UNE-EN_60071-2=1999[1]

norma española

UNE-EN 60071-2

Diciembre 1999 TÍTULO

Coordinación de aislamiento Parte 2: Guía de aplicación

Insulation co-ordination. Part 2: Aplication guide. Coordination de l'isolement. Partie 2: Guide d'application.

CORRESPONDENCIA

Esta norma es la versión oficial, en español, de la Norma Europea EN 60071-2 de enero 1997, que a su vez adopta la Norma Internacional CEI 60071-2:1996.

OBSERVACIONES

Esta norma anula y sustituye a la Norma UNE 21062-2 de octubre 1980 y junto a la Norma UNE-EN 60071-1 de septiembre 1997, anula y sustituye a la Norma UNE 21062-3 de octubre 1994.

ANTECEDENTES

Esta norma ha sido elaborada por el comité técnico AEN/CTN 207 Transporte y Distribución de la Energía Eléctrica cuya Secretaría desempeña ASINEL

Editada e impresa por AENOR Depósito legal: M 47261:1999

LAS OBSERVACIONES A ESTE DOCUMENTO HAN DE DIRIGIRSE A:

 AENOR 1999 Reproducción prohibida

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Grupo 69

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S

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NORMA EUROPEA EUROPEAN STANDARD NORME EUROPÉENNE EUROPÄISCHE NORM ICS 29.080.00

EN 60071-2 Enero 1997 Sustituye al HD 450.2 S1:1991 y sustituye parcialmente al HD 540.3 S1:1991

Descriptores: Coordinación, aislamiento eléctrico, red eléctrica, alta tensión, corriente alterna, esfuerzo, sobretensión eléctrica, protección, dispositivo de protección, resistencia de aislamiento, protección contra las sobretensiones, protección contra las sobreintensidades, protección contra rayos.

Versión en español

Coordinación de aislamientos Parte 2: Guía de aplicación (CEI 60071-2:1996)

Insulation co-ordination Part 2: Aplication guide (IEC 60071-2:1996)

Coordination de l'isolement Partie 2: Guide d'application (CEI 60071-2:1996)

Isolationskoordination Teil 2: Anwendungsrichtlinie (IEC 60071-2:1996)

Esta norma europea ha sido aprobada por CENELEC el 1996-10-01. Los miembros de CENELEC están sometidos al Reglamento Interior de CEN/CENELEC que define las condiciones dentro de las cuales debe adoptarse, sin modificación, la norma europea como norma nacional. Las correspondientes listas actualizadas y las referencias bibliográficas relativas a estas normas nacionales, pueden obtenerse en la Secretaría Central de CENELEC, o a través de sus miembros. Esta norma europea existe en tres versiones oficiales (alemán, francés e inglés). Una versión en otra lengua realizada bajo la responsabilidad de un miembro de CENELEC en su idioma nacional, y notificada a la Secretaría Central, tiene el mismo rango que aquéllas. Los miembros de CENELEC son los comités electrotécnicos nacionales de normalización de los países siguientes: Alemania, Austria, Bélgica, Dinamarca, España, Finlandia, Francia, Grecia, Irlanda, Islandia, Italia, Luxemburgo, Noruega, Países Bajos, Portugal, Reino Unido, Suecia y Suiza.

CENELEC COMITÉ EUROPEO DE NORMALIZACIÓN ELECTROTÉCNICA European Committee for Electrotechnical Standardization Comité Européen de Normalisation Electrotechnique Europäisches Komitee für Elektrotechnische Normung SECRETARÍA CENTRAL: Rue de Stassart, 35 B-1050 Bruxelles  1997 Derechos de reproducción reservados a los Miembros de CENELEC.

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ANTECEDENTES El texto del documento 28/115/FDIS, futura edición 3 de la Norma CEI 60071-2, preparado por el TC 28, Coordinación de aislamiento de CEI, fue sometido al voto paralelo CEI-CENELEC y fue aprobado por CENELEC como EN 60071-2 el 1996-10-01. Esta norma europea sustituye al HD 540.2 S1:1991 y, junto con la EN 60071-1:1995, sustituye al HD 540.3 S1:1991. Se fijaron las siguientes fechas: − Fecha límite en la que la EN debe de ser adoptada a nivel nacional por publicación de una norma nacional idéntica o por ratificación

(dop) 1997-09-01

− Fecha límite de retirada de las normas nacionales divergentes

(dop) 1997-09-01

Los anexos denominados “normativos” forman parte del cuerpo de la norma. Los anexos denominados “informativos” se dan sólo para información. En esta norma, los anexos A y ZA son normativos y los anexos B a J son informativos. El anexo ZA ha sido añadido por CENELEC.

DECLARACIÓN El texto de la Norma Internacional CEI 60071-2:1996 fue aprobado por CENELEC como norma europea sin ninguna modificación.

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ÍNDICE Página

1 1.1 1.2 1.3

GENERALIDADES ................................................................................................................. Objeto y campo de aplicación.................................................................................................. Normas para consulta .............................................................................................................. Lista de símbolos y definiciones ..............................................................................................

8 8 8 9

2 2.1 2.2 2.3

SOLICITACIONES DE TENSIÓN REPRESENTATIVAS EN SERVICIO..................... Origen y clasificación de las solicitaciones de tensión ........................................................... Características de los dispositivos de protección contra las sobretensiones........................ Tensiones y sobretensiones representativas ...........................................................................

13 13 13 15

3 3.1 3.2 3.3

TENSIÓN SOPORTADA DE COORDINACIÓN ................................................................ Características de soportabilidad del aislamiento ................................................................. Criterio de comportamiento .................................................................................................... Procedimientos de coordinación del aislamiento ...................................................................

28 28 32 33

4 4.1 4.2 4.3

TENSIÓN SOPORTADA ESPECIFICADA ......................................................................... Consideraciones generales ....................................................................................................... Corrección atmosférica ............................................................................................................ Factores de seguridad ..............................................................................................................

41 41 41 43

5 5.1 5.2 5.3

TENSIÓN SOPORTADA NORMALIZADA Y PROCEDIMIENTOS DE ENSAYO ...... Consideraciones generales ................................................................................................... .... Factores de conversión de ensayo ........................................................................................... Determinación de la soportabilidad del aislamiento por ensayos de tipo ............................

44 44 45 46

6 6.1 6.2 6.3 6.4

CONSIDERACIONES GENERALES PARA LAS LÍNEAS AÉREAS.............................. Consideraciones generales ....................................................................................................... Coordinación de aislamiento para tensiones de servicio y sobretensiones temporales....... Coordinación de aislamiento para sobretensiones de frente lento ....................................... Coordinación de aislamiento para sobretensiones de rayo ...................................................

49 49 50 50 51

7 CONSIDERACIONES ESPECIALES PARA SUBESTACIONES..................................... 7.1 Consideraciones generales ................................................................................................... .... 7.2 Coordinación de aislamiento para sobretensiones.................................................................

51 51 53

TABLAS 1

Línea de fuga recomendadas ...................................................................................................

35

2

Factores de conversión de ensayo para la gama I para convertir las tensiones soportadas a impulso tipo maniobra especificadas en tensiones soportadas tipo rayo y a frecuencia industrial de corta duración ....................................................................................................

45

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 .............................................................................................................

46

3

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4

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Selectividad de los procedimientos de ensayo B y C de la Norma CEI 60060-1 .................

47

A.1 Correlación entre las tensiones soportadas a impulso tipo rayo normalizadas y las distancias en aire mínimas............................................................................................................

57

A.2 Correlación entre las tensiones soportadas a impulso tipo maniobra y las distancias en el aire mínimas fase-tierra .......................................................................................................

