Coordinacion de Aislamiento y Calculo de distancias.pdf

PROYECTO SUBESTACIÓN CURRAMBA A 220 kV Y AMPLIACIÓN SUBESTACIÓN SAN UIS A 220 kV EN UN CAMPO DE LÍNEA

MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Y CÁLCULO DE DISTANCIAS ELÉCTRICAS

SUBESTACIÓN CURRAMBA 220 kV

DOCUMENTO CLIENTE REP CURRAMBA DOCUMENTO SIEMENS REVISIÓN 1

MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Y DISTANCIAS ELÉCTRICAS 1.

INTRODUCCION...................................................................................................... 4

2.

PARÁMETROS DEL SISTEMA ............................................................................... 4

3.

METODOLOGÍA PARA LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO ........................ 4

3.1 3.1.1 3.1.2 3.1.3 3.1.4 3.2

3.3.1 3.3.2 3.3.3 3.4 3.4.1 3.4.2 3.5

DETERMINACIÓN DE LAS SOBRETENSIONES REPRESENTATIVAS (URP) .................5 Tensión a frecuencia industrial ...............................................................................................5 Sobretensiones temporales ....................................................................................................5 Sobretensiones representativas temporales ...........................................................................6 Sobretensiones de frente lento ...............................................................................................6 DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD PARA COORDINACIÓN (UCW) ........................................................................................................8 Sobretensiones temporales ....................................................................................................8 Sobretensiones de frente lento ...............................................................................................8 Sobretensiones de frente rápido .............................................................................................8 DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD REQUERIDAS (URW)......................................................................................................................................9 Factor de seguridad ................................................................................................................9 Factor de corrección atmosférico ............................................................................................9 Tensiones de soportabilidad requeridas ...............................................................................10 CONVERSIÓN A TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS (UW) .............11 Conversión a tensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial (SDW)...11 Conversión a tensión de soportabilidad del impulso tipo rayo (LIW) ....................................12 SELECCIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS ...............12

3.6

DISTANCIAS MÍNIMAS EN AIRE ........................................................................................12

4.

EQUIPOS SUBESTACIÓN CURRAMBA A 220 KV ............................................. 14

4.1

SELECCIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS ...............14

4.2

DISTANCIAS MÍNIMAS EN AIRE ........................................................................................19

4.3 4.3.1 4.3.2 4.3.3 4.3.4

SELECCIÓN DEL PARARRAYOS ......................................................................................19 TENSIÓN CONTINUA DE OPERACIÓN (COV) ..................................................................19 SOBRETENSIÓN TEMPORAL (TOV) ..................................................................................19 TENSIÓN NOMINAL DEL PARARRAYOS ...........................................................................19 ENERGÍA EN PARARRAYOS ..............................................................................................20

5.

DISTANCIAS ELÉCTRICAS .................................................................................. 23

5.1

DISTANCIAS DE SEGURIDAD ............................................................................................23

3.2.1 3.2.2 3.2.3 3.3

5.1.1 5.1.2 5.2 5.2.1 5.2.2 5.2.3 5.2.4

Valor básico ...........................................................................................................................23 Zonas de seguridad...............................................................................................................24 DISTANCIAS PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LA SUBESTACIÓN ..........................29 Ancho de barras ....................................................................................................................29 Ancho de campo ...................................................................................................................30 Altura de campo ....................................................................................................................31 Longitud del campo ...............................................................................................................33

REFERENCIAS ................................................................................................................. 35

LISTA DE TABLAS Tabla 1. Parámetros Subestación Curramba a 220 kV ......................................................................4 Tabla 2. Tensión base.........................................................................................................................5 Tabla 3. Distancia específica mínima nominal....................................................................................5 Tabla 4. Factores de conversión para rango I ..................................................................................11 Tabla 5. Correlación entre el nivel de soportabilidad al impulso tipo rayo y las distancias mínimas en el aire .....................................................................................................................13 Tabla 6. Paso 1, determinación de las sobretensiones representativas (Urp) .................................14 Tabla 7. Paso 2, determinación de las tensiones de soportabilidad para coordinación (Ucw) ........15 Tabla 8. Paso 3, determinación de las tensiones de soportabilidad requeridas (Urw) ....................16 Tabla 9. Paso 4, determinación de las tensiones de soportabilidad normalizadas (Uw) .................17 Tabla 10. Resumen de las tensiones de soportabilidad requeridas .................................................18 Tabla 11. Distancias mínimas en el aire ...........................................................................................19 Tabla 12. Distancias adoptadas entre equipos de patio 220 kV ......................................................34 Tabla 13. Distancias de seguridad y dimensionamiento subestación Curramba a 220 kV ............34

LISTA DE FIGURAS Figura 1. Valor básico .......................................................................................................................24 Figura 2. Distancias medias para un operador .................................................................................25 Figura 3. Ejemplo de la franja de circulación de personal ................................................................25 Figura 4. Distancias de seguridad para circulación de vehículos.....................................................26 Figura 5. Franja de circulación usada para servicios de mantenimiento con herramientas livianas .......................................................................................................................................27 Figura 6. Franja de circulación usada para servicios de mantenimiento con herramientas pesadas .....................................................................................................................................28 Figura 7. Rango del movimiento de conductores flexibles durante cortocircuitos ...........................29 Figura 8. Ancho de campo determinado por estructura adyacente a seccionador pantógrafo........31

LISTA DE ANEXOS Anexo 1.CARACTERÍSTICAS DEL PARARRAYOS EN LA SUBESTACIÓN CURRAMBA 220 kV.................................................................................................................................................1

1.

INTRODUCCION

En este documento se presenta la metodología, los datos y los resultados del estudio de coordinación de aislamiento y de selección del pararrayos para determinar el nivel de aislamiento de los equipos de 220 kV de la subestación Curramba ubicada en el Perú y perteneciente a la empresa Red de Energía del Perú REP. Adicionalmente se presenta la selección de las diferentes distancias eléctricas incluyendo el ancho, la altura y la longitud de los campos a partir de las distancias mínimas fase a fase y fase a tierra seleccionadas en la Coordinación de Aislamiento.

2.

PARÁMETROS DEL SISTEMA

En la Tabla 1 se presentan los parámetros generales para la subestación Curramba a 220 kV. Tabla 1. Parámetros Subestación Curramba a 220 kV

3.

