transporte de tensiones superiores a 72,5 kV, las tensiones

inducidas pueden despreciarse y el comportamiento frente al rayo es determinado

solamente por los impactos directos. No pueden darse regías generales sobre la

tasa de fallos adecuada, ya que ésta depende en alto grado de las consecuencias de

un corte debido al rayo y del coste de mejorar el apantallado, la puesta a tierra y la

rigidez de aislamiento. No obstante, es posible adoptar para el tramo de líneas

cercano a la subestación una tasa de fallos inferior a la del resto de la línea, a fin

de reducir la amplitud y la frecuencia de las sobretensiones incidentes en la

subestación así como la probabilidad de defectos kilométricos.

2.3.2. Subestaciones

La coordinación de aislamiento en el caso de las subestaciones constituye un

problema complejo, ya que en estas instalaciones coexisten todos los tipos de

aislamiento (autorregenerables, no autorregenerables y mixtos). La

responsabilidad y el coste de los aparatos varían de unos a otros y las solicitaciones

dieléctricas no afectan a todos con la misma severidad.

En los siguientes apartados se describen las solicitaciones de tensión que pueden

producirse en una subestación tipo como la de la Figura 2.11.

a) Tensión de servicio

Se supone igual a la tensión más elevada de la red. Todos los elementos de la

subestación están sometidos a las mismas solicitaciones.

73

b) Sobretensiones temporales

Los defectos a tierra del lado de la carga generan una solicitación idéntica sobre

todos los elementos de una fase de la subestación.

En una subestación pueden aparecer sobretensiones por pérdidas de carga debido

principalmente a un defecto en otra subestación distante (subestación 2).

Figura 2.11. Ejemplo de disposición esquemática de una subestación utilizada

para la localización de solicitaciones de sobretensiones. Fuente [13].

Según el sistema de protección, todos los elementos o los que están situados entre

el interruptor automático cb2 y el transformador estarán sometidos a solicitaciones.

En caso de defecto en la propia subestación (subestación 1), sólo los elementos

entre el interruptor automático cb1 y el transformador estarán sometidos a las

sobretensiones por pérdida de la carga.

Si el transformador está conectado a un generador, pueden aparecer sobretensiones

longitudinales en el interruptor automático cb1 durante la sincronización. Cuando

la barra B2 está conectada a redes distintas, el aislamiento longitudinal de los

seccionadores de la barra puede quedar sometido a la tensión de servicio en la barra

B2 y a la sobretensión por pérdida de carga en las barras B1 en oposición de fase.

En la etapa inicial, puede que esté en servicio una sola línea y deben tomarse en

consideración las sobretensiones temporales debidas a la pérdida de carga como

consecuencia de un defecto a tierra.

74

c) Sobretensiones de frente lento

Las sobretensiones debidas a la conexión y reenganche de líneas sólo pueden

presentar las amplitudes elevadas del extremo receptor entre la entrada de la línea

y el interruptor automático cb2. El resto de la subestación está sometido a las

sobretensiones del extremo emisor.

En todos los elementos de la subestación pueden presentarse sobretensiones

debidas a los defectos y a su eliminación.

Cuando los transformadores se alimentan por una línea larga, pueden aparecer en

ellos y en las barras sobretensiones de frente lento.

d) Sobretensiones de frente rápido

Todos los elementos de la subestación pueden ser sometidos a sobretensiones de

rayo, con amplitudes distintas dependientes de la distancia al pararrayos. Sólo

pueden aparecer sobretensiones de maniobra de frente rápido en las partes

conectadas de la subestación (por ejemplo las barras B2) o en uno de los

interruptores automáticos cuando son conectados por uno dejos seccionadores de

barras.

En subestaciones tipo GIS puede ser necesario tomar en consideración las

sobretensiones de frente muy rápido debidas a la maniobra de los seccionadores.

e) Recomendaciones en coordinación de aislamiento

e.1) Subestaciones en redes de distribución de Um hasta 36 kV de la gama I

La norma especifica las tensiones soportadas asignadas de corta duración a

frecuencia industrial y a impulso tipo rayo normalizadas para el equipo de esta

gama de tensión.

Como regla general, puede suponerse que en la gama de tensiones ele distribución

las tensiones soportadas especificadas a impulso tipo maniobra entre fase y tierra

quedan cubiertas por la tensión soportada de corta duración a frecuencia industrial

normalizada. Sin embargo, las tensiones soportadas requeridas a impulsos tipo

maniobra entre fases deben ser tomadas en consideración en la elección de la

75

tensión soportada a impulso tipo rayo normalizada o de la tensión soportada de

corta duración a frecuencia industrial.

Si las sobretensiones de frente lento entre fases están limitadas, los equipos

diseñados para el valor inferior de la tensión soportada a impulso tipo rayo

normalizada pueden ser adecuados para las instalaciones siguientes:

Redes e instalaciones industriales no conectadas a líneas aéreas.

Redes e instalaciones industriales conectadas a líneas aéreas-sólo a través de

transformadores, en las que la capacidad a tierra de los cables conectados a los

bornes de baja tensión del transformador es al menos de 0,05 µF por fase.

Cuando la capacidad a tierra de los cables es insuficiente, deberían instalarse

condensadores adicionales entre el transformador y la aparamenta, tan cerca

como sea posible de los bornes del transformador, de manera que la capacidad

combinada a tierra de los cables y los condensadores adicionales sea al menos

0,05 F por fase.

Redes e instalaciones industriales conectadas directamente a líneas aéreas

protegidas adecuadamente contra las sobretensiones por medio de pararrayos.

En todos los demás casos, o cuando se requiera un grado muy alto de seguridad,

deberían usarse equipos diseñados con el valor superior de la tensión soportada

asignada a impulso tipo rayo.

e.2) Equipo conectado a una línea aérea a través de un transformador

El equipo conectado a los bornes de baja tensión de un transformador alimentado

en alta tensión por una línea aérea no está sometido directamente a las

sobretensiones de rayo o de maniobra originadas en la línea aérea. Sin embargo,

debido a la transferencia electrostática y electromagnética de estas sobretensiones

del arrollamiento de alta tensión al arrollamiento de baja tensión del transformador,

dicho equipo puede verse sometido a sobretensiones que deben ser tenidas en

cuenta en el procedimiento de coordinación de aislamiento para la posible

instalación de dispositivos de protección contra sobretensiones transferidas.