58

A.3 Correlación entre las tensiones soportadas a impulso tipo maniobra normalizadas y las distancias en aire mínimas entre fases ....................................................................................

58

C.1 Tensión de descarga en función de la probabilidad acumulativa de descarga-Aislamiento único y 100 aislamientos en paralelo ..................................................................................

66

F.1 Constante de amortiguamiento por efecto corona Kco...........................................................

87

F.2 Factor A para diferentes tipos de líneas aéreas......................................................................

93

G.1 Factores típicos de separación K para el cebado fase tierra a impulso tipo maniobra.......

98

G.2 Factor de separación para las geometrías fase-fase más usuales..........................................

99

H.1 Resumen de las tensiones soportadas especificadas mínimas, para el ejemplo H.1.1......... 107 H.2 Resumen de las tensiones soportadas especificadas mínimas para el ejemplo H.1.2.......... 109 H.3 Valores relativos al procedimiento de coordinación de aislamiento, para el ejemplo H.3....... 125

FIGURAS 1

Rango de sobretensiones de frente lento 2% en el extremo de recepción debido a la conexión y reenganche de la línea ...........................................................................................

20

2

Relación entre los valores 2% de sobretensiones de frente lento entre fases y fase-tierra ......

21

3

Diagrama de la conexión del pararrayos al objeto protegido...............................................

27

4

Probabilidad de descarga disruptiva del aislamiento autorregenerable, representado en una escala lineal ........................................................................................................................

36

Probabilidad de descarga disruptiva del aislamiento autorregenerable, representado en una escala gaussiana.................................................................................................................

36

6

Evaluación del factor de coordinación determinista Kcd .......................................................

37

7

Evaluación del riesgo de fallo ..................................................................................................

38

8

Riesgo de fallo del aislamiento externo para sobretensiones de frente lento en función del factor de coordinación estadístico Kcs ...............................................................................

40

Relación entre el exponente m y la tensión soportada de coordinación a impulsos tipo maniobra ...................................................................................................................................

42

Probabilidad P de que un equipo satisfaga un ensayo en función de la diferencia K entre la tensión soportada a impulso real y asignada......................................................................

48

Ejemplo de la disposición esquemática de una subestación utilizada para la localización de solicitaciones de sobretensión (véase 7.1) ..........................................................................

52

5

9 10 11

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B.1 Factor de falta a tierra k en función de Xo/X1 para R1/X1 = R = 0.........................................

60

B.2 Relación entre Ro/X1 y Xo/X1 para valores constantes del factor de defecto a tierra k cuando R1 = 0 ............................................................................................................................

60

B.3 Relación entre Ro/X1 y Xo/X1 para valores constantes del factor de defecto a tierra k cuando R1 = 0,5 X1 ....................................................................................................................

61

B.4 Relación entre Ro/X1 y Xo/X1 para valores constantes del factor de defecto a tierra k cuando R1 = X1 ..........................................................................................................................

61

B.5 Relación entre Ro/X1 y Xo/X1 para valores constantes del factor de defecto a tierra k cuando R1 = 2 X1 .......................................................................................................................

62

C.1 Gráfico de conversión para la reducción de la tensión soportada debido a la instalación de configuraciones de aislamientos en paralelo .....................................................................

68

D.1 Ejemplo de curvas de sobretensiones entre fases con dos variables con densidad de probabilidad constante y tangentes que dan los valores 2% correspondientes ..................

75

D.2 Principio de determinación de la sobretensión representativa entre fases Upre. .................

76

D.3 Configuración esquemática del aislamiento fase-fase-tierra ................................................

76

D.4 Descripción de la tensión de descarga 50% a impulso tipo maniobra de un aislamiento fase-fase-tierra ..........................................................................................................................

77

D.5 Ángulo de inclinación de la característica de aislamiento entre fases, en el rango b en función de la relación entre la distancia entre fases D y la altura Ht sobre tierra..............

78

E.1 Capacidades distribuidas de los arrollamientos de un transformador y el circuito equivalente representando los arrollamientos...............................................................................

84

E.2 Valores del factor J que ilustra el efecto de las conexiones de los arrollamientos en la transmisión de las sobretensiones por vía inductiva..............................................................

85

ANEXO A (Normativo)

DISTANCIAS EN EL AIRE PARA ASEGURAR UNA TENSIÓN SOPORTADA A IMPULSOS ESPECIFICADA EN UNA INSTALACIÓN.......................................................................

55

DETERMINACIÓN DE LAS SOBRETENSIONES TEMPORALES DEBIDAS A DEFECTOS A TIERRA ..............................

59

ANEXO C (Informativo)

DISTRIBUCIÓN DE PROBABILIDAD DE WEIBULL ..............

63

ANEXO D (Informativo)

DETERMINACIÓN DE LA SOBRETENSIÓN REPRESENTATIVA DE FRENTE LENTO DEBIDO A CONEXIÓN Y REENGANCHE DE LA LÍNEA .....................................................

69

SOBRETENSIONES TRANSMITIDAS EN LOS TRANSFORMADORES ........................................................................................

79

ANEXO F (Informativo)

SOBRETENSIONES DEBIDAS AL RAYO......................................

86

ANEXO G (Informativo)

CÁLCULO DE LA RIGIDEZ DIELÉCTRICA EN LAS DISTANCIAS EN EL AIRE A PARTIR DE DATOS EXPERIMENTALES ...........................................................................................

94

ANEXO B (Informativo)

ANEXO E (Informativo)

ANEXO H (Informativo)

EJEMPLOS DE PROCEDIMIENTOS DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO ......................................................................... 100

ANEXO J (Informativo)

BIBLIOGRAFÍA............................................................................... 126

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Coordinación de aislamiento Parte 2: Guía de aplicación

1 GENERALIDADES 1.1 Objeto y campo de aplicación Esta parte de la Norma CEI 60071 constituye una guía de aplicación que trata de la selección de los niveles de aislamiento de instalaciones para redes (sistemas)1) trifásicas. Su propósito es dar recomendaciones para la determinación de la tensión soportada asignada para las gamas I y II de la Norma CEI 60071-1, y justificar la asociación de estos valores asignados con los valores normalizados de las tensiones más elevadas para el material. Esta asociación está propuesta únicamente para la coordinación de aislamiento. Los requisitos para la seguridad de las personas no están cubiertos por esta guía de aplicación. Se aplica a los sistemas trifásicos con tensión asignada superior a 1 kV. Los valores deducidos ó aquí propuestos son generalmente aplicados solamente para dichos sistemas. Sin embargo, los conceptos presentados son también válidos para sistemas bifásicos o monofásicos. Se aplica al aislamiento fase-tierra, fase-fase (entre fases) y longitudinal. Esta guía de aplicación no intenta tratar los ensayos de rutina (individuales). Estos, serán especificados por los comités de producto correspondientes. El contenido de esta guía sigue estrictamente el organigrama del proceso de coordinación de aislamiento presentado en la figura 1 de la Norma CEI 60071-1. Los capítulos 2 a 5, corresponden a cada uno de los rectángulos de este organigrama, dando información detallada sobre los principios del procedimiento de la coordinación de aislamiento, que conducen al establecimiento de los niveles soportados especificados. Esta guía resalta la necesidad de considerar, desde el inicio, todas las procedencias, todas las clases y todos los tipos de solicitaciones de tensión en servicio, independientemente del nivel de la tensión más elevada para el material. Únicamente al final del proceso, cuando se 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. También, en esta etapa final, la guía se refiere a la correlación dada en la Norma CEI 60071-1, entre los niveles de aislamiento normalizados y la tensión más elevada para el material. Los anexos contienen ejemplos e información detallada, que explican o corroboran los conceptos descritos en el texto principal y las técnicas analíticas básicas que se han utilizado. 1.2 Normas para consulta Las normas que a continuación se relacionan contienen disposiciones válidas para esta norma internacional. En el momento de la publicación las ediciones indicadas estaban en vigor. Toda norma está sujeta a revisión por lo que las partes que basen sus acuerdos en esta norma internacional deben estudiar la posibilidad de aplicar la edición más reciente de las normas indicadas a continuación. Los miembros de CEI y de ISO poseen el registro de las normas internacionales en vigor en cada momento. CEI 60056: 1987 − Interruptores automáticos de corriente alterna para alta tensión. CEI 60060-1:1989 − Ensayos de alta tensión. Parte 1: Definiciones y prescripciones generales relativas a los ensayos.