Voltaje nominal

220 kV

Frecuencia nominal

60 Hz

Tensión asignada al equipo

245 kV

Tensión asignada al impulso tipo rayo

1050 kV

Tensión asignada soportada a la frecuencia industrial

460 kV

Nivel de contaminación ambiental (IEC 60815)

Muy pesado

Distancia de fuga mínima nominal

31 mm/kV

Distancia de fuga mínima entre fase y tierra

7595 mm

Máxima corriente de cortocircuito

40 kA

Sistema sólidamente puesto a tierra

En Y

Altura sobre el nivel del mar

50 m

METODOLOGÍA PARA LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO

El procedimiento de coordinación de aislamiento es la determinación de las resistencias dieléctricas de los equipos con relación a los esfuerzos de tensión que se pueden presentar teniendo en cuenta las características de los elementos de protección. Para la determinación del nivel de aislamiento de los equipos de la subestación se siguió un método determinístico para seleccionar los aislamientos internos

(no – autorestaraubles) y un método probabilístico simplificado de la norma IEC 60071-2 para establecer los aislamientos externos (autorestaurables). Los principales pasos para la coordinación de aislamiento son: 1. Determinación de las sobretensiones representativas (Urp) 2. Determinación de las tensiones de soportabilidad para coordinación (Ucw) 3. Determinación de las tensiones de soportabilidad requeridas (Urw) 4. Determinación de las tensiones de soportabilidad normalizadas (Uw) 3.1 DETERMINACIÓN DE LAS SOBRETENSIONES REPRESENTATIVAS (Urp) 3.1.1 Tensión a frecuencia industrial Para propósitos de coordinación de aislamiento es considerado igual al voltaje más alto del sistema, en este caso corresponde a la máxima de tensión de diseño de los equipos de patio Us = Um y la tensión base (Ubase). Ubase  Um  2

3

Tabla 2. Tensión base Tensión asignada al equipo, Um

Tensión base, Um2/3

245 kV

200 kV

La Tabla 3 muestra las diferentes distancias específicas mínimas para los diferentes niveles de contaminación según la norma IEC 60071-2. Tabla 3. Distancia específica mínima nominal Nivel de polución

Distancia específica mínima nominal (mm/kV)

Ligero

16,0

Medio

20,0

Alto

25,0

Muy alto

31,0

3.1.2 Sobretensiones temporales Se consideran los valores para las sobretensiones sugeridas en la recomendación IEC 60071-2, los cuales incluyen factores que llevan a resultados conservativos.

3.1.2.1 Sobretensiones por fallas a tierra La ocurrencia de una falla a tierra en un determinado punto del sistema lleva a un aumento de la tensión fase - tierra en las fases sanas cuyo valor depende del grado de aterrizamiento del sistema. Si el sistema está sólidamente puesto a tierra la norma considera que la máxima sobretensión eficaz no sobrepasa 1,4 veces la tensión máxima eficaz fase a tierra del sistema. Para sistemas con neutro aislado las sobretensiones alcanzan hasta 1,73 veces la tensión eficaz máxima. U rp ( p  e)  K *

US 3

en donde: K: Factor de falla a tierra (Ver anexo B de la norma IEC 60071-2) Us: Máxima tensión del sistema, kV 3.1.2.2 Sobretensiones por rechazo de carga Otra fuente de sobretensiones temporales es el rechazo de carga el cual produce sobre tensiones que afectan el aislamiento fase – fase y fase – tierra. - Fase a tierra U rp ( p  e)  1,4 *

US 3

- Fase a fase U rp ( p  p)  1,4 * U S 3.1.3 Sobretensiones representativas temporales Las sobretensiones representativas temporales considerando las anteriores fuentes no simultáneamente son: - Fase a tierra U rp ( p  e) - Fase a fase U rp ( p  p) 3.1.4 Sobretensiones de frente lento 3.1.4.1 Impulsos que afectan los equipos en la entrada de la línea energización extremo remoto La re-energización desde el extremo remoto resulta en impulsos de sobretensión fase a tierra Ue2 y fase a fase Up2, seleccionados a partir de la Figura 1 de la norma IEC 60071-2. Las sobretensiones representativas para los equipos en la entrada de la línea sin tener en cuenta los pararrayos son los siguientes:



U et  1,25  U e 2  0,25



U pt  1,25 U p 2  0,43

donde: Ue2: Valor de la sobretensión fase a tierra que tiene una probabilidad del 2% de ser excedido (Ver figura 1 de la norma IEC 60071-2) Uet: Valor de sesgamiento de la distribución acumulada de las sobretensiones fase a tierra Up2: Valor de la sobretensión fase a fase que tiene una probabilidad del 2% de ser excedida (Ver figura 2 de la norma IEC 60071-2) Upt: Valor de sesgamiento de la distribución acumulada de las sobretensiones fase a fase 3.1.4.2 local

Impulsos que afectan todos los equipos energización extremo

La energización y re-energización local (extremo emisor) resulta en impulsos de sobretensión menos críticos que para el extremo receptor, con el fin de ser conservativos se seleccionan los valores recomendados por la norma Ue2 y Up2.

U et '  1,25  U e 2 '0,25 U pt '  1,25  U p 2 '0,43 3.1.4.3 Pararrayos en la entrada de la línea energización desde el extremo remoto Con el fin de controlar las sobretensiones por energización de la línea en el extremo remoto se instalan pararrayos en la entrada de la línea con las siguientes características de protección:



El NPM (Ups, Nivel de protección al impulso tipo maniobra) es igual a la máxima tensión residual para impulsos de corrientes de maniobra, 1kA.



El NPR (Upl, Nivel de protección para el impulso tipo rayo) es la tensión máxima residual para un impulso atmosférico a la corriente nominal de descarga, 10 kA. Con el uso de pararrayos, las sobretensiones representativas pueden ser dadas directamente por Ups para las sobretensiones fase a tierra o 2Ups para las sobretensiones fase a fase si los valores de protección son menores a los máximos esfuerzos de sobretensión Uet y Upt de frente lento. Las sobretensiones de frente lento representativas son: Para todos los otros equipos:



Fase a tierra: U rp ( p  e)



Fase a fase:

U rp ( p  p)

Para equipo a la entrada de la línea:



Fase a tierra: U rp ( p  e)



Fase a fase:

U rp ( p  p)

3.2 DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD PARA COORDINACIÓN (Ucw) 3.2.1 Sobretensiones temporales Para esta clase de sobretensiones, la tensión de soportabilidad de coordinación es igual a la sobretensión representativa temporal, por lo tanto el factor de coordinación Kc es igual a 1.