76

e.3) Equipo conectado a una línea aérea a través de un cable

En este caso la coordinación de aislamiento implica no sólo la protección del

equipo en la subestación sino también la del cable.

Cuando una sobretensión de rayo que se propaga a lo largo de una línea aérea llega

a un cable, se divide en una onda reflejada y una onda transmitida, tal que la

amplitud de la onda transmitida es considerablemente menor que la de la

sobretensión incidente. Sin embargo, las reflexiones subsiguientes en cada uno de

los extremos usualmente a un aumento considerable de la tensión a lo largo de este

valor inicial. En general, conviene seleccionar el valor superior de las tensiones

soportadas a impulso tipo rayo normalizadas e instalar pararrayos en la unión línea-

cable.

Cuando en la línea aérea se utilizan postes de madera y cuando es posible que esté

conectada a la subestación una sola línea aérea, puede ser necesario instalar

pararrayos adicionales en la llegada del cable a la subestación.

e.4) Subestaciones en redes de transporte con Um comprendidas entre 52,5 kV y

245 kV de la gama I.

Para los equipos de esta gama de tensión la norma especifica tensiones soportadas

de corta duración a frecuencia industrial y a impulso tipo rayo normalizadas.

Como regla general, puede suponerse que en tensiones de transporte de la gama I,

las tensiones soportadas a impulso tipo maniobra entre fase y tierra quedan

cubiertas por la tensión soportada de corta duración a frecuencia industrial

normalizada. Sin embargo, la tensión soportada especificada a impulso de

maniobra entre fases debe tomarse en consideración en la selección de la tensión

soportada a impulso tipo rayo o de la tensión soportada de corta duración a

frecuencia industrial normalizadas para el equipo instalado a la entrada de la línea,

o bien, puede ser necesario efectuar ensayos adicionales de impulsos tipo maniobra

entre fases para el equipo trifásico.

Para la selección de las tensiones soportadas a impulso tipo rayo, muchas de las

consideraciones relativas a la gama de tensiones de distribución se aplican también

77

a las tensiones de transporte de la gama I. Sin embargo, dado que la variedad de

equipos y ubicaciones no es grande, se recomienda aplicar el procedimiento de

coordinación de aislamiento en una cantidad representativa de combinaciones

subestación-línea aérea, utilizando al menos el procedimiento descrito en

apartados anteriores.

e.5) Subestaciones en redes de transporte de la gama II

La norma especifica las tensiones soportadas a impulsos tipo rayo y tipo maniobra

normalizadas para los equipos de esta gama de tensión.

En esta gama de tensiones conviene generalmente aplicar métodos estadísticos de

coordinación de aislamiento. Deberían ser examinadas la frecuencia de las

sobretensiones debidas tanto a maniobras o faltas como las debidas al rayo,

considerando cuidadosamente la ubicación del equipo en la subestación (por

ejemplo, distinguiendo entre el equipo situado en el extremo emisor o receptor de

las líneas de tensión). Además, el método determinista de coordinación de

aislamiento basado en las sobretensiones temporales puede dar como resultado

valores demasiado conservadores de las tensiones soportadas normalizadas, por lo

que conviene aplicar procedimientos más precisos que tengan en cuenta la

duración real de las sobretensiones y las características de soportabilidad tensión-

tiempo a frecuencia industrial del aislamiento.

2.4. RIESGO DE FALLO EN UNA INSTALACIÓN

Como resultado de aplicar la metodología de coordinación, determinista o

estadística, se obtendrá una solución o alternativa de diseño, que, dependiendo de

la amplitud y frecuencia de las sobretensiones, de la existencia o no de pararrayos

y de la naturaleza del aislamiento (autorregenerable o no autorregenerable),

asignará un nivel de aislamiento a cada equipo y determinará una longitud mínima

de los intervalos de aire. La validez de la solución obtenida dependerá del grado

de cumplimiento de las variables de diseño (restricciones) que se apliquen a la

instalación.

Conocida la distribución estadística de las sobretensiones que han de soportar los

aislamientos, es posible determinar el riesgo de fallo de cada uno de los equipos y

78

elementos que componen la instalación. Consecuentemente, podrá valorarse la

probabilidad de que se produzca una falta en el sistema cuyo origen sea una

sobretensión.

El riesgo de fallo en los aislamientos autorregenerables se obtendrá a partir de la

función de densidad de probabilidad de sobretensiones en la instalación y de la

función de distribución acumulativa de las sobretensiones soportadas por el

aislamiento. Los intervalos de aire se considerarán como un aislamiento de este

tipo. En los no autorregenerables el riesgo de fallo será igual a la probabilidad de

que la sobretensión en el sistema sobrepase la tensión soportada por el aislamiento.

En el cálculo del riesgo de fallo de un aislamiento su tensión soportada ha de ser

corregida teniendo en cuenta los factores de condiciones ambientales y de diseño

que apliquen.

De forma general, cuando existen varios elementos de diferentes características el

riesgo de fallo del conjunto o la probabilidad de que se produzca una falta se puede

calcular a partir del riesgo de cada uno de ellos mediante la fórmula:

1 1n

F i

i l

P R R

(2.36)

siendo:

PF: Probabilidad de que se produzca falta.

R: Riesgo de fallo del conjunto.

Ri: Riesgo de fallo en el equipo (o intervalo de aire) i.

En caso de que los n elementos sean de iguales características, el riesgo será:

R=l - (l - Ri)N (2.37)

Si además el valor de R es muy pequeño, el riesgo de fallo del conjunto resulta,

aproximadamente:

R = N * Ri (2.38)

Por otro lado, la probabilidad de fallo real de un equipo será, en general, distinta a

su riesgo de fallo, determinado de la forma indicada anteriormente, ya que se ha

de tener en cuenta el posible fallo previo de algún otro aparato de la instalación.