1) Los términos "sistema" y "red", se emplean indistintamente.

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CEI 60071-1:1993 − Coordinación de aislamiento. Parte 1: Definiciones, principios y reglas. CEI 60099-1:1991 − Pararrayos. Parte 1: Pararrayos de resistencia variable con explosores para redes de corriente alterna. CEI 60099-4:1991 − Pararrayos. Parte 4: Pararrayos de óxido metálico sin explosores para sistemas de corriente alterna. CEI 60099-5:1996 − Pararrayos. Parte 5: Recomendaciones para la selección y utilización. Sección 1: Generalidades. CEI 60505:1975 − Guía para la evaluación y la identificación de los sistemas de aislamiento del material eléctrico. CEI 60507:1991 − Ensayo de contaminación artificial de aisladores para alta tensión destinados a redes de corriente alterna. CEI 60721-2-3:1987 − Clasificación de las condiciones ambientales. Parte 2: Condiciones ambientales presentes en la naturaleza. Presión atmosférica. CEI 60815: 1986 − Guía para la selección de aisladores con respecto a condiciones de contaminación. 1.3 Lista de símbolos y definiciones Para el propósito de esta parte de la Norma CEI 60071 se aplicarán los símbolos y definiciones siguientes. A cada símbolo le seguirá la unidad en que normalmente se le considera. Las cantidades sin dimensión serán indicadas con el signo (-). Algunas cantidades son expresadas en "por unidad" (p.u.). Una cantidad por unidad es la relación entre el valor actual de un parámetro eléctrico (tensión, corriente, frecuencia, potencia, impedancia, etc) y un valor de referencia dado del mismo parámetro. A

(kV)

parámetro que caracteriza la influencia de la severidad del rayo para el equipo, dependiendo del tipo de línea aérea al que este está conectado.

a1

(m)

longitud del puente de conexión del pararrayos a la línea.

a2

(m)

longitud del puente de conexión del pararrayos a tierra.

a3

(m)

longitud del conductor de fase entre el pararrayos y el equipo protegido.

a4

(m)

longitud de la parte activa del pararrayos.

B

(-)

factor usado para describir la característica de descarga entre fases.

Ce

(nF)

capacidad de los arrollamientos primarios del transformador respecto a tierra.

Cs

(nF)

capacidad serie de los arrollamientos primarios del transformador.

C2

(nF)

capacidad del arrollamiento secundario del transformador fase-tierra.

C12

(nF)

capacidad entre los arrollamientos primario y secundario del transformador.

C1in

(nF)

capacidad de entrada equivalente de los bornes de un transformador trifásico.

C2in

(nF)

capacidad de entrada equivalente de los bornes de un transformador trifásico.

C3in

(nF)

capacidad de entrada equivalente de los bornes de un transformador trifásico.

c cf

(m/µs) (p.u)

velocidad de la luz. factor de acoplamiento de tensiones entre el cable de tierra y el conductor de fase de una línea aérea.

Eo

(kV/m)

gradiente de ionización del terreno.

F

función de distribución que describe el reparto de las amplitudes de sobretensión, donde F(U) = 1-P(U). Véase el anexo C.3.

f

función que describe la densidad de probabilidad de las amplitudes de sobretensión.

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g

(-)

relación de impulsos de tensión transmitidos capacitivamente. (relación de la transmisión capacitiva de las ondas de tensión).

H

(m)

altitud sobre el nivel del mar.

h

(-)

factor de tensión a frecuencia industrial para las ondas transmitidas en transformadores.

Ht

(m)

altura sobre el suelo.

I

(kA)

amplitud de la corriente del rayo.

Ig

(kA)

valor límite de la corriente del rayo en el cálculo de la puesta a tierra de apoyos.

J

(-)

factor de arrollamiento para las ondas trasmitidas por inducción en los transformadores.

K

(-)

factor de separación, teniendo en cuenta la influencia de la configuración de la separación sobre la soportabilidad (rigidez dieléctrica).

Ka

(-)

factor de corrección atmosférico [3.28 de la Norma CEI 60071-1].

Kc

(-)

factor de coordinación [3.25 de la Norma CEI 60071-1].

Ks

(-)

factor de seguridad [3.29 de la Norma CEI 60071-1].

Kcd

(-)

factor de coordinación determinista.

Kco

(µs/kVm) constante de atenuación por efecto corona.

Kcs

(-)

factor de coordinación estadístico.

K ff+

(-)

factor de separación para impulsos de frente rápido de polaridad positiva.

K ff−

(-)

factor de separación para impulsos de frente rápido de polaridad negativa.

k

(-)

factor de falta (defecto) a tierra [3.15 de la Norma CEI 60071-1].

L

(m)

distancia de separación entre el pararrayos y el equipo protegido.

La

(m)

longitud de línea aérea que da lugar a una tasa de fallos (cortes) igual a la tasa aceptable (relacionado a Ra).

Lt

(m)

longitud de línea aérea para la cual la tasa de fallos (cortes) por rayo, es igual a la tasa de retorno adoptada (relacionado a Rt).

Lsp

(m)

longitud de vano.

M

(-)

número de elementos aislantes (aislamientos) en paralelo considerados para ser simultáneamente solicitados por una sobretensión.

m

(-)

exponente de la fórmula del factor de corrección atmosférico para la soportabilidad del aislamiento externo.

N

(-)

número de desviaciones típicas entre U50 y Uo de un aislamiento autorregenerable.

n

(-)

número de líneas aéreas que se consideran conectadas a una subestación en la evaluación de la amplitud de onda incidente.

P

(%)

probabilidad de descarga de un aislamiento autorregenerable.

Pw

(%)

probabilidad de soportabilidad de un aislamiento autorregenerable.

q

(-)

factor de respuesta de los arrollamientos de un transformador a la transmisión inductiva de ondas.

R

(-)

riesgo de fallo (fallos por incidente).

Ra

(1/a)

tasa de fallo aceptable para un aparato. En líneas de transporte, este parámetro es normalmente expresado en términos de (1/a)/100 km.

Rhc

(Ω)

valor de la resistencia de puesta a tierra de un apoyo para corrientes elevadas.

Rkm

(1/(m.a)) tasa de cortes (fallos) por año de una línea aérea para un diseño en el primer kilómetro de salida de una subestación.

Rhc

(Ω)

valor de la resistencia de puesta a tierra de un apoyo para corrientes débiles.

Rp

(1/a)

tasa de defecto de pantalla de líneas aéreas.

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Rsf

(1/a)

tasa de contorneo por defecto de la pantalla de líneas aéreas.

Rt

(1/a)

tasa de retorno de la sobretensión adoptada (valor de referencia).