Fase a tierra: U cw  U rp  K c



Fase a fase:

U cw  U rp  K c

3.2.2 Sobretensiones de frente lento La tensión de coordinación de soportabilidad es obtenida multiplicando el valor máximo de la sobretensión representativa por un factor de coordinación determinístico Kcd el cual depende de la relación entre el nivel de protección al impulso de maniobra del pararrayos Ups y el valor de la sobretensión fase a tierra Ue2, en la figura 6 de la norma IEC 60071-2 se muestra la relación. Factor de coordinación determinístico: Para equipo a la entrada de la línea:

U ps



Fase a tierra:



Fase a fase: 2 

U e2

 K cd

U ps U p2

 K cd

Para todos los otros equipos:

U ps



Fase a tierra:



Fase a fase: 2 

U e2

 K cd

U ps U p2

 K cd

Las tensiones de coordinación serán Ucw = Kcd x Urp 3.2.3 Sobretensiones de frente rápido La metodología estadística simplificada de la norma IEC 60071-2 permite calcular la tensión mínima de soportabilidad de los equipos mediante la siguiente ecuación: U cw  U pl 

A L  n Lsp  La

Donde: Ucw: Tensión soportable de coordinación al impulso atmosférico, kV Upl: Nivel de protección al impulso tipo rayo del pararrayos, kV

A:

Factor dado en la Tabla F.2 de la norma IEC 60071-2 que describe el comportamiento de la línea ante las descargas eléctricas atmosféricas, kV Número de líneas conectadas a la subestación, (n-1) Separación equivalente entre el pararrayos más cercano y el equipo en consideración, obtenido de:

n: L:

L  a1  a 2  a3  a 4 a1: a2: a3:

Longitud de la conexión del pararrayos a la línea, m Longitud de la conexión a tierra del pararrayos, m Longitud del conductor de fase entre el pararrayos y el equipo a proteger para el aislamiento interno y para el aislamiento externo, m a4: Longitud de la parte activa del pararrayos m Lsp: Longitud del vano de las líneas, m La: Sección de línea aérea calculada a partir de una tasa de salida igual a una tasa de falla aceptable, Ra Ra: Tasa de falla aceptable para el equipo, 0,0067 fallas/año (1 falla/150 años) Rkm: Tasa de fallas por año del primer kilómetro de línea desde la subestación, fallas/año/km La 

Ra Rkm

Las sobretensiones de frente rápido afectan los aislamientos fase a fase y fase a tierra de igual forma. 3.3 DETERMINACIÓN REQUERIDAS (Urw)

DE

LAS

TENSIONES

DE

SOPORTABILIDAD

Las tensiones de soportabilidad requeridas son obtenidas aplicando a las tensiones de soportabilidad para coordinación dos factores de corrección:



Ka :

Factor de corrección que tiene en cuenta la altitud de la instalación



Ks :

Factor de seguridad

3.3.1 Factor de seguridad El factor de seguridad es aplicable a cualquier tipo de sobretensión fase a fase y fase a tierra (temporal, frente lento, frente rápido).



para aislamiento interno ks = 1,15



para aislamiento externo ks = 1,05

3.3.2 Factor de corrección atmosférico El factor de corrección atmosférico está definido por la siguiente ecuación:

Ka  e

 H  m   8150 

Donde: H Altura sobre el nivel del mar, m m: 1,0 para la coordinación de las tensiones de soportabilidad al impulso tipo rayo m: De acuerdo a la figura 9 de la norma IEC 71-2 para la coordinación de las tensiones de soportabilidad al impulso de maniobra m: 1,0 voltajes de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial de distancias en el aire y de aisladores 3.3.3 Tensiones de soportabilidad requeridas Los valores para las tensiones de soportabilidad requeridas son obtenidos aplicando la siguiente ecuación:

U rw  U cw  K s  K a Para sobretensiones temporales: Aislamiento externo



Fase a tierra

U rw  U cw  K s  K a



Fase a fase U rw  U cw  K s  K a

Aislamiento interno



Fase a tierra

U rw  U cw  K s



Fase a fase U rw  U cw  K s

Para sobretensiones de frente lento: Equipo a la entrada de la línea Aislamiento externo



Fase a tierra:

U rw  U cw  K s  K a



Fase a fase: U rw  U cw  K s  K a

Para otros equipos Aislamiento externo



Fase a tierra:

U rw  U cw  K s  K a



Fase a fase: U rw  U cw  K s  K a

Aislamiento interno



Fase a tierra:

U rw  U cw  K s



Fase a fase: U rw  U cw  K s

Para sobretensiones de frente rápido: Aislamiento externo



Fase a tierra:

U rw  U cw  K s  K a



Fase a fase: U rw  U cw  K s  K a

Aislamiento interno



Fase a tierra:

U rw  U cw  K s



Fase a fase: U rw  U cw  K s

3.4 CONVERSIÓN A TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS (Uw) En el rango 1 (hasta 245 kV) el nivel de aislamiento es normalmente descrito por la tensión soportada a frecuencia industrial y la tensión soportada al impulso tipo rayo. La Tabla 4 muestra los factores de conversión requeridos, obtenidos de la Tabla 2 de la norma IEC 60071-2. Tabla 4. Factores de conversión para rango I Aislamiento

Tensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial

Tensión de soportabilidad al impulso tipo rayo

Aislamiento externo (seco) -

Fase a tierra

0,6+Urw/8500

1,05+Urw/6000

-

Fase a fase

0,6+Urw/12700

1,05+Urw/9000

0,6

1,3

0,5

1,10

0,5

1,00

Aislamiento limpio, húmedo Aislamiento interno -

Aislamiento liquido

inmerso

-

Aislamiento sólido

en

Urw: Es la tensión de soportabilidad requerida para el impulso de maniobra

3.4.1 Conversión a tensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial (SDW) Equipo a la entrada de la línea Aislamiento externo



Fase a tierra:

SDW  U rw  (0,6  U rw 8500)



Fase a fase: SDW  U rw  (0,6  U rw / 12700)

Para otros equipos Aislamiento externo



Fase a tierra:

SDW  U rw  (0,6  U rw 8500)



Fase a fase: SDW  U rw  (0,6  U rw 12700)

Aislamiento interno



Fase a tierra:

SDW  U rw  0,5



Fase a fase: SDW  U rw  0,5

3.4.2 Conversión a tensión de soportabilidad del impulso tipo rayo (LIW) Equipo a la entrada de la línea Aislamiento externo



Fase a tierra:

LIWL  U rw 1,3 *



Fase a fase: LIWL  U rw  (1,05  U rw / 9000)

Para otros equipos Aislamiento externo



Fase a tierra:

LIWL  U rw 1,3 *



Fase a fase: LIWL  U rw  (1,05  U rw / 9000)

Aislamiento interno



Fase a tierra:

LIWL  U rw 1,1



Fase a fase: LIWL  U rw 1,1

* Caso más critico para aisladores limpios y húmedos

3.5 SELECCIÓN NORMALIZADAS

DE

LAS

TENSIONES

DE

SOPORTABILIDAD

De acuerdo a la Tabla 2 de la norma IEC 71-1 se seleccionan unos valores normalizados de aislamiento correspondientes a un sistema con una tensión máxima Um, estos niveles de aislamiento cubrirán cualquier aislamiento externo e interno fase-fase y fase-tierra. En rango I, los valores requeridos de soportabilidad al impulso de maniobra fase a tierra son cubiertos por la prueba de corta duración a frecuencia industrial. Los valores de soportabilidad al impulso de maniobra fase a fase son cubiertos por la prueba de corta duración a frecuencia industrial ó por la prueba de soportabilidad al impulso tipo rayo. 3.6 DISTANCIAS MÍNIMAS EN AIRE Las distancias en el aire fase a fase y fase a tierra son determinadas de acuerdo al nivel de aislamiento al impulso tipo rayo seleccionado en el numeral anterior (ver Tabla A1 de la norma IEC 60071-2). En la siguiente tabla se muestran las distancias mínimas en el aire de acuerdo al nivel de aislamiento al impulso tipo rayo para los equipos de rango I.