79

Así la probabilidad de fallo del equipo i:

1i i j

j i

P R R

siendo:

Pi: Probabilidad de fallo del equipo i.

Ri: Riesgo de fallo del equipo i.

Rj. Riesgo de fallo del equipo (o intervalo de aire) j distinto del i

Es necesario tener en cuenta que la falta en la instalación puede ser debida a una

descarga disruptiva entre fase y tierra o una descarga disruptiva entre fases. Desde

el punto de vista probabilístico se puede evaluar el riesgo de fallo fase-tierra y fase-

fase de un equipo de forma independiente; sin embargo, la obtención del nesgo de

fallo resultante debe tener en cuenta el hecho de que las descargas a tierra o entre

fases tienen el mismo origen, debido a que los aislamientos fase-tierra y fase-fase,

por lo general, poseen un electrodo común. Sin embargo, el cálculo del riesgo de

fallo total por descarga fase-tierra y fase-fase es generalmente conservador si se

consideran como sucesos independientes. De esta manera será posible determinar

para una instalación dada, línea o subestación, la probabilidad de fallo de cada uno

de sus equipos,-y por tanto, la probabilidad de que se produzca una falta

distinguiendo, además, si ésta provocará interrupción del servicio (falta primaria)

o no (falta transferida), dependiendo de que la sobretensión que la produjo tuvo su

origen en una falta previa o en otra causa distinta de ésta.

2.4.1. Sobretensiones temporales

a) Subestaciones

a.1) Faltas

Los aislamientos en una subestación se verán sometidos por igual a las

solicitaciones dieléctricas originadas por faltas en las líneas o en la propia

subestación. El riesgo de fallo dependerá de la probabilidad de que se produzca

una falta en el sistema, siendo las principales causas de ésta las descargas

descriptivas en los aislamientos debidas a sobretensiones. Por este motivo, el fallo

80

de aislamiento causado por una solicitación temporal de este tipo no supondrá la

aparición de una falta, sino la propagación de la ya iniciada.

a.2) Desconexión brusca de carga

Las sobretensiones más importantes por desconexión de carga se producen cuando

la subestación se encuentra trabajando en antena y tiene lugar una falta en la

subestación situada en el otro extremo de la línea. Las solicitaciones dieléctricas

afectarán por igual a todos los puntos de la subestación, salvo que la falta se

produzca en la propia subestación, en cuyo caso la parte afectada de la misma

dependerá del esquema de protección. La desconexión brusca de carga, aunque

puede deberse a otras causas (errores humanos, condiciones de sobrecarga), tiene

su origen principal en la aparición de una falta en el sistema, por lo que el riesgo

de fallo dependerá de la probabilidad de que se produzca ésta, generalmente, por

efecto de una sobretensión.

a.3) Combinación de sobretensiones temporales

Debe valorarse la posibilidad de que puedan combinarse las sobretensiones debidas

a faltas y desconexión de cargas, circunstancia que tendrá lugar cuando en la

instalación se produzca alguno de los supuestos analizados en apartados anteriores.

b) Líneas

Los tramos de línea más próximos al punto de aparición de una falta (línea o

subestación) se verán también sometidos a las sobretensiones que se originen por

esta causa.

Las sobretensiones que se originan cuando una subestación, que se encuentra

generando en antena, sufre una pérdida de carga, también afectarán a la línea, en

caso de que ésta permanezca conectada al sistema.

2.4.2. Sobretensiones de maniobra

De forma general, las operaciones de cierre y reenganche de líneas son las que

provocan las sobretensiones de maniobra de mayor amplitud. También se producen

sobretensiones de maniobra en los primeros instantes de una falta, y en su

81

eliminación por la apertura del interruptor. La importancia de estas solicitaciones

depende del grado de control que se realice sobre las ocasionadas por la conexión

y reenganche de líneas. Normalmente, los equipos conectados a la red se verán

sometidos a sobretensiones de maniobra de varios orígenes. Esto dependerá de su

situación en el sistema y del modo en que se realice la maniobra del interruptor.

La operación de cierre de una línea puede efectuarse con el extremo receptor en

vacío o conectado a una reactancia de compensación (el caso de extremo receptor

con transformador en vacío es menos frecuente); las sobretensiones que se

producen serán menores en el segundo caso, aunque han de ser soportadas por un

número mayor de equipos. Cuando el final de línea se encuentra en vacío, sólo los

aparatos conectados en la entrada de la subestación se ven sometidos a las

sobretensiones provocadas por esta maniobra. Las características del aislamiento

determinarán su comportamiento frente a las solicitaciones dieléctricas,

pudiéndose valorar un riesgo de fallo para la sobretensión originada por una

determinada maniobra de interruptor (Figura 2.12). El número de maniobras del

interruptor permitirá estimar el número de fallos/año en el equipo.

a) Subestaciones

a.1) Conexión de líneas

— Subestación en el extremo receptor

Será preciso evaluar el riesgo de fallo de los equipos situados en la subestación en

función de las condiciones de operación en final de línea. En el caso de final de

línea en vacío, sólo se verán afectados por las sobretensiones los equipos

conectados a la entrada de la línea en la subestación, antes del interruptor abierto

en el extremo receptor.

Una vez valorado el riesgo, el número de fallos/año se obtendrá a parar del número

de maniobras/año del interruptor en el extremo emisor. Asimismo, será necesaria

tener en cuenta en el cálculo del riesgo, la contribución al mismo de cada una de

las líneas conectadas a la subestación.

— Subestación en el extremo emisor

82

El riesgo de fallo en la subestación será notablemente menor que en el caso

precedente, debido a que, en general, las sobretensiones son bastante inferiores a

las registradas en el extremo receptor. La sobretensión producida afectará por igual

a todos conectados en la subestación en el momento de la maniobra, estando su

influenciada por la situación en final de línea.