Ru

(kV)

radio de un círculo en el plano de coordenadas U+/U–, que describe las sobretensiones de frente lento entre fase-fase y fase-tierra.

Ro

(Ω)

resistencia de secuencia cero (homopolar).

R1

(Ω)

resistencia de secuencia positiva.

R2

(Ω)

resistencia de secuencia negativa.

S

(kV/s)

pendiente de una onda tipo rayo que incide en una subestación.

Se

(kV)

desviación típica de la distribución de la sobretensión fase-tierra.

Sp

(kV)

desviación típica de la distribución de la sobretensión fase-fase.

Srp

(kV/µs)

pendiente representativa de un impulso tipo rayo incidente.

se

(-)

valor normalizado de la desviación típica Se (Se referida a Ue50).

sp

(-)

valor normalizado de la desviación típica Sp (Sp referida a Up50).

T

(µs)

tiempo de propagación de un impulso tipo rayo.

(kV)

amplitud de una sobretensión (o de una tensión).

(kV)

componente positiva en un ensayo de aislamiento a impulso tipo maniobra fase-fase.

U

(kV)

componente negativa en un ensayo de aislamiento a impulso tipo maniobra fase-fase.

Uo

(kV)

valor de truncamiento de la función de probabilidad de descarga P (U) de un aislamiento autorregenerable: P (U ≤ Uo) = 0.

U0+

(kV)

componente equivalente positiva fase-tierra empleada para representar la más crítica sobretensión fase-fase.

U1e

(kV)

sobretensión temporal entre tierra y el neutro del arrollamiento primario de un transformador.

U2e

(kV)

sobretensión temporal entre tierra y el neutro del arrollamiento secundario de un transformador.

U2N

(kV)

tensión asignada del arrollamiento secundario de un transformador.

U10

(kV)

valor de la tensión de descarga 10% de un aislamiento autorregenerable. Este valor es la tensión soportada estadística del aislamiento, definida en 3.23 b) de la Norma CEI 60071-1.

U16

(kV)

valor de la tensión de descarga 16% de un aislamiento autorregenerable.

U50

(kV)

valor de la tensión de descarga 50% de un aislamiento autorregenerable.

U U

+

U50M (kV)

valor de la tensión de descarga 50% de M aislamientos autorregenerables en paralelo.

U50RP (kV)

valor de la tensión de descarga 50% de una separación punta-plano.

Uc+

(kV)

componente positiva que define el centro de un círculo en el cual se describe la sobretensión de frente lento fase-fase y fase-tierra.

Uc–

(kV)

componente negativa que define el centro de un círculo en el cual se describe la sobretensión de frente lento fase-fase y fase-tierra.

Ucw

(kV)

tensión soportada de coordinación del equipo (3.24 de la Norma CEI 60071-1).

Ue

(kV)

amplitud de una sobretensión fase-tierra.

Uet

(kV)

valor de truncamiento de la función de distribución F(Ue) de la sobretensión fase-tierra: F(Ue ≥ Uet) = 0; véase anexo C.3.

Ue2

(kV)

valor de la sobretensión fase-tierra con una probabilidad del 2% de ser aumentada: F(Ue ≥ Ue2) = 0,02; véase anexo C.3.

Ue50

(kV)

valor de la función de distribución F(Ue) 50% de la sobretensión fase-tierra; véase anexo C.3.

Ul

(kV)

amplitud de la onda de sobretensión incidente del rayo.

Um

(kV)

tensión más elevada para el material [3.10 de la Norma CEI 60071-1].

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Up

(kV)

- 12 -

amplitud de una sobretensión fase-fase.

Up2 (kV)

valor de la sobretensión fase-fase con una probabilidad del 2% de ser excedida: F(Up ≥ Up2) = 0,02; véase anexo C.3.

Up50 (kV) Us (kV)

valor de la función de distribución F(Up) 50% de la sobretensión fase-fase; véase anexo C.3. tensión más elevada de una red [3.9 de la Norma CEI 60071-1].

Uw (kV)

tensión soportada normalizada.

Upl (kV)

nivel de protección a impulso tipo rayo de un pararrayos [3.21 de la Norma CEI 60071-1].

Ups (kV)

nivel de protección a impulso tipo maniobra de un pararrayos [3.21 de la Norma CEI 60071-1].

Upt (kV) Urp (kV)

valor de truncamiento de la función de distribución F(Up) de la sobretensión fase-fase: F(Up ≥ Upt) = 0; véase anexo C.3. amplitud de la sobretensión representativa [3.19 de la Norma CEI 60071-1].

Urw (kV)

tensión soportada especificada [3.27 de la Norma CEI 60071-1].

UT1 (kV)

sobretensión aplicada al arrollamiento primario de un transformador, que produce (por transferencia) una sobretensión en el arrollamiento secundario.

UT2 (kV)

sobretensión en el arrollamiento secundario de un transformador producida (por transferencia) por una sobretensión aplicada al arrollamiento primario.

u

(p.u)

valor por unidad de la amplitud de una sobretensión (o de una tensión) referida a U s 2

w

(-)

relación de transformación de la tensión entre fases del secundario y la tensión entre fases del primario.

X

(m)

distancia entre el punto de impacto del rayo y la subestación.

Xp

(km)

distancia límite sobre una línea aérea dentro de la cual las incidencias del rayo tienen que ser consideradas.

XT

(km)

longitud de la línea aérea a utilizar en el cálculo simplificado de la sobretensión por rayo.

Xo

(Ω)

reactancia de secuencia cero de una red.

X1

(Ω)

reactancia de secuencia positiva de una red.

X2

(Ω)

reactancia de secuencia negativa de una red.

x

(-)

variable normalizada en una función de probabilidad de descarga P(U) de un aislamiento autorregenerable.

xM

(-)

variable normalizada en una función de probabilidad de descarga P(U) de M aislamientos autorregenerables en paralelo.

Z

(kV)

desviación típica de la función de probabilidad de descarga P(U) de un aislamiento autorregenerable.

Zo

(Ω)

impedancia de secuencia cero.

Z1

(Ω)

impedancia de secuencia positiva.

Z2

(Ω)

impedancia de secuencia negativa.

Ze

(Ω)

impedancia de onda del cable de tierra de una línea aérea.

Zl

(Ω)

impedancia de onda de la línea aérea.

ZM

(kV)

desviación típica de la función de probabilidad de descarga P(U) de M elementos aislantes autorregenerables en paralelo.

Zs

(Ω)

impedancia de onda de un conductor de fase de la subestación.

z

(-)

valor normalizado de la desviación típica Z referida a U50.

α

(-)

relación entre la componente negativa de un impulso de maniobra y la suma de ambas componentes (negativa + positiva) de una sobretensión entre fases.

β

(kV)

parámetro de escala de una función de distribución de Weibull.

δ

(kV)

valor de truncamiento de una función de distribución de Weibull.

3 .

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Φ

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función integral de Gauss.

φ γ

(-) (-)

ángulo de inclinación de la característica de un aislamiento entre fases. parámetro de forma de una función de distribución de Weibull-3.

σ

(p.u.)

valor por unidad de la desviación típica (Se o Sp) de una distribución de sobretensiones.

ρ

(Ωm)

resistividad del terreno.

τ

(µs)

constante de tiempo de la cola de una sobretensión tipo rayo debido a los contorneos de retorno (cebados internos) en líneas aéreas.