Tabla 5. Correlación entre el nivel de soportabilidad al impulso tipo rayo y las distancias mínimas en el aire Distancia mínima en el aire mm

Tensión de soportabilidad al impulso tipo rayo kV

Varilla-estructura

Conductor-estructura

20 40 60 75 95 125 145 170 250 325 450 550 650 750 850 950 1050

60 60 90 120 160 220 270 320 480 630 900 1100 1300 1500 1700 1900 2100

1600 1700 1900

NOTA: -

Para la distancia mínima fase a tierra es aplicable la configuración conductor-estructura y varilla-estructura.

-

Para la distancia mínima fase a fase, es aplicable la configuración varilla-estructura.

4.

EQUIPOS SUBESTACIÓN CURRAMBA A 220 kV

4.1 SELECCIÓN NORMALIZADAS

DE

LAS

TENSIONES

DE

SOPORTABILIDAD

En la Tabla 6, Tabla 7, Tabla 8 y la Tabla 9 se muestran los pasos para la coordinación de aislamiento en el nivel de tensión de 220 kV. Tabla 6. Paso 1, determinación de las sobretensiones representativas (Urp) Step 1: Determination of the representative overvoltages (Urp) Power-frecuency voltage

Us phase-to-phase kV 1.0 p.u. en kV (pico)

245 200

Temporaly overvoltages Earth faults Load rejection

Earth-fault factor: k =

1.40

Urp (p-e) en kV

198

Max. overvoltage p.u.=

1.40

Urp (p - e) en kV Urp (p - p) en kV

198 343

Phase-to-earth: Urp (p-e) en kV

Resulting representative overvoltages 198 Phase-to-phase: Urp (p-p) en kV

343

Slow-front overvoltages For line entrance equipment

For other equipment

Re-energization

Energization and re-energization

Ue2 en p.u. Up2 en p.u.

3.26 4.86

Ue2 en p.u. Up2 en p.u.

2.09 3.11

Uet en p.u. Upt en p.u.

3.83 5.65

Uet en p.u. Upt en p.u.

2.36 3.46

Uet en kV Upt en kV

765.16 1129.35

Uet en kV Upt en kV

471.7 691.8

Arresters at line entrance and near transformers: For line entrance equipment

Ups en kV Upl en kV

375 451 For other equipment

With or without capcitor switching Uet > Ups y Upt > 2 Ups Phase-to-earth en kV: Urp = Ups = Phase-to-phase en kV: Urp = 2 Ups = Fast-front overvoltages

375 750

Urp (p-e) en kV Urp (p-p) en kV

375 692

Evaluated in step 2

Notas: 1. En el nivel de 220 kV se tiene un sistema sólidamente puesto a tierra y de acuerdo a la recomendación de la norma el factor de falla a tierra no es superior a 1,4, siendo un valor conservativo. 2. Las sobretensiones por rechazo de carga producen sobretensiones fase a fase y fase a tierra del orden de 1,4, valor recomendado por la norma. 3. El nivel de protección del pararrayos al impulso de maniobra, Ups es igual a 375 kV. 4. El nivel de protección del pararrayos al impulso tipo rayo, Upl es igual a 451 kV. 5. Los valores de las sobretensiones por energización en el extremo local son seleccionados teniendo en cuenta las máximas sobretensiones esperadas según el capitulo 5 de la referencia [6]. Tabla 7. Paso 2, determinación de las tensiones de soportabilidad para coordinación (Ucw) Step 2: Determination of the coordination withstand voltages (Ucw) Kc factor =

Temporary overvoltages Phase-to-earth, en kV: Phase-to-phase, en kV:

Ucw = Kc x Urp = Ucw = Kc x Urp =

1.0

198 343

Slow front overvoltages

Deterministic method used = Kcd factor

Line entrance equipment (external insulation only)

Other equipment

Phase-to-earth

Phase-to-phase

Phase-to-earth

Phase-to-phase

Ups/Ue2=

0.58

2Ups/Up2=

0.77

Ups/Ue2=

0.90

2Ups/Up2=

1.21

Kcd =

1.10

Kcd =

1.03

Kcd =

1.06

Kcd =

1.00

Retained value Kcd = 1.10 Ucw = Kcd x Urp Ucw = 413

Retained value Kcd = 1.06 Ucw = Kcd x Urp Ucw = 774

Ucw = Kcd x Urp Ucw = 399

Simplified statistical method used

Fast-front overvoltages Data from experience Performance required

Parameter A = Span length Lsp = Outage rate = Acceptable failure rate =

Arrester lighthing protection level, Upl = Max. Separation from internal insulation, L = Max. Separation from external insulation, L = Internal insulation External insulation

Ucw = Kcd x Urp Ucw = 692

Ucw en kV Ucw en kV

451.00 41.84 49.84 602 631

kV m m

4500 400 0.03 0.01

La, en m =

m km/y years

222.22

Notas: 1. Para el cálculo las sobretensiones de frente rápido se tienen los siguientes parámetros:



Longitud del vano de las líneas, 400 m.



Parámetro A, 4.500 kV.



Ra, tasa de falla aceptable para el equipo 1 falla/150 años.



Rkm, 3 salidas al año por cada 100 km de línea.



El número de líneas conectadas a la subestación se considera igual a 2 ya que la subestación según su configuración tendrá conectada por lo menos dos líneas.