Una vez obtenido el riesgo de fallo, el número de fallos/año lo determinará el

número de maniobras año del interruptor, que puede ser considerado igual al

número de energizaciones de la línea más el de reenganches, ya que cuando la

subestación se encuentra en el extremo emisor ambas maniobras producen valores

de sobretensión muy similares. En el cálculo se tendrá en cuenta, además, cada una

de las líneas que pueden ser energizadas desde la subestación.

a.2) Reenganche

Mediante reenganche se intenta poner en tensión una línea inmediatamente

después de quedar fuera de servicio a causa, generalmente, de una falta no

permanente. Por este motivo un fallo de aislamiento durante la maniobra

provocaría la propagación de la falta. Las sobretensiones por reenganche son

superiores a las producidas por la operación de cierre, debido a la existencia de

carga atrapada en la línea maniobrada. Esta diferencia generalmente es apreciable

en el extremo receptor, obteniéndose sobretensiones muy similares en el extremo

emisor.

Para el cálculo del riesgo de fallo se procederá de igual forma que para la maniobra

de conexión, teniendo en cuenta que el número de maniobras de reenganche será

función de la probabilidad de falta en el sistema.

b) Líneas

Las maniobras de interruptores, conexión, reenganche y despeje de faltas, no sólo

afectarán a los aislamientos de las subestaciones, sino que también afectarán a los

aislamientos de las líneas maniobradas e incluso al resto de las líneas conectadas

en el instante de la operación. Ahora bien, las sobretensiones a que se ven

sometidos los aislamientos son diferentes según su situación en la línea. Así por

83

ejemplo, en la conexión y reenganche de líneas en vacío, la sobretensión en el

extremo receptor es, normalmente, bastante superior a la del extremo emisor. Por

tanto, en el cálculo de riesgo se habrá de tener en cuenta la aportación al mismo de

cada uno de los apoyos de la línea mediante métodos, simplificados.

2.4.3. Sobretensiones atmosféricas

a) Subestaciones

Los equipos situados en las subestaciones tendrán un riesgo de fallo nulo ante

sobretensiones atmosféricas cuando la subestación sea autoprotegida. En caso

contrario, será necesaria la instalación de pararrayos, dependiendo en este caso el

riesgo de fallo de los aparatos de la distancia entre ellos y del elemento de

protección; el riesgo de fallo dependerá también del diseño de los tramos iniciales

de las líneas conectadas a la subestación, fundamentalmente del grado de

apantallamiento y de la resistencia de puesta a tierra de los apoyos.

El número de líneas conectadas a la subestación en el momento del impacto del

rayo en una de ellas influirá de forma importante en la amplitud de la sobretensión,

en el sentido de bajar su valor, por lo que en el cálculo del riesgo de fallo ha de

considerarse el número de líneas mínimo previsto que, en determinadas

circunstancias, permanezcan en servicio. Adicionalmente, se ha de tener en cuenta,

en la evaluación de la tasa de fallo de los equipos, la contribución de cada una de

las líneas conectadas en condiciones normales a la subestación (Figura 2.13).

Las sobretensiones en la subestación serán debidas a la descarga directa del rayo

en las líneas, y a la propagación de dicha sobretensión a la subestación, bien corno

consecuencia del cebado inverso de los aisladores, o bien por el impacto de la

descarga sobre los conductores de fase que, en la mayoría de los casos, provocará

el cebado de las cadenas de aisladores de las líneas. En estos casos un fallo de

aislamiento en la subestación por descargas atmosféricas no dará lugar a un fallo

de la instalación, sino que provocaría la propagación de la falta (falta transferida).

La probabilidad de que un rayo incidente sea causa de falta puede ser obtenida

mediante la formulación obtenida resultado de la investigación en esta materia.

84

Figura 2.12. Cálculo del riesgo de fallo en subestaciones por sobretensiones de

maniobra. Fuente [14].

85

Figura 2.13. Cálculo de riesgo de fallo en subestaciones por sobretensiones

atmosféricas. Fuente [14].

86

b) Líneas

El riesgo de fallo en una línea dependerá del nivel isoceráunico de la zona, la

disposición de los cables de tierra, la resistencia de puesta a tierra de los apoyos y

la tensión crítica de cebado de los aisladores. Conocidas las características físicas

y geométricas de la instalación, puede ser estimado el número de descargas

atmosféricas que al incidir sobre una línea causarán una falta, bien por fallo de

apantallamiento al caer el rayo sobre los conductores de fase, o bien por cebado

inverso al caer el rayo sobre los cables de guarda o los apoyos.

87

3. CAPÍTULO 3: METODOLOGÍA DEL CÁLCULO.

Para explicar la metodología del cálculo correcta, la realizaremos con un ejemplo real,

nuestro caso:

CARACTERISTICAS DE LA RED

TENSION NOMINAL DE LA RED : 𝑈𝑛 = 22,9𝑘𝑉

TENSION MÁS ELEVADA DE LA RED : 𝑈𝑆 = 25𝑘𝑉

NIVEL DE CONTAMINACION (extra alto) : 31 𝑚𝑚/𝑘𝑉 (hallada

según Tabla 2.3)

NEUTRO CONECTADO A TIERRA : 𝑆𝐼

LONGITUD DEL VANO : 100𝑚

3.1. DETERMINACION DE LAS SOBRETENSIONES REPRESENTATIVAS

( 𝑼𝒓𝒑 )

a) SOBRETENSION A FRECUENCIA INDUSTRIAL ( 𝑼𝒎 ) temporal

Se indica que 𝑼𝒎 ≫ 𝑼𝒔

Fase-Tierra (Aislamiento Interno=Aislamiento Externo):

De acuerdo a lo indicado en el punto H.3.1.1 de la norma [13]:

𝑼𝒆𝒎 = 𝟐𝟓 𝒌𝑽

Fase-Fase (Aislamiento Interno=Aislamiento Externo):

De acuerdo a lo indicado en el punto H.3.1.1 de la norma [13]:

𝑼𝒑𝒎 = 1,2 ∗ 25 𝑘𝑉 = 𝟑𝟎 𝒌𝑽

b) SOBRETENSION DE MANIOBRA (Frente Lento)

En este cálculo se emplean las figuras 2.3 y 2.4 respectivamente, de

donde obtenemos: Ue2=2,6 p.u. ; Up2=3,86.