2 SOLICITACIONES DE TENSIÓN REPRESENTATIVAS EN SERVICIO 2.1 Origen y clasificación de las solicitaciones de tensión En la Norma CEI 60071-1 las solicitaciones de tensión están clasificadas por adecuados parámetros, tales como la duración de la tensión a frecuencia industrial o la forma de una sobretensión, en función de su efecto sobre el aislamiento ó sobre el dispositivo de protección. Las solicitaciones de tensión así clasificadas pueden tener varios orígenes. − tensiones permanentes (a frecuencia industrial): originadas por la explotación de la red en condiciones normales. − sobretensiones temporales: pueden ser originadas por faltas, maniobras tales como pérdidas de carga, condiciones de resonancia, condiciones no lineales (ferroresonancia), o por una combinación de éstas. − sobretensiones de frente lento: pueden ser originadas por faltas, maniobras o descargas directas de rayo sobre los conductores de líneas aéreas. − sobretensiones de frente rápido: pueden ser originadas por maniobras, descargas de rayo o faltas. − sobretensiones de frente muy rápido: pueden ser originadas por faltas o maniobras en las celdas de aislamiento en gas de las subestaciones (GIS)1). − sobretensiones combinadas: pueden tener cualquiera de los orígenes anteriormente mencionados. Se producen entre fases de una red (sobretensión entre fases) o en la misma fase entre partes separadas de una red (sobretensión longitudinal). Todas las solicitaciones de tensión anteriores, excepto las sobretensiones combinadas están descritas por separado en 2.3. Las sobretensiones combinadas están descritas adecuadamente en más de un apartado. En todas las clasificaciones de solicitaciones de tensión, se deberá tener en cuenta la transferencia a través de los transformadores (véase anexo E). En general, todos los tipos de sobretensión pueden encontrarse en las dos gamas de tensión I y II. Sin embargo, la experiencia nos muestra que ciertos tipos de tensión son de mayor importancia en una gama de tensión dada; esto se tendrá en cuenta en esta guía de aplicación. En cualquier caso, cabe destacar que el mejor conocimiento de las solicitaciones (valores de cresta y forma), se obtienen a través de detallados estudios y empleando modelos adecuados para representar la red y las características de los dispositivos de limitación de la sobretensión. 2.2 Características de los dispositivos de protección contra las sobretensiones 2.2.1 Observaciones generales. Se consideran dos tipos de dispositivos de protección normalizados: − los pararrayos de resistencia no lineal con explosores en serie; − los pararrayos de óxido metálico sin explosores. 1) GIS, del inglés "Gas-Insulated Substation".

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Además, los explosores están considerados como un dispositivo de limitación de sobretensión alternativo, aunque su normativa no está avalada por CEI. Cuando se usan otros dispositivos de protección, los parámetros de protección deberán ser indicados por el fabricante o establecidos mediante ensayos. La selección entre dispositivos de protección que no tengan el mismo grado de protección, depende de varios factores, por ejemplo, la importancia del equipo a proteger, la consecuencia de una interrupción en el servicio, etc. Las características serán consideradas desde el punto de vista de coordinación de aislamiento y sus efectos serán discutidos en los capítulos que tratan de los diversos tipos de sobretensión. Los dispositivos de protección deben estar diseñados e instalados para limitar las magnitudes de las sobretensiones contra las que el equipo está protegido, así como que la tensión en el dispositivo protector y las conexiones no exceda de un valor aceptable en la conexión, durante su operación. Un punto esencial, es que la tensión resultante entre los bornes de un pararrayos en cualquier momento, antes o durante su funcionamiento, debe ser considerada en la determinación de las características de protección. 2.2.2 Pararrayos con resistencia no lineal con explosores en serie. Cuando el pararrayos contiene una resistencia no lineal de carburo de silicio con explosores en serie, las características vienen dadas en la Norma CEI 60099-1. Sin embargo, cuando el pararrayos está constituido por una resistencia no lineal de óxido metálico con explosores en serie, las características pueden diferir de las dadas en la Norma CEI 60099-1. La selección de los pararrayos será tratada en la Norma CEI 60099-5. 2.2.2.1 Características de protección relativas a las sobretensiones de frente rápido. Las características de protección de un pararrayos están descritas por las tensiones siguientes: (véase la tabla 8 de la Norma CEI 60099-1). − la tensión de cebado para un impulso tipo rayo, pleno, normalizado; − la tensión residual a la corriente nominal de descarga seleccionada; − la tensión de cebado del frente de onda. El nivel de protección de impulso tipo rayo es dado por el mayor de los valores siguientes: − tensión de cebado máxima con impulso 1,2/50 µs; − tensión residual máxima a la corriente nominal de descarga seleccionada. Esta evolución del nivel de protección nos da un valor aproximado representativo, generalmente aceptable. Para más información sobre la protección de frente de onda por un pararrayos, se deberá hacer referencia a la Norma CEI 60099-1. NOTA − Tradicionalmente, la tensión de cebado de frente de onda dividida por 1,15 está incluida en la determinación del nivel de protección a impulso tipo rayo. Como el factor de 1,15 está justificado técnicamente, solamente para aislamientos de papel impregnado o sumergidos en aceite, como los transformadores, esta aplicación en otros tipos de equipos puede que reduzca los márgenes en el diseño del aislamiento. Sin embargo, esta alternativa ha sido omitida en la determinación del nivel de protección a impulso tipo rayo.

2.2.2.2 Características de protección relativas a sobretensiones de frente lento. La protección de un pararrayos está caracterizada por las tensiones de cebado correspondientes a la forma del impulso tipo maniobra definido en 8.3.5 de la Norma CEI 60099-1. El nivel de protección a impulso tipo maniobra de un pararrayos, es la tensión máxima de cebado para estas formas de impulso. Si el pararrayos contiene explosores activos, la tensión total del pararrayos cuando descarga el impulso de maniobra, debe ser requerida al fabricante, porque puede ser mayor que la tensión de cebado. 2.2.3 Pararrayos de óxido metálico sin explosores. La definición y características de estos pararrayos viene dada en la Norma CEI 60099-4.

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2.2.3.1 Características de protección relativas a sobretensiones de frente rápido. La protección de un pararrayos de óxido metálico está caracterizada por las tensiones siguientes: − la tensión residual a la corriente nominal de descarga seleccionada; − la tensión residual a impulso de corriente de frente escarpado. El nivel de protección a impulso tipo rayo se considera para la coordinación de aislamiento como la tensión residual máxima a la corriente nominal de descarga seleccionada. 2.2.3.2 Características de protección relativas a sobretensiones de frente lento. La protección está caracterizada por la tensión residual a la corriente de impulso tipo maniobra especificada. El nivel de protección a impulso tipo maniobra es para la coordinación de aislamiento como la tensión residual máxima a la corriente de impulso tipo maniobra especificada. La evaluación de los niveles de protección da un valor aproximado representativo, generalmente aceptable. Para una mejor definición de la función de protección de los pararrayos de óxido metálico, se deberá hacer referencia a la Norma CEI 60099-4. 2.2.4 Explosores. El explosor es un dispositivo de protección contra el rayo que consiste en una distancia libre en el aire entre los terminales del equipo a proteger. Aunque los explosores no se utilizan normalmente en los sistema con Um igual o superior a 123 kV, se han demostrado satisfactorios en la práctica en algunos países con actividad de rayo moderada en sistemas de hasta 420 kV. El ajuste de la separación de electrodos es a menudo un compromiso entre la protección absoluta y las consecuencias del funcionamiento del explosor. La protección contra sobretensiones se caracteriza por la característica tensión-tiempo del explosor para las diferentes formas de onda de tensión, la dispersión de la tensión de cebado y su dependencia de la polaridad. Como no existen normas, estas características serán requeridas al fabricante o serán establecidas por el usuario sobre la base de sus propias especificaciones. NOTA − El rápido colapso de la tensión y sus consecuencias posibles en el aislamiento de los arrollamientos se deben tener en cuenta como una característica de sobretensión.