2. Las distancias de protección del aislamiento interno y externo fueron tomadas del plano G63004-U1010-200. Tabla 8. Paso 3, determinación de las tensiones de soportabilidad requeridas (Urw) Step 3: Determination of the required withstand voltages (Urw) Safety factor

Internal insulation Ks = External insulation Ks =

1.15 1.05

Atmospheric correction factor

Altitude H, en m =

50

Power frecuency withstand Phase-to-earth

Switching impulse withstand

lightning impulse withstand

Phase-to-phase

Phase-to-earth

Phase-to-phase

Valor m =

1.0

0.8

1.0

1.0

Valor Ka =

1.131

1.103

1.131

1.131

Phase-to-phase

Internal insulation = Urw = Ucw x Ks External insulation = Urw = Ucw x Ks x Ka

Required withstand voltages

Power frecuency withstand

Phase-to-earth

Switching impulse withstand

lightning impulse withstand

Phase-to-earth

Phase-to-phase

Phase-to-earth

Phase-to-phase

Phase-to-earth

Phase-to-phase

Internal insulation kV

Internal insulation kV

Internal insulation kV

394

Line entrance equipment External insulation kV 919

Internal insulation kV

228

Line entrance equipment External insulation kV 478

693

693

External insulation kV

External insulation kV

Other equipment

Other equipment

External insulation kV

External insulation kV

235

407

internal insulation kV 458

Internal insulation kV 796

749

749

External insulation kV

External insulation kV

462

821

Notas: 1. El factor de corrección atmosférico Ka se toma igual a 1,131 teniendo en cuenta los requerimientos de la interventoría, considerando así que la subestación Curramba se encuentra a una altura de 1.000 m sobre el nivel del mar. 2. El valor de m se considera unitario para las sobretensiones por maniobra fase-fase y las atmosféricas fase-fase y fase-tierra, mientras que para las sobretensiones por maniobra fase-tierra toma el valor de 0.8 según la figura 9 de la norma IEC-60071-2. Para las sobretensiones a frecuencia industrial se utiliza el valor de m unitario ya que resulta en valores mas conservativos. Tabla 9. Paso 4, determinación de las tensiones de soportabilidad normalizadas (Uw) Step 4: Conversion to withstand voltages normalized to range I Conversion of switching impulse withstand voltages to short duration power frequency withstand voltages

Conversion of switching impulse withstand voltages to lighthing impulse withstand voltages

Conversion factors External insulation - Phase-to-earth 0.6 + Urw/8500 - Phase-to-phase 0.6 + Urw/12700

External insulation - Phase-to-earth - Phase-to-phase

1.3 1.05 + Urw/9000

Internal insulation - Phase-to-earth - Phase-to-phase

Internal insulation - Phase-to-earth - Phase-to-phase

1.1 1.1

0.5 0.5

Line entrance equipment

Other equipment

External insulation kV - Phase-to-earth 314 - Phase-to-phase 618

External insulation kV - Phase-to-earth 302 - Phase-to-phase 546 Internal insulation kV - Phase-to-earth 229 - Phase-to-phase 398

Conversion factors

Line entrance equipment External insulation kV - Phase-to-earth 621 - Phase-to-phase 1059

Other equipment External insulation kV - Phase-to-earth 600 - Phase-to-phase 937 Internal insulation kV - Phase-to-earth 504 - Phase-to-phase 875

En la Tabla 10 se muestra el resumen de las tensiones de soportabilidad requeridas Urw(s) y su correspondiente valor a las tensiones de conversión Urw(c). Tabla 10. Resumen de las tensiones de soportabilidad requeridas * kV r.m.s para frecuencia industrial * kV pico para impulsos de maniobra y rayo Frecuencia industrial Impulso de maniobra Impulso atmosférico

Aislamiento externo Equipos entrada de línea

Otros equipos

Aislamiento interno

Urw(s)

Urw(c)

Urw(s)

Urw(c)

Urw(s)

Urw(c)

Fase-tierra

235

314

235

302

228

229

Fase-fase

407

618

407

546

394

398

Fase-tierra

478

Fase-fase

919

Fase-tierra

749

621

749

600

693

504

Fase-fase

749

1059

749

937

693

875

(1)

462 821

(1)

458 796

(1)

De acuerdo a la Tabla 2 de la norma IEC 60071-1 se seleccionan unos valores normalizados de aislamiento correspondientes a un sistema con una tensión máxima Um, estos niveles de aislamiento cubrirán cualquier aislamiento externo e interno fase-fase y fase-tierra. Para el aislamiento interno y externo se seleccionan las siguientes tensiones de soportabilidad:



460 kV para la tensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial, a tierra y entre polos.



1050 kV para la tensión de soportabilidad al impulso atmosférico, a tierra y entre polos.

Este nivel de aislamiento es requerido en las características garantizadas para el aislamiento de la subestación. Notas: (1) En rango I, los valores requeridos de soportabilidad al impulso de maniobra fase a tierra son cubiertos por la prueba de corta duración a frecuencia industrial fase tierra. Los valores de soportabilidad al impulso de maniobra fase a fase son cubiertos por la prueba de corta duración a frecuencia industrial ó por la prueba de soportabilidad al impulso tipo rayo. (2) Aunque el aislamiento externo fase-fase se supere en el equipo instalado a la entrada de la línea, para el cual se requiere una soportabilidad de 1059 kV, este valor puede ser aceptado debido a que en la entrada de la línea no se instala equipo trifásico. Solo es necesario especificar una separación entre fases para los equipos mayor a 2.350 mm (correspondiente a un nivel de aislamiento al impulso tipo rayo de 1.175 kV), de acuerdo a la tabla A1 de la norma IEC 60071-2.

4.2 DISTANCIAS MÍNIMAS EN AIRE Las distancias en el aire fase a fase y fase a tierra son determinadas de acuerdo al nivel de aislamiento al impulso tipo rayo seleccionado en el numeral anterior (ver Tabla A1 de la norma IEC 60071-2). En la siguiente tabla se muestran las distancias mínimas de acuerdo al nivel de aislamiento al impulso tipo rayo para los equipos de rango I. Tabla 11. Distancias mínimas en el aire BIL (kV)

Distancia mínima (mm)

Fase – fase

1175

2350

Fase – tierra Varilla – Estructura Conductor – Estructura

1050 1050

2100 1900

Fase – fase

1050

2100

Fase – tierra Varilla – Estructura Conductor – Estructura

1050 1050

2100 1900

Localización

Equipo a la entrada de la línea

Otros equipos

4.3 SELECCIÓN DEL PARARRAYOS 4.3.1 TENSIÓN CONTINUA DE OPERACIÓN (COV)

COV 

Um 3



245 kV 3

 141,5 kV

4.3.2 SOBRETENSIÓN TEMPORAL (TOV) TOV  Ke  COV

Ke: Factor de falla a tierra, que para el caso es de 1,4 por ser el sistema sólidamente puesto a tierra.

TOV  1,4  141,5 kV  198 kV 4.3.3 TENSIÓN NOMINAL DEL PARARRAYOS La tensión nominal del pararrayos R, es el valor mayor entre Ro y Re.