b.1) SOBRETENSION DE MANIOBRA - VALOR DE

TRUNCAMIENTO FASE-TIERRA (Aislamiento

Interno=Aislamiento Externo)

Se emplea la ecuación (2.8)

88

𝑈𝑒𝑡 = {(1,25 ∗ 𝑈𝑒2 ) − 0,25} ∗ (√2 ∗ 𝑈𝑠

√3)

𝑼𝒆𝒕 = 𝟔𝟏, 𝟐𝟒 𝒌𝑽

b.2) SOBRETENSION DE MANIOBRA - VALOR DE

TRUNCAMIENTO FASE-FASE (Aislamiento

Interno=Aislamiento Externo)

Se emplea la ecuación (2.13):

𝑈𝑝𝑡 = {(1,25 ∗ 𝑈𝑒2 ) − 0,43} ∗ (√2 ∗ 𝑈𝑠

√3)

𝑼𝒑𝒕 = 𝟖𝟗, 𝟕𝟏 𝒌𝑽

3.2. DETERMINACION DE LAS TENSIONES SOPORTADAS DE

COORDINACION ( 𝑼𝒄𝒘 ) -> 𝑲𝒄 𝒐 𝑲𝒄𝒅:

a) SOBRETENSION TEMPORAL 𝑲𝒄 = 𝟏

𝑭𝒂𝒔𝒆 − 𝑻𝒊𝒆𝒓𝒓𝒂 = 𝑈𝑐𝑤 = 𝐾𝑐 ∗ 𝑈𝑟𝑝 = 1 ∗ 25𝑘𝑉 = 25𝑘𝑉

𝑭𝒂𝒔𝒆 − 𝑭𝒂𝒔𝒆 = 𝑈𝑐𝑤 = 𝐾𝑐 ∗ 𝑈𝑟𝑝 = 1 ∗ 30𝑘𝑉 = 30𝑘𝑉

b) SOBRETENSION DE MANIOBRA (Frente Lento)

Si: 𝑼𝒑𝒔

𝑼𝒆𝟐 = 𝟏, 𝟒𝟖 , entonces de la Figura 2.7 obtenemos 𝑲𝒄𝒅 = 𝟏;

además empleamos el método determinista del punto d.1) del capítulo

anterior:

𝑭𝒂𝒔𝒆 − 𝑻𝒊𝒆𝒓𝒓𝒂 = 𝑈𝑐𝑤 = 𝐾𝑐𝑑 ∗ 𝑈𝑟𝑝 = 1 ∗ 61,24𝑘𝑉 = 61,24𝑘𝑉

𝑭𝒂𝒔𝒆 − 𝑭𝒂𝒔𝒆 = 𝑈𝑐𝑤 = 𝐾𝑐𝑑 ∗ 𝑈𝑟𝑝 = 1 ∗ 89,71 𝑘𝑉 = 89,71𝑘𝑉

c) SOBRETENSION TIPO RAYO (Frente Rápido)

Tomaremos en cuenta un pararrayo 𝑼𝒏𝒐𝒎𝒊𝒏𝒂𝒍 = 𝟐𝟏𝒌𝑽, y los datos

proporcionados por la Figura 2.6 y la fórmula 2.48

𝑫𝑨𝑻𝑶𝑺 ∶

𝑈𝑃𝑙 = 62,1𝑘𝑉

𝐴 = 900𝑘𝑉

𝑛 = 3

𝐿𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟 = 3𝑚

89

𝐿𝑒𝑥𝑡𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟 = 8𝑚

𝐿𝑠𝑝 = 100𝑚

𝐿𝑎 ≅ 0

𝑨𝑰𝑺𝑳𝑨𝑴𝑰𝑬𝑵𝑻𝑶 𝑰𝑵𝑻𝑬𝑹𝑵𝑶 ∶

𝑼𝒄𝒘 = 𝑈𝑝𝑙 + (𝐴

𝑛) (

𝐿

𝐿𝑠𝑝 + 𝐿𝑎 ) = 𝟕𝟏, 𝟏 𝒌𝑽

𝑨𝑰𝑺𝑳𝑨𝑴𝑰𝑬𝑵𝑻𝑶 𝑬𝑿𝑻𝑬𝑹𝑵𝑶 ∶ (ídem al anterior, sólo varía el

L)

𝑼𝒄𝒘 = 𝑈𝑝𝑡 + (𝐴

𝑛) (

𝐿

𝐿𝑠𝑝 + 𝐿𝑎 ) = 𝟖𝟔, 𝟏 𝒌𝑽

3.3. DETERMINACION DE LAS TENSIONES SOPORTADAS ESPECIFICAS

(𝑼𝒓𝒘 )

𝐅𝐀𝐂𝐓𝐎𝐑 𝐃𝐄 𝐒𝐄𝐆𝐔𝐑𝐈𝐃𝐀𝐃: 𝐊𝐬

Según 4.3.4 de la IEC60071-2 para:

𝑨𝒊𝒔𝒍𝒂𝒎𝒊𝒆𝒏𝒕𝒐 𝑰𝒏𝒕𝒆𝒓𝒏𝒐 ∶ 𝑲𝒔 = 𝟏, 𝟏𝟓

𝑨𝒊𝒔𝒍𝒂𝒎𝒊𝒆𝒏𝒕𝒐 𝑬𝒙𝒕𝒆𝒓𝒏𝒐 ∶ 𝑲𝒔 = 𝟏, 𝟎𝟓

𝐅𝐀𝐂𝐓𝐎𝐑 𝐃𝐄 𝐂𝐎𝐑𝐑𝐄𝐂𝐂𝐈𝐎𝐍 𝐀𝐓𝐌𝐎𝐒𝐅𝐄𝐑𝐈𝐂𝐀 ∶

(𝐊𝐚) = 𝐞𝒎(𝐇

𝟖𝟏𝟓𝟎); fórmula (2.35)

a) SOBRETENSION TEMPORAL

𝑭𝒂𝒔𝒆 − 𝑻𝒊𝒆𝒓𝒓𝒂 :

𝑈𝑐𝑤 = 25𝑘𝑉 , m=1 (según Figura 2.10)