2.3 Tensiones y sobretensiones representativas 2.3.1 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. En la práctica, hasta 72,5 kV, la tensión más alta del sistema Us debe ser bastante menor que la tensión más elevada para el material Um, pero a medida que la tensión aumenta, ambos valores tienden a ser iguales. 2.3.2 Sobretensiones temporales. Las sobretensiones temporales se caracterizan por sus amplitudes, su forma de tensión y su duración. Todos los parámetros dependen del origen de las sobretensiones y las amplitudes y las formas de onda pueden incluso variar durante la duración 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 a 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.

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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 previstas en servicio (véase 3.3.1). 2.3.2.1 Faltas a tierra. Una falta fase-tierra puede dar lugar a sobretensiones fase-tierra que afecten a las otras dos fases. Normalmente no se producen sobretensiones temporales entre fases o a través del aislamiento longitudinal. La forma de la sobretensión es la de una tensión a frecuencia industrial. Las amplitudes de la sobretensión dependen de la puesta a tierra del neutro y de la localización de la falta. El anexo B proporciona una guía para su determinación. 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 a tierra 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. NOTA − Se debe prestar atención al hecho de que la tensión a frecuencia industrial más alta que puede aparecer en una fase sana mientras ocurre una falta a tierra, depende no sólo del factor de puesta a tierra sino también del valor de la tensión de servicio en el momento de la falta, la cual puede tomarse como la tensión más elevada de la red Us.

2.3.2.2 Pérdida de carga. 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. NOTA −

Desde el punto de vista de sobretensiones, se debería distinguir entre varios tipos de configuraciones de redes. Como por ejemplo, los dos casos extremos siguientes:

−

sistemas con líneas relativamente cortas y altos valores de potencia de cortocircuito en los terminales de las subestaciones, donde se producen pequeñas sobretensiones;

−

sistemas con líneas largas y valores pequeños de la potencia de cortocircuito en el lugar de generación, que es lo normal en redes de muy alta tensión en su parte inicial, y en los que se pueden producir grandes sobretensiones si se produce la desconexión súbita de una carga importante.

Durante el análisis de sobretensiones temporales, se recomienda tener en cuenta los puntos siguientes (con la tensión de referencia de 1,0 p.u. igual a 2 U s / 3 ): − 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 fase-tierra pueden alcanzar 1,5 p.u. o incluso más cuando ocurren los efectos Ferranti o de resonancia. Su duración puede ser del orden de algunos segundos;

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− si sólo hay cargas estáticas en la parte desconectada, la sobretensión temporal 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 muy grandes sistemas de alta tensión). 2.3.2.3 Resonancia y ferroresonancia. Se producen sobretensiones temporales debidas a estas causas cuando se conectan o hay pérdidas de carga en circuitos que incorporan elementos de gran capacidad (líneas, cables, líneas compensadas en serie) o 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 prevenidos o limitados mediante las medidas recomendadas en 2.3.2.6. Por tanto, no se deben normalmente considerar como base para la selección de la tensión asignada de pararrayos o para diseñar el aislamiento, a menos que estas medidas no sean suficientes (véase 2.3.2.7). 2.3.2.4 Sobretensiones longitudinales durante la sincronización. 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 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. 2.3.2.5 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. 2.3.2.5.1 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 debida 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 condiciones extremas, como por ejemplo en el caso de una contaminación fuerte. Además, la combinación puede producirse más tarde como resultado de un defecto en la línea seguido de un fallo en la apertura del interruptor automático. La probabilidad de tal combinación, aunque pequeña, no es despreciable puesto que estos incidentes no son estadísticamente independientes. Si esto ocurre, que equivale a un generador conectado a través de un transformador, a una línea larga con defecto, se puede producir una sobretensión importante en las fases sanas. La sobretensión consiste en un transitorio de frente lento y una sobretensión temporal variable y prolongada, la cual es función de las características del generador y de las acciones del regulador de tensión. Si tales combinaciones se consideran probables, se recomiendan estudios del sistema. Sin tales estudios, se puede llegar a creer que es necesario combinar estas sobretensiones, pero esto se considera demasiado pesimista por las razones siguientes: − el factor de falta a tierra cambia cuando se refiere a la sobretensión de pérdida de carga; − la configuración del sistema ha cambiado después de la modificación de la carga. Por ejemplo, el factor de falta a tierra en los transformadores conectados a la salida del generador con el neutro puesto a tierra, es menor que 1 después de ser desconectado de la red;

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− para los transformadores de red la pérdida de la totalidad de la carga asignada no es usual. 2.3.2.5.2 Otras combinaciones. Como los fenómenos de resonancia deberían 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. 2.3.2.6 Limitación de sobretensiones temporales 2.3.2.6.1 Sobretensiones por faltas a tierra. Las sobretensiones por faltas a tierra, dependen de los parámetros del sistema y pueden controlarse únicamente mediante la selección de estos parámetros durante el diseño del sistema. Las amplitudes de las sobretensiones, son normalmente menos severas en sistemas de neutro a tierra. Sin embargo, existen unas excepciónes en sistemas de neutro a tierra, si una parte del sistema -en situaciones inusuales- puede llegar a separarse, con transformadores cuyo neutro no está puesto a tierra. En tal situación, la duración de las sobretensiones elevadas debidas a faltas a tierra, en la parte separada, puede controlarse por puesta a tierra inmediata en estos neutros, por medio de seccionadores o por pararrayos de neutro especialmente seleccionados, los cuales cortocircuitan el neutro después de la falta. 2.3.2.6.2 Cambios súbitos de carga. Estas sobretensiones pueden controlarse por reactancias "shunt", condensadores en serie o compensadores estáticos. 2.3.2.6.3 Resonancia y ferroresonancia. Estas sobretensiones deberían limitarse desintonizando el sistema de la frecuencia de resonancia, cambiando la configuración del sistema, o mediante resistencias de amortiguamiento. 2.3.2.7 Protección con pararrayos contra las sobretensiones temporales. Normalmente, la selección de la tensión asignada del pararrayos, está basada en la curva envolvente de sobretensión temporal previsible, teniendo en cuenta la capacidad de disipación de energía del pararrayos. En general, el ajuste del valor asignado del pararrayos con la sobretensión temporal, es más crítico en gama II, donde los márgenes de protección son inferiores que en gama I. Usualmente, la capacidad de energía del pararrayos bajo sobretensión temporal, se expresa como una característica amplitud/duración, suministrada por el fabricante. Desde el punto de vista práctico, los pararrayos no limitan las sobretensiones temporales. Una excepción es la sobretensión temporal debida a efectos de resonancia, en los cuales, los pararrayos pueden aplicarse para limitar e incluso impedir tales sobretensiones. Para tal aplicación, deberían efectuarse estudios de detalle de los esfuerzos térmicos provocados en los pararrayos, a fin de evitar su sobrecarga. 2.3.3 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: − energizacióin de líneas y su reenganche; − faltas y su eliminación; − pérdidas de carga; − maniobra de corrientes capacitivas o inductivas; − descargas de rayos distantes a los conductores de líneas aéreas. La solicitación de tensión representativa se caracteriza por: − una forma de onda de tensión representativa; − una amplitud representativa, que puede ser, bien una sobretensión máxima prevista o una distribución de probabilidad de amplitudes de sobretensión.