Ro 

COV Ko

Ko: Factor de diseño del pararrayos. Para el caso es Ko = 0,8

Ro 

141,5 kV  176,8 kV 0.8

Re 

TOV Kt

Kt: Es la capacidad del pararrayos y depende del tiempo de duración de la sobretensión temporal. Se elige Kt = 1,15 para un tiempo de despeje de falla de 1 seg, que es lo esperado cuando el sistema está sólidamente puesto a tierra. Re 

198 kV  172,2 kV 1,15

Dado que Ro>Re, la tensión nominal del pararrayos es Ro multiplicada por un factor de seguridad que para sistemas mayores de 100 kV es del 5%. Así la tensión nominal del pararrayos es:

R  1,05  Ro  1,05  176,8 kV  185,7 kV De acuerdo con la norma IEC99-3 y para dar cumplimiento a las características garantizadas, el valor normalizado tomado es de 192 kV, el cual posee los niveles de protección descritos previamente:

-

NPM: Nivel de protección al impulso tipo maniobra (1 kA): Ups = 375 kV

-

NPR: Nivel de protección al impulso tipo rayo (10 kA): Upl = 451 kV

En el Anexo 1 se muestra el catálogo del pararrayos ha ser suministrado. 4.3.4 ENERGÍA EN PARARRAYOS Los pararrayos deben ser capaces de absorber la energía debida a los transitorios de tensión en el sistema. Los transitorios de tensión se pueden presentar por:



Cierre y recierre de líneas



Descargas atmosféricas

Con el conocimiento de los niveles de protección, la energía absorbida por los pararrayos en cada uno de los casos anteriores puede ser calculada. 4.3.4.1

Cierre y recierre de líneas

W

2Ups * (Ue  Ups) * Tw Z

Donde:

W:

Energía absorbida

Ups: Nivel de protección al impulso de maniobra, 375 kV

Ue: Sobretensión esperada sin pararrayos, (3,26 p.u) 652.14 kV Z:

Impedancia característica de la línea, 400 Ohmios

Tw: Tiempo de viaje de la onda, el cual es igual a la longitud del tramo de línea por la velocidad de propagación Tw 

Longitud linea km 300m / s

En este caso, la línea más larga es hacia la subestación Independencia con una longitud de 164,85 km, que corresponde a un tiempo de viaje de la onda de 549,5 microsegundos. La capacidad de energía requerida por el pararrayos, W: W=

285.5 kJ

4.3.4.2 Descargas atmosféricas Aunque el nivel ceráunico de la zona es cero, se realiza el calculo teniendo en cuenta que puede existir una descarga en un extremo remoto de la línea en la cual el nivel ceráunico sea diferente de cero y el pararrayos del extremo local consuma toda la energía (caso poco probable).

W  2Uf  NUpl * (1  ln(2Uf / Upl )) *

Upl * Tl Z

Donde:

W:

Energía absorbida

Upl: Nivel de protección al impulso tipo rayo, 451 kV Uf:

Tensión de flameo inverso negativo de la línea, 1430 kV

Z:

Impedancia característica de la línea, 400 Ohmios

N:

Número de líneas conectadas al pararrayos, 2 líneas

Tl:

Duración equivalente de la corriente de la descarga, 3,0E-04 segundos incluyendo la primera y las descargas subsecuentes (Valor recomendado por la norma IEC60099-5

La capacidad de energía requerida por el pararrayos, W: W=

98.7 kJ

La capacidad de energía requerida que cumpla para cada uno de los casos será de 285.5 kJ que corresponde a una capacidad de energía específica de 1.49 kJ/kVUr. El pararrayos a suministrar tiene una capacidad de energía específica de 10 kJ/kVUr, que corresponde a una capacidad de 1980 kJ, cumpliendo con la capacidad de energía definida en las características garantizadas.

5.

DISTANCIAS ELÉCTRICAS

La metodología a seguir comprende el cálculo de las distancias mínimas y de seguridad que deben tenerse en cuenta en el diseño de una subestación para garantizar la seguridad de las personas y el adecuado dimensionamiento de la subestación. 5.1 DISTANCIAS DE SEGURIDAD Corresponden a las separaciones mínimas que deben mantenerse en el aire entre partes energizadas de equipos y tierra, o en equipos sobre los cuales es necesario realizar un trabajo. Las distancias de seguridad son el resultado de sumar los siguientes valores:



Un valor básico relacionado con el nivel de aislamiento, el cual determina una “zona de guarda” alrededor de las partes energizadas.



Un valor que es función de movimientos del personal de mantenimiento así como del tipo de trabajo y la maquinaria usada. Esto determina una zona de seguridad dentro de la cual queda eliminado cualquier peligro relacionado con acercamientos eléctricos.

5.1.1 Valor básico El valor base corresponde a la distancia mínima fase-tierra en el aire, adoptada para el diseño de la subestación de acuerdo con lo establecido en las publicaciones IEC 60071-1 [1] y IEC 60071-2 [2], para garantizar el espaciamiento adecuado que prevenga el riesgo de flameo aún bajo las condiciones más desfavorables. El valor básico se calcula incrementando el valor de la distancia mínima fasetierra, (ver numeral 4.2) en un porcentaje comprendido entre el 5% y el 10 % como factor de seguridad. Para todos los equipos conectados a la entrada de la línea y al interior de la subestación se debe usar una distancia mínima de separación en el aire de 2100 mm correspondiente a un BIL de 1050 kV, se seleccionará entonces este valor, como la distancia mínima de seguridad. VB = 1,05* dmin Donde: VB : Valor básico [mm] dmin : Distancia mínima fase-tierra mm VB = 1,05* dmin = 1,05*2.100 mm = 2.205 mm

Figura 1. Valor básico 5.1.2 Zonas de seguridad Las dimensiones de esta zona de seguridad se definen adicionando al valor básico, VB, un valor promedio de la altura del personal de mantenimiento y la naturaleza del trabajo a realizar sobre los equipos, incluyendo los requerimientos de movimiento y acceso al lugar. Estas distancias están basadas en las dimensiones medias de una persona en condiciones de trabajo tal como se muestra en la Figura 1, Figura 2 y Figura 3. 5.1.2.1 Circulación de personal Cuando no existen barreras o mallas protectoras en la subestación, es necesario definir una distancia mínima de seguridad para la circulación libre del personal. En general, la zona de circulación del personal, se determina adicionando al valor básico calculado, VB, un valor de 2.250 mm, que es la altura promedio de un operador con los brazos estirados verticalmente; ver Figura 2. De esta manera la distancia entre la parte inferior de la porcelana del equipo y tierra no debe ser menor de 2.250 mm. El aislador o porcelana del equipo se considera como un componente energizado que va reduciendo la tensión de modo que solamente la parte inferior metálica está al mismo potencial de tierra. Teniendo en cuenta los requerimientos de REP para el dimensionamiento de la subestación, la distancia para circulación de personas será de 4.500 mm: Distancia circulación de personal = 4.500 mm En la Figura 3 se muestra la composición de la distancia básica con una zona de seguridad que tiene en cuenta la libre circulación de las personas.