𝑨𝒊𝒔𝒍𝒂𝒎𝒊𝒆𝒏𝒕𝒐 𝑰𝒏𝒕𝒆𝒓𝒏𝒐 = 𝑼𝒓𝒘 = 𝑈𝑐𝑤 ∗ 1,15 = 𝟐𝟖, 𝟕𝟓𝒌𝑽

𝑨𝒊𝒔𝒍𝒂𝒎𝒊𝒆𝒏𝒐 𝒆𝒙𝒕𝒆𝒓𝒏𝒐 = 𝑼𝒓𝒘 = 𝑈𝑐𝑤 ∗ 1,05 ∗ e1(10008150

) = 𝟐𝟗, 𝟔𝟖𝒌𝑽

90

𝑭𝒂𝒔𝒆 − 𝑭𝒂𝒔𝒆 :

𝑈𝑐𝑤 = 30𝐾𝑉 , m=1 (según Figura 2.10)

𝑨𝒊𝒔𝒍𝒂𝒎𝒊𝒆𝒏𝒕𝒐 𝑰𝒏𝒕𝒆𝒓𝒏𝒐 = 𝑼𝒓𝒘 = 𝑈𝑐𝑤 ∗ 1,15 = 𝟑𝟒, 𝟓𝒌𝑽

𝑨𝒊𝒔𝒍𝒂𝒎𝒊𝒆𝒏𝒐 𝒆𝒙𝒕𝒆𝒓𝒏𝒐 = 𝑼𝒓𝒘 = 𝑈𝑐𝑤 ∗ 1,05 ∗ e1(10008150

) = 𝟑𝟓, 𝟔𝟏𝒌𝑽

b) SOBRETENSION DE MANIOBRA (Frente lento)

Aplicar Figura 2.10, y lo indicado en el punto b.4) de la sección 2.2.5.

𝑭𝒂𝒔𝒆 − 𝑻𝒊𝒆𝒓𝒓𝒂 :

𝑈𝑐𝑤 = 61,24𝑘𝑉 ; 𝑚 ≈ 1

𝑨𝒊𝒔𝒍𝒂𝒎𝒊𝒆𝒏𝒕𝒐 𝑰𝒏𝒕𝒆𝒓𝒏𝒐 = 𝑼𝒓𝒘 = 𝑈𝑐𝑤 ∗ 1,15 = 𝟕𝟎, 𝟒𝟐𝒌𝑽

𝑨𝒊𝒔𝒍𝒂𝒎𝒊𝒆𝒏𝒐 𝒆𝒙𝒕𝒆𝒓𝒏𝒐 = 𝑼𝒓𝒘 = 𝑈𝑐𝑤 ∗ 1,05 ∗ e𝑚(10008150

) = 𝟕𝟐, 𝟔𝟔𝒌𝑽

𝑭𝒂𝒔𝒆 − 𝑭𝒂𝒔𝒆 :

𝑈𝑐𝑤 = 89,71 𝑘𝑉 ; 𝑚 ≈ 1

𝑨𝒊𝒔𝒍𝒂𝒎𝒊𝒆𝒏𝒕𝒐 𝑰𝒏𝒕𝒆𝒓𝒏𝒐 = 𝑼𝒓𝒘 = 𝑈𝑐𝑤 ∗ 1,15 = 𝟏𝟎𝟑, 𝟏𝟔𝒌𝑽

𝑨𝒊𝒔𝒍𝒂𝒎𝒊𝒆𝒏𝒐 𝒆𝒙𝒕𝒆𝒓𝒏𝒐 = 𝑼𝒓𝒘 = 𝑈𝑐𝑤 ∗ 1,05 ∗ e𝑚(10008150

) = 𝟏𝟎𝟔, 𝟒𝟒𝒌𝑽

c) SOBRETENSION TIPO RAYO (Frente rápido)

Aplicar Figura 2.10, y lo indicado en el punto b.4) de la sección 2.2.5.

𝑭𝑨𝑺𝑬 − 𝑭𝑨𝑺𝑬 = 𝑭𝑨𝑺𝑬 − 𝑻𝑰𝑬𝑹𝑹𝑨 :

𝑨𝒊𝒔𝒍𝒂𝒎𝒊𝒆𝒏𝒕𝒐 𝑰𝒏𝒕𝒆𝒓𝒏𝒐: 𝑈𝑐𝑤 = 71,1𝑘𝑉

𝑼𝒓𝒘 = 𝑈𝑐𝑤 ∗ 1,15 = 𝟖𝟏, 𝟕𝟔𝒌𝑽

𝑨𝒊𝒔𝒍𝒂𝒎𝒊𝒆𝒏𝒐 𝒆𝒙𝒕𝒆𝒓𝒏𝒐 ∶ 𝑈𝑐𝑤 = 86,1𝑘𝑉 ; 𝑚 ≈ 1

𝑼𝒓𝒘 = 𝑈𝑐𝑤 ∗ 1,05 ∗ e𝑚(10008150

) = 𝟏𝟎𝟐, 𝟏𝟓𝒌𝑽

91

3.4. ELECCION DEL NIVEL DE AISLAMIENTO ASIGNADO (𝑼𝒓𝒘𝒄 )

a) CONVERSION A SOBRETENSION TEMPORAL (𝑼𝒓𝒘𝒄 )

Con la tabla 2.4, tenemos:

𝑭𝒂𝒔𝒆 − 𝑻𝒊𝒆𝒓𝒓𝒂 :

𝑨𝒊𝒔𝒍𝒂𝒎𝒊𝒆𝒏𝒕𝒐 𝑰𝒏𝒕𝒆𝒓𝒏𝒐: 𝑈𝑟𝑤 = 70,42𝑘𝑉

𝑼𝒓𝒘𝒄 = 𝑈𝑟𝑤 ∗ 0,5 = 𝟑𝟓, 𝟐𝟏 𝒌𝑽

𝑨𝒊𝒔𝒍𝒂𝒎𝒊𝒆𝒏𝒐 𝒆𝒙𝒕𝒆𝒓𝒏𝒐 ∶ 𝑈𝑟𝑤 = 72,66𝑘𝑉

𝑈𝑟𝑤𝑐 = 𝑈𝑟𝑤 ∗ (0,6 + 𝑈𝑟𝑤

12700)