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La forma de onda de tensión representativa es el impulso tipo maniobra normalizado (duración de cresta 250 µs) y duración de decrecimiento 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. La distribución de probabilidad de las sobretensiones sin actuación del pararrayos, se caracteriza por su valor al 2%, 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% y el valor de truncamiento, por encima del cual se supone que no existen valores. Alternativamente, puede ser empleada una distribución modificada de Weibull (véase anexo C). El valor máximo previsto de la sobretensión representativa es igual al valor de truncamiento de las sobretensiones (véase 2.3.3.1 a 2.3.3.6) o igual al nivel de protección bajo impulso tipo maniobra del pararrayos (véase 2.3.3.7), eligiendo el menor de los dos valores. 2.3.3.1 Sobretensiones debidas a la conexión y reenganche de la línea. Una conexión o reenganche de una línea trifásica produce sobretensiones de maniobra sobre las tres fases de la línea. Por lo tanto, cada maniobra produce tres sobretensiones fase-tierra y las tres sobretensiones correspondientes fase-fase1). Se han introducido para las aplicaciones prácticas, muchas simplificaciones en la evaluación de las sobretensiones. En lo que concierne al número de sobretensiones de maniobra, se utilizan dos métodos. − Método del valor cresta por fase: por cada maniobra, el valor de cresta más alto de las sobretensiones entre cada fase y tierra o entre cada combinación de fases, está incluida en la distribución de probabilidad de la sobretensión, es decir, cada maniobra contribuye con tres valores de cresta a la distribución de probabilidad de las sobretensiones representativas. Esta distribución, entonces, tiene que ser prevista como igual para cada uno de las tres partes implicadas del aislamiento: fase-tierra, fase-fase o longitudinal. − Método del valor cresta por caso: por cada maniobra el valor de cresta más alto de las sobretensiones entre las tres fases y tierra o entre las mismas tres fases está incluido en la distribución de probabilidad de la sobretensión, es decir, cada maniobra contribuye con un valor a la distribución de probabilidad de la sobretensión representativa. Esta distribución es, entonces aplicable a un aislamiento de cada tipo. 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 y potencia de 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 de línea (abierta, transformador, pararrayos), etc. Los reenganches trifásicos pueden generar altas sobretensiones de frente lento debido a cargas atrapadas en la línea reenganchada. Al mismo tiempo que el reenganche, la 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 carga atrapada depende de los restantes equipos conectados a la línea, de la conductividad superficial 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 que 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 de una cuidadosa simulación de las maniobras por cálculo numérico, analizadores de transitorios, etc.., y los valores típicos como los mostrados en la figura 1 deberían ser considerados solamente a título informativo. Todas las consideraciones son relativas a las sobretensiones en el extremo abierto de la línea (extremo de recepción). Las sobretensiones en el extremo de envío pueden ser sustancialmente menores que las del extremo abierto. Por razones dadas en el anexo D, la figura 1 puede ser usada para los dos métodos, cresta por fase (fase-cresta) y cresta por caso (caso-cresta).

1) Las cifras entre corchetes se refieren a la bibliografía dada en el anexo J.

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2.3.3.1.1 Sobretensiones fase-tierra. Un procedimiento para la estimación de la distribución de probabilidad de las sobretensiones representativas viene reflejada en el anexo D. A título informativo, la figura 1 muestra el rango de valores de sobretensiones 2% (en valores p.u. de 2 Us/ 3 que pueden esperarse entre fase y tierra, sin limitación proveniente de pararrayos [5]. Los datos de la figura 1 están basados en un número de resultados obtenidos sobre el terreno y en estudios e incluye los efectos de muchos de los factores determinantes de las sobretensiones. La figura 1 debe ser utilizada como una indicación para determinar si sobre una configuración dada, las sobretensiones son suficientemente elevadas para causar problemas. En este caso, el rango de valores indica hasta qué punto las sobretensiones pueden ser limitadas. Para este propósito, es necesario realizar estudios detallados.

Fig. 1 − Rango de sobretensiones de frente lento 2% en el extremo de recepción debida la conexión y reenganche de la línea

2.3.3.1.2 Sobretensiones entre fases. En la evaluación de las sobretensiones entre fases, debe ser añadido un parámetro adicional. Como el aislamiento es sensible a la división de un valor de sobretensión entre fases dado, en dos componentes fase-tierra, la selección de un instante específico debe tener en cuenta las características del aislamiento. Han sido seleccionados dos instantes [1]: a) Instante de cresta de sobretensión entre fases: Este instante proporciona el valor máximo de la sobretensión entre fases. Representa la mayor solicitación para todas las configuraciones de aislamiento, por lo que la rigidez dieléctrica entre fases no es sensible a la división en componentes. Ejemplos típicos son el aislamiento entre arrollamientos o cortas distancias en el aire; b) Sobretensión entre fases en el instante de cresta de sobretensión fase-tierra: aunque este instante proporciona valores de sobretensión menores que el instante del valor de cresta de la sobretensión entre fases, puede ser más severo para configuraciones de aislamiento para las cuales la rigidez dieléctrica entre fases está influenciada por la subdivisión entre componentes. Ejemplos típicos son largas distancias en el aire para las cuales el instante del valor de cresta positivo fase-tierra es más severo, o subestaciones con aislamiento en gas (envolvente trifásica), para los cuales el valor de cresta negativo es más severo.

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Las características estadísticas de las sobretensiones entre fases y las relaciones entre los valores pertenecientes a los dos instantes, están descritos en el anexo D. Se concluye que para todos los tipos de aislamiento excepto para las distancias en el aire, en la gama II, 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, como se describe en el anexo D. El valor de sobretensión entre fases 2% puede ser determinado aproximadamente a partir de la sobretensión fase-tierra. La figura 2 muestra el rango de relaciones posibles entre los valores 2% entre fases y fase-tierra. El límite superior de este rango se aplica a las rápidas sobretensiones de reenganche trifásicas, el límite inferior se aplica a sobretensiones de conexión trifásica.

NOTA − La parte superior del rango indicado puede ser aplicada al reenganche trifásico, la parte inferior a la conexión.

Fig. 2 − Relación entre los valores 2% de sobretensiones de frente lento entre fases y fase-tierra

2.3.3.1.3 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. El aislamiento longitudinal entre sistemas asíncronos, no obstante, puede estar sometido a sobretensiones de conexión en un terminal y el valor cresta de la tensión nominal de 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.

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2.3.3.1.4 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 externo en la gama II, el valor determinado de acuerdo con el anexo D, ambos subdivididos en dos componentes iguales con polaridades opuestas; − para las sobretensiones longitudinales: el valor de truncamiento Uet de la sobretensión fase-tierra debida a la conexión en un terminal y el valor de cresta de la tensión de servicio permanente, de polaridad opuesta, en el otro terminal. La definición de la sobretensión longitudinal máxima, supone que las frecuencias de los sistemas están sincronizadas (a través de un enlace en paralelo) en ambos terminales, de manera que las sobretensiones longitudinales debidas al reenganche no necesitan ser consideradas separadamente (porque el efecto de cualquier carga atrapada se tiene en cuenta por esta hipótesis). 2.3.3.2 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)

− eliminación de la falta

Uet = 2,0 Us 2 / 3

(kVcresta)

donde k es el factor de falta a tierra. En la gama I, se deberán considerar las sobretensiones causada 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 del aislamiento puede basarse en las sobretensiones máximas previstas y la probabilidad de sus amplitudes no necesita considerarse. 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. 2.3.3.3 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 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 generador o largas líneas de transporte. 2.3.3.4 Sobretensiones debidas a la maniobra de corrientes inductivas y capacitivas. La maniobra de corrientes inductivas o capacitivas puede dar lugar a sobretensiones, que 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 [6]; − 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.