Figura 2. Distancias medias para un operador

Figura 3. Ejemplo de la franja de circulación de personal 5.1.2.2 Movimiento de vehículos Para el montaje y mantenimiento de equipos es necesario utilizar grúas o vehículos similares y por lo tanto se debe prever una zona de seguridad para estos casos. Esta zona está delimitada por el perfil del vehículo más 700 mm de manera que permita imprevisiones en la conducción, ver Figura 4. De igual forma se debe prever una zona de circulación perimetral.

Figura 4. Distancias de seguridad para circulación de vehículos La zona de seguridad para la circulación de vehículos está determinada de acuerdo con lo siguiente: Movimiento de vehículos = P.V + 700 mm Donde:

P.V : Perfil del vehículo [mm] Si se considera un vehículo con un perfil de 2.500 mm x 2.500 mm como dimensiones típicas, de esta manera se tiene que: Movimiento de vehículos = 2.500 mm + 700 mm = 3.200 mm En la subestación Curramba a 220 kV se tendrán los siguientes anchos de vía para cada uno de los accesos



Acceso campo de acople: 4,0 m.



Accesos campos de línea: 4,0 m.



Acceso entradas de línea: 4,5 m

5.1.2.3 Trabajo sobre equipos o conductores en ausencia de maquinaria pesada Se considera que el trabajo sobre los equipos o conductores se realiza con la subestación energizada parcial o totalmente. Para estos cálculos se tiene en cuenta los valores previstos en la Figura 2: Horizontalmente se toman 1.750 mm que tiene en promedio una persona con los brazos abiertos, y verticalmente se toman 1.250 mm que tiene en promedio una persona con una mano alzada sobre el plano de trabajo. Luego estas distancias están determinadas de la siguiente manera: Distancia Horizontal = 1.750 mm + VB Distancia Vertical = 1.250 mm + VB Donde: VB : Valor básico [mm] Distancia horizontal = 1.750 mm + 2.205 mm = 3.955 mm Distancia Vertical = 1.250 mm + 2.205 mm = 3.455 mm

Figura 5. Franja de circulación usada para servicios de mantenimiento con herramientas livianas

Figura 6. Franja de circulación usada para servicios de mantenimiento con herramientas pesadas

Cuando los trabajos a ejecutar involucran el uso de herramientas pesadas o vehículos, se debe adicionar a la zona de seguridad una distancia de holgura previniendo situaciones asociadas a estas circunstancias. Figura 6 ilustra estas distancias. 5.2 DISTANCIAS PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LA SUBESTACIÓN El dimensionamiento de la subestación está condicionado básicamente por las siguientes distancias:



Ancho de barras



Ancho de campo



Altura de campo



Longitud de campo

Estos aspectos son una aplicación directa de las distancias mínimas y de seguridad, además de la facilidad para mantenimientos. 5.2.1 Ancho de barras El ancho de barras (barra principal más barra de transferencia) se determina por la separación entre las fases y el movimiento que tendrían los conductores debido a cortocircuitos, ver Figura 7. La separación entre fases de las barras principal y de transferencia adoptada para el diseño es de 4.000 mm. Se verificó que no se produjeran cercamientos entre las fases siguiendo la metodología que se incluye en la guía de obras civiles, basado en el documento “The Mechanical Effects of Short-Circuit Currents in Open Substations” del comité No. 23 del Cigre.

Yo a

1.2 Yo 40°

Yo

d min

Yk

Figura 7. Rango del movimiento de conductores flexibles durante cortocircuitos

5.2.2 Ancho de campo Es la distancia de separación entre los ejes de las columnas que forman el pórtico de entrada de la línea. El ancho de campo de una subestación está determinado por la configuración, las dimensiones de los equipos y de los barrajes utilizados. El ancho de campo se analiza para los siguientes casos y se toma la distancia mayor:



Templas superiores a lo largo del campo.



Estructura adyacente a Seccionador pantógrafo.

5.2.2.1 Templas superiores a lo largo del campo El ancho del campo se determina por la separación entre las fases y el movimiento que tendrían los conductores debido a cortocircuitos en las templas superiores a lo largo del campo. La separación entre fases de las templas superiores del campo adoptada para el diseño es de 4.000 mm. Se verificó que no se produjeran acercamientos de acuerdo al calculo de las tensiones de tendido que se incluye en la guía de obras civiles, basado en el documento “The Mechanical Effects of Short-Circuit Currents in Open Substations” del comité No. 23 del Cigre. En consecuencia el ancho del campo sería dos veces la separación entre fases mas la distancia mínima fase-tierra incrementada, a lado y lado, en un 25% para considerar un posible barraje adyacente. AC = 2*a + 2*dmin * 1,25 AC = 2*4.000 mm + 2*2.100 * 1,25 = 13.250 mm 5.2.2.2 Estructura adyacente a seccionador pantógrafo El cálculo cuando se tiene la estructura del pórtico adyacente a un seccionador pantógrafo se analiza de acuerdo a la siguiente figura.

b a

z

z

z

I1/2

I2/2

Ancho de campo

Figura 8. Ancho de campo determinado por estructura adyacente a seccionador pantógrafo De acuerdo a la Figura 8, el ancho de campo estará dado por la siguiente ecuación:

AC =i1/2 + i2/2 + 2*b + 2*a + 3*z La separación entre fases está dada por: Separación entre fases = a + z donde:

b: Distancia mínima fase - tierra, [mm] ii: Ancho de la estructura, se tienen estructuras de 2.500 y de 1500 [mm]. z: ancho del seccionador pantógrafo, 700 [mm] a: Distancia mínima fase – fase, [mm] Separación entre fases = 2.100 mm +700 mm =2.800 mm AC =1250 mm + 750 mm + 2*2.100 mm + 2*2.100 mm + 3*700 mm AC = 12.500 mm Para el diseño se consideró un ancho de campo de 16.000 mm, con una separación entre fases de 3.800 mm (correspondiente al la distancia de separación del seccionador de rotación central). 5.2.3 Altura de campo Está determinada principalmente por el número de niveles de conexión que requiera la configuración de la subestación y por el tipo de conductores que se utilicen en la subestación.