𝑼𝒓𝒘𝒄 = 72,66 ∗ (0,6 + 72,66

12700) = 𝟒𝟒, 𝟎𝟏𝒌𝑽

𝑭𝒂𝒔𝒆 − 𝑭𝒂𝒔𝒆 :

𝑨𝒊𝒔𝒍𝒂𝒎𝒊𝒆𝒏𝒕𝒐 𝑰𝒏𝒕𝒆𝒓𝒏𝒐: 𝑈𝑟𝑤 = 103,16𝑘𝑉

𝑼𝒓𝒘𝒄 = 𝑈𝑟𝑤 ∗ 0,5 = 𝟓𝟏, 𝟓𝟖 𝒌𝑽

𝑨𝒊𝒔𝒍𝒂𝒎𝒊𝒆𝒏𝒐 𝒆𝒙𝒕𝒆𝒓𝒏𝒐 ∶ 𝑈𝑟𝑤 = 106,44𝑘𝑉

𝑈𝑟𝑤𝑐 = 𝑈𝑟𝑤 ∗ (0,6 + 𝑈𝑟𝑤

8500)

𝑼𝒓𝒘𝒄 = 106,44 ∗ (0,6 + 106,44

8500) = 𝟔𝟓, 𝟏𝟗𝒌𝑽

b) CONVERSION A SOBRETENSION TIPO RAYO (𝑼𝒓𝒘𝒄 )

Con tabla 2.4:

𝑭𝒂𝒔𝒆 − 𝑻𝒊𝒆𝒓𝒓𝒂 :

𝑨𝒊𝒔𝒍𝒂𝒎𝒊𝒆𝒏𝒕𝒐 𝑰𝒏𝒕𝒆𝒓𝒏𝒐: 𝑈𝑟𝑤 = 70,42𝑘𝑉

𝑼𝒓𝒘𝒄 = 𝑈𝑟𝑤 ∗ 1,1 = 𝟕𝟕, 𝟒𝟔 𝒌𝑽

92

𝑨𝒊𝒔𝒍𝒂𝒎𝒊𝒆𝒏𝒐 𝒆𝒙𝒕𝒆𝒓𝒏𝒐 ∶ 𝑈𝑟𝑤 = 72,66𝑘𝑉

𝑈𝑟𝑤𝑐 = 𝑈𝑟𝑤 ∗ (1,05 + 𝑈𝑟𝑤

9000)

𝑼𝒓𝒘𝒄 = 72,66 ∗ (1,05 + 72,66

9000) = 𝟕𝟔, 𝟖𝟕𝒌𝑽

𝑭𝒂𝒔𝒆 − 𝑭𝒂𝒔𝒆 :

𝑨𝒊𝒔𝒍𝒂𝒎𝒊𝒆𝒏𝒕𝒐 𝑰𝒏𝒕𝒆𝒓𝒏𝒐: 𝑈𝑟𝑤 = 103,16𝑘𝑉

𝑼𝒓𝒘𝒄 = 𝑈𝑟𝑤 ∗ 1,1 = 𝟏𝟏𝟑, 𝟒𝟕 𝒌𝑽

𝑨𝒊𝒔𝒍𝒂𝒎𝒊𝒆𝒏𝒐 𝒆𝒙𝒕𝒆𝒓𝒏𝒐 ∶ 𝑈𝑟𝑤 = 106,44𝑘𝑉

𝑈𝑟𝑤𝑐 = 𝑈𝑟𝑤 ∗ (1,05 + 𝑈𝑟𝑤

6000)

𝑼𝒓𝒘𝒄 = 106,44 ∗ (1,05 + 106,44

6000) = 𝟏𝟏𝟑, 𝟔𝟓𝒌𝑽

El resumen de los resultados de los cálculos se muestra en la tabla 3.1.

Además, como señalamos en el capítulo 1 y en la introducción, deberemos analizar

cuidadosamente la selección del nivel de polución del área donde se ubica nuestra zona

de trabajo, donde aplicaremos los conocimientos brindados en el paper [1] y [2], en

los que se incide que no sólo debemos contemplar las condiciones medioambientales

de la zona del proyecto para el análisis de la elección del nivel de polución, sino

también se debe realizar un análisis post-ejecución de la obra, ya que en nuestro caso,

podemos apreciar, que luego de haber ejecutado nuestra obra, las hectáreas que

circundan el área de nuestro proyecto, son terrenos de cultivo con tecnología de

exportación, y de acuerdo a lo manifestado en la introducción y capítulo 1, no se

analizó la incidencia de los fertilizantes y demás químicos que emplean en sus

procesos productivos agrícolas.

93

94

Por todo lo expuesto, es que vemos el error en el que se incurrió al manifestar el primer

valor de nivel de aislamiento por parte de la concesionaria en el expediente técnico

[11] (432mm de longitud de fuga), ya que antes de las ejecuciones de obra, se podía

visualizar sólo terrenos arenoso, no existía fábricas ni efectos contaminantes

resaltantes más que la niebla salina, ya analizada en su oportunidad por otras empresas

de líneas de transmisión, donde se indicaba una zona de polución tipo II (según IEC

815).

Luego de la experiencia acumulada, y centrándonos en las experiencias semejantes y

muy parecidas a nuestro medio ambiente en cuestión, con los papers [1] y [3], obtamos

por un nivel de polución tipo III (25 mm/KV), en el que obtenemos el siguiente

resultado:

Como nuestro sistema en análisis posee un nivel de tensión nominal de 22,9kV, según

la norma nacional [10], nuestro nivel de tensión máximo del sistema es 25 kV;

entonces la longitud de fuga para aislamiento de nuestro caso será:

Longitud de fuga del sistema = (25mm/kV)*(25kV) = 625mm.