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El recebado de interruptores automáticos, ocurre en la interrupción de corrientes capacitivas (desconexión de líneas en vacío, cables o baterías de condensadores) puede generar sobretensiones particularmente peligrosas y es necesario el empleo de interruptores automáticos libres de recebados. Además, si se energizan baterías de condensadores, en particular si son con neutro aislado, debe tomarse la precaución de comprobar las sobretensiones fase-fase (véase también 2.3.4.3). 2.3.3.5 Sobretensiones tipo rayo de frente lento. En sistemas con líneas largas (mayores de 100 km), las sobretensiones tipo rayo de frente lento se originan a causa de caídas de rayo distantes, en los conductores de fase, cuando la corriente de rayo es suficientemente baja para no producir un contorneamiento en aisladores de línea y cuando la descarga del rayo ocurre a una distancia suficiente desde el lugar considerado, para producir el frente lento. Puesto que las corrientes de rayo tienen tiempos de hasta el semivalor de cresta, que raramente exceden de 200 µs, no se presentan sobretensiones de gran amplitud y tiempo hasta la cresta, críticas para el aislamiento. Las sobretensiones tipo rayo de frente lento, por lo tanto, son de menor importancia en la coordinación de aislamiento y normalmente se desprecian. 2.3.3.6 Limitación de sobretensiones de frente lento. El método más frecuentemente empleado para limitar las sobretensiones de maniobra es mediante el uso de resistencias de preinserción en interruptores de línea. Otros medios, tales como control del instante y varistores a través de las cámaras de interrupción, pueden emplearse también para limitar sobretensiones debidas a conexión de línea y maniobra inductiva o capacitiva. 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 lo tanto limitadas al nivel de simple conexión de línea. 2.3.3.7 Protección con pararrayos contra sobretensiones de frente lento. Los pararrayos de óxidos metálicos sin explosores y los pararrayos de explosor especialmente diseñados, son adecuados para proteger sistemas con sobretensiones temporales moderadas, 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 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, 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 oxido metálico. La ligera dependencia que los pararrayos muestran de los frentes de corriente con diferentes tiempos de subida, es también despreciable en las sobretensiones de frente lento. Además, no es necesario tomar en cuenta el efecto distancia dentro de la subestación. Los aisladores de línea distantes de la subestación, sin embargo, sí pueden verse requeridos por sobretensiones sustancialmente mayores que el nivel de protección. Los pararrayos están instalados normalmente entre fase y tierra y debe observarse que si se emplean pararrayos de óxidos metálicos para limitar sobretensiones de frente lento a un nivel menor del 70% del valor 2% de la sobretensión fasetierra prevista, las sobretensiones fase-fase pueden alcanzar alrededor del doble del nivel de protección fase-tierra del pararrayos. La sobretensión fase-fase, consistirá entonces en dos componentes fase-tierra con la subdivisión más frecuente 1:1 [7]. Véase también 3.3.3.1 El valor máximo previsto de la sobretensión representativa fase-tierra, es igual al nivel de protección del pararrayos: Urp = Ups.

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En el caso de sobretensiones fase-fase, es el doble del nivel de protección o el valor de truncamiento de las sobretensiones fase-fase determinadas en el anexo D, tomando el valor más pequeño. Si se necesitan valores inferiores de sobretensiones fase-fase deberán instalarse pararrayos adicionales entre fases. 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. 2.3.4 Sobretensiones de frente rápido 2.3.4.1 Sobretensiones tipo rayo que afectan a líneas aéreas. Las sobretensiones de rayo están causadas por descargas directas a los conductores de fase o por cebados inversos o están inducidas por descargas de rayo cercanas a la línea. 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. La forma característica de la sobretensión de rayo es el impulso tipo rayo normalizado (1,2/50 µs.). La amplitud representativa está dada ya sea como un máximo previsto o por una distribución de probabilidad de valores cresta usualmente dada como el valor de cresta dependiente de la tasa de retorno de las sobretensiones. 2.3.4.2 Sobretensiones de rayo que afectan a subestaciones. Las sobretensiones de rayo en subestaciones y sus niveles de ocurrencia dependen de: − el comportamiento frente al rayo de las líneas aéreas conectadas a ellas; − la configuración de la subestación, tamaño y en particular, el número de líneas conectadas a ella; − el valor instantáneo de la tensión de servicio (en el momento de la descarga). La severidad de las sobretensiones de las descargas en los equipos de las subestaciones, se determina a partir de la combinación de estos tres factores y se necesitan varias etapas para asegurar la protección adecuada. Las amplitudes de las sobretensiones (sin limitación por pararrayos), son usualmente demasiado elevadas para basar la coordinación de aislamiento en estos valores. En algunos casos, sin embargo, en particular en subestaciones conectadas con cables, la autoprotección que proporciona la baja impedancia de onda característica de los cables, puede reducir la amplitud de sobretensiones por rayo a valores adecuados (véase anexo F). Para el aislamiento fase-fase y longitudinal, debe considerarse el valor instantáneo de la tensión a frecuencia industrial en terminales opuestos. Para el aislamiento fase-fase, puede suponerse que los efectos de la tensión a frecuencia industrial, y el acoplamiento entre conductores de la línea aérea se compensan y los terminales opuestos pueden ser considerados como puestos a tierra. Para el aislamiento longitudinal, sin embargo, tales efectos de cancelación no existen y la tensión a frecuencia industrial debe tomarse en consideración. 2.3.4.2.1 Descargas directas. Las penetraciones de la pantalla ocurren en un punto aleatorio de la onda de tensión a frecuencia industrial. El efecto de la tensión a frecuencia industrial en terminales opuestos de un aislamiento longitudinal, ha de tomarse en consideración como sigue: − calculando la tasa de retorno de las sobretensiones de rayo para diferentes valores instantáneos de la tensión de servicio; − evaluando la probabilidad de fallo del aislamiento por subdivisión en componentes. Usualmente la suma de las dos componentes es el parámetro decisivo; − determinando la tasa de fallo del aislamiento dependiendo de la suma de sobretensiones de rayo y el valor instantáneo de la frecuencia industrial; − aplicando el criterio de comportamiento a la tasa de fallo esperada para obtener la necesaria suma de las dos componentes.

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Si esta suma se subdivide en un componente de impulso tipo rayo igual a la sobretensión de rayo fase-tierra representativa y en una componente de tensión a frecuencia industrial, la componente de tensión a frecuencia industrial será menor que la cresta de la tensión de servicio fase-tierra. Se ha encontrado que un factor 0,7 puede considerarse adecuado. Esto significa que, para penetración de pantalla, la sobretensión longitudinal representativa debería componerse de la sobretensión de rayo representativa a tierra en un terminal, y 0,7 veces el valor de cresta de la tensión de servicio fasetierra con polaridad opuesta en el otro. 2.3.4.2.2 Cebados inversos. 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 de 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). 2.3.4.3 Sobretensiones debidas a maniobras y defectos. Las sobretensiones de maniobra de frente rápido, ocurren cuando la aparamenta está conectada o desconectada de la red por medio de conexiones cortas, principalmente dentro de subestaciones. Las sobretensiones de frente rápido pueden también ocurrir 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 del 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 lo tanto, está técnicamente justificado caracterizar la amplitud de la sobretensión representativa por los valores máximos siguientes (en p.u. de 2 Us/ 3 ): − maniobra de interruptor automático sin recebados: 2 p.u.; − maniobra de interruptor automático con recebados: 3 p.u.; NOTA − Cuando se maniobran cargas reactivas, alguno 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 sobretensiones fase-fase, mayores que sobretensiones fase-tierra