5.2.3.1 Primer nivel Corresponde a la altura de conexión de los equipos y está determinado por las distancias de seguridad para la circulación de personas: Es decir, el valor básico (VB) más la altura de una persona con los brazos levantados verticalmente. P.N = VB + 2250 mm Donde: VB : Valor básico [mm] P.N = 2.205 mm + 2.250 mm = 4.455 mm Teniendo en cuenta que el pararrayos y el transformador de tensión se encuentran ubicados al inicio de cada campo y son los equipos de mayor altura, se elige una altura de conexión para el primer nivel de 5.700 mm para los equipos a la entrada de la línea, sin embargo para no incurrir en estructuras demasiado altas en los demás equipos, se eligió una altura de conexión para el primer nivel de 5.100 mm, esta última altura servirá para el calculo de los niveles superiores. 5.2.3.2

Segundo nivel

Conformado por la altura de los barrajes de la subestación, su altura debe ser superior a la del primer nivel en por lo menos la distancia mínima fase-fase, más la flecha máxima del barraje. S.N = P.N + dmin * 1,1 + YB Donde: YB : Flecha máxima del barraje dmin: Distancia mínima fase-fase, cable-cable mm En la práctica, YB  0,03*S, siendo (S) el vano del barraje. En la subestación Curramba 220 kV el vano más largo tiene una longitud de 32 m. Luego: YB = 0,03*S S.N = P.N + dmin*1,1 + 0,03*S S.N = 5.100 mm + 2.100 mm*1,1 + 0,03*32.000 mm = 8.370 mm Para el diseño se eligió una altura de conexión para el segundo nivel de 10.500 mm.

5.2.3.3 Tercer nivel Conformado por las templas superiores, cuya altura debe ser superior a la altura del barraje, por lo menos en la distancia mínima fase-fase, cable-cable, más la flecha máxima de la templa. T.N = S.N + dmin * 1,1 + YT donde:

YT : Flecha máxima de la templa superior dmin: Distancia mínima fase-fase, cable-cable mm En la práctica, YT  0,03*S, siendo S el vano de la templa flexible. En la subestación Curramba 220 kV el vano de la templa flexible tendrá una longitud de 32 m. Luego: YT = 0,03*S T.N = S.N + dmin * 1,1 + 0,03*S T.N = 11.000 mm + 2.100 mm*1,1 + 0,03*32.000 mm = 14.270 mm Para el diseño se eligió una altura de conexión para el tercer nivel de 14.500 mm. 5.2.4 Longitud del campo Está determinada por la configuración de la subestación y por las distancias entre los diferentes equipos. Esta distancia se define básicamente por razones de mantenimiento, montaje y estética. La longitud del campo no se determina por las distancias mínimas o de seguridad. Las distancias adoptadas entre los equipos de patio de 220 kV se muestran en la Tabla 12.

Tabla 12. Distancias adoptadas entre equipos de patio 220 kV Equipos

Distancia en mm para Um = 245 kV

Pararrayos y transformador de instrumentación Transformador de instrumentación y trampa de onda Transformadores de instrumentación Transformador de instrumentación y seccionador pantógrafo Seccionador pantógrafo y seccionador Seccionador e interruptor con vía de circulación Interruptor y seccionador pantógrafo Interruptor y transformador de instrumentación Transformador de instrumentación y seccionador Pararrayos y cerco perimetral

3.000 3.000 3.000 3.500 4.000 8.500 4.000 4.000 4.000 4.900

En la Tabla 13 se presenta el resumen de las distancias de seguridad y el dimensionamiento adoptado para el diseño de la subestación Curramba a 220 kV. Tabla 13. Distancias de seguridad y dimensionamiento subestación Curramba a 220 kV Distancia [mm]

DESCRIPCIÓN Distancia mínima fase a tierra Valor básico Altura entre el piso y la parte inferior de la porcelana del equipo. Circulación de personal requerida REP Campos de Línea Movimiento de vehículos (ancho x alto) Entradas de Línea Separación entre fases en barras y templas Separación entre fases en equipos Primer nivel Alturas de campo Segundo nivel Tercer nivel Ancho de campo

Calculada

Adoptada

2.100 2.205

2.100 2.205

2.300

2.300

---3.200 x 3.000 3.200 x 3.000 2.800 2.800 4.455 8.370 14.270

4.500 4.000 x 3.000 4.500 x 3.000 4.000 3.800 5.100 10.500 14.500

En templas

13.250

En estructura adyacente a seccionadores pantógrafo

12.500

16.000

REFERENCIAS

1

IEC STANDARD 60071-1 - 1993, INSULATION CO-ORDINATION: DEFINITION, PRINCIPLES AND RULES

2

IEC STANDARD 60071-2 - 1996, INSULATION CO-ORDINATION: APPLICATION GUIDE

3

IEC STANDARD 60071-4 - 1996, INSULATION CO-ORDINATION: APPLICATION GUIDE

4

IEC STANDARD 815 - 1986, GUIDE FOR SELECTION INSULATORS IN RESPECT OF POLLUTED CONDITIONS

5

IEC STANDARD 60099-5 - 2000, SURGE ARRESTERS: SELECTION AND APPLICATION RECOMMENDATIONS

[6]

TRANSITORIOS ELECTRICOS E COORDENACAO DE ISOLAMENTO. Aplicacao em sistemas de potencia de alta-tencao.

OF

Anexo 1.CARACTERÍSTICAS DEL PARARRAYOS EN LA SUBESTACIÓN CURRAMBA 220 kV

DATOS TÉCNICOS Tipo 3EP2 195-3PG42-2KF1 Marca SIEMENS Norma Máxima Altitud de instalación Tensión máxima de servicio entre fases Conexión de neutro Nivel de aislamiento del equipo que se protege BIL Tensión nominal del pararrayos Tensión de operación continua ( COV ) Intensidad nominal de descarga con onda 8/2Ous Clase de descarga de línea Capacidad de absorción de energía- térmica Capacidad de absorción de energía- Impulso Intensidad de descarga para onda de larga duración (2 ms) Intensidad de cortocircuito ( 0.2 s ) Máxima tensión residual con corrientes de descarga 20 kA 1/2us 5kA 8/20us 10 kA8/0us 20 kA 8/20us 40 kA 8/20us 500 A 30/60us 1 kA 30/60us 2 kA 30/60us Sobretensiones temporales 1 s Sobretensiones temporales 10 s Nivel de aislamiento a frecuencia Ind. (1 min. húmedo) Zno completo Nivel de aislamiento a impulso atmosférico Zno completo Distancia de fuga Fuerzas máximas admisibles en el cabezal Estática Dinámica Número de unidades Peso Altura Color de la envolvente

IEC-60099-4 3.800 m 245 kV puesto a tierra rígidamente 1050 kV 192 kV 154 kV 20 kA 4 10 kJ/kVr 5.6 kJ/kVr 1200 A 65.0 kA 528 kV 424 kV 451 kV 496 kV 541 kV 366 kV 375 kV 393 kV 221 kV 206 kV 480 kV 1200 kV 8070 mm 1540 N 3850 N 2 275 kg 3240 mm Marrón