95

4. CAPÍTULO 4 ANÁLISIS DE RESULTADOS

De acuerdo a los objetivos planteados en el capítulo 1, y aplicando la Norma

Nacional: Norma DGE “Bases para el diseño de líneas y redes primarias para la

electrificación rural” (2003) del Ministerio de Energía y Minas del Perú; y las Normas

Internacionales: Normas IEC: 815, 60071-1 y 60071-2, se han obtenido los siguientes

resultados:

Del análisis de coordinación de aislamiento y nivel de polución obtenemos que los

equipos instalados en el sistema eléctrico analizado requerirá lo siguientes valores:

Tensión más elevada para el material = 25 kV

De la tabla 2.8 y la tabla 4.1.podemos definir los siguientes resultados, comparando

dichas tablas con los resultados obtenidos en la tabla 3.1.

Tabla 4.1. Niveles de aislamiento normalizados por el MEM. Fuente [10]

Tensión de corta duración a frecuencia industrial = 50 kV.

Tensión soportada ante onda tipo rayo = 125 kV (Se ajusta a este valor, ya que

la máxima tensión calculada en el capítulo anterior ante frente rápido tipo rayo

fue 113.65kV).

Nivel de contaminación alto = 25 mm/kV.

Línea de fuga = 625 mm.

96

Analizando los resultados y el procedimiento descrito en el capítulo 3, podemos

apreciar que en el paso <<3.3 DETERMINACION DE LAS TENSIONES

SOPORTADAS ESPECIFICAS (𝑈𝑟𝑤 )>> si la obra fuera ejecutada en una zona de

mayor altura, los valores que se hallarán en el valor de “Tensión soportada ante onda

tipo rayo” este superará los valores indicados en la tabla 4.1. de nuestra normativa

vigente (es decir no se contempla el valor de 145KV si estipulado en la tabla 2.8 de la

Norma IEC 60071-2 [13]).

97

5. CAPÍTULO 5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

El presente estudio concluye con la aplicación progresiva de los resultados

obtenidos con la implementación de cálculo indicada en el capítulo 3 estipulada

en la norma IEC 60071-2, en nuestro sistema eléctrico de media tensión

estudiado (superar el valor de longitud de fuga 625mm y cumplir las tensiones

de prueba obtenidas para equipos aisladores, seccionadores cut outs,

transformadores y seccionadores de potencia), teniendo como resultados, la

supresión de las salidas continuas de la línea de media tensión, y a su vez se

alargaron los períodos de mantenimiento en la misma (cada 6 meses).

De acuerdo a lo indicado en el último párrafo del capítulo 4, se hace necesario

implementar en nuestra normativa nacional, la inclusión del valor 145kV como

tensión de sostenimiento a la onda 1,2/50 entre fases y fase a tierra (kVp), la

cual si es considerada en la normativa internacional (IEC 60071-2), pero

actualmente, no viene siendo considerada en los proyectos de electrificación

rural ya que la normativa no lo exige, y esto acarrea que los equipos eléctricos,

principalmente los transformadores, sufran colapsos y deterioros prematuros.

Adicionalmente, se requiere implementar en nuestra normatividad vigente, el

procedimiento de cálculo proporcionado en el capítulo 4, en la determinación

del nivel de aislamiento de las redes de media tensión, ya que esto nos permitirá

obtener los valores más cercanos de sobretensión a soportar por los equipos

instalados en las redes de media tensión.

En función a las experiencias obtenidas en otros lugares del planeta, referente

al análisis en la selección de nivel de polución de acuerdo a la norma IEC 815,

es recomendable implementar a nivel del Ministerio de Energía y Minas, el

monitoreo de las condiciones ambientales y polución de sus diversas áreas en

las que proyecta realizar expansiones de redes eléctricas, con la finalidad de

obtener valores fiables de longitudes de fuga recomendables en las diversas

zonas del país.

98

6. BIBLIOGRAFIA

[1] Quintana, J., Martínez, M., Romero, J., Quintana, M., Diaz, F. y Cruz, J.(2005).

Modelo predictivo para la determinación de contaminación salina en aisladores

eléctricos, 1-5.

[2] Blanco, C., Vásquez C. y Texeira, S. (2005). La Contaminación del Aislamiento

Externo como un Problema que Afecta la Calidad de la Energía Eléctrica, 1 -5.

[3] Vivas, F., Flores, E., Castellano, E. y Gómez, J. (2009 junio). Efecto de la

contaminación agroindustrial en líneas de distribución del distrito Turén

pertenecientes a CADAFE Región 5, 1-8.

[4] Capella, R., Publicación Técnica Schneider: PT-004, Schneider Electric, Centros

de Transformación MT/BT, 2000 noviembre.

[5] Capella, R., Publicación Técnica Schneider: PT-069, Schneider Electric, Medición

del nivel de descargas parciales, 2000 Mayo.

[6] Hernández, O., Terrero, D. y Sánchez, J. (2004). Investigación de la falla masiva

de transformadores de distribución en la OBE JAGÜEY GRANDE, 1-11.

[7] Godoy, Y., Suárez, O. y Zamora, M. (2006). Cálculo del aislamiento eléctrico de

la combinación madera-porcelana. 1-6.

[8] Rodriguez, J. (2010 Mayo). Curso de Actualización Profesional: “Aspectos

técnicos relevantes en el desarrollo de proyectos de electrificación rural”, 24-54.

[9] Expediente Técnico Sistema Eléctrico en Media Tensión 22.9 KV Sociedad

Industrial Moche Norte (2006), DICEL SAC.

[10] Norma DGE “Bases para el diseño de líneas y redes primarias para la

electrificación rural” (2003), Ministerio de Energía y Minas del Perú.

[11] Norma IEC 815 “Guide for the selection of insulators in respect of polluted

conditions” (1986).

[12] Norma IEC 60071-1 “Insulation co-ordination - Part 1: Definitions, principles and

rules” (2006).

[13] Norma IEC 60071-2 “Insulation co-ordination - Part 2: Application guide”

(1996).

[14] MARTINEZ, Juan. Coordinación de aislamiento en redes eléctricas de alta

tensión. 1ra. ed. Madrid: MacGraw-Hill, 2008. 611p. ISBN: 978-84-481-6697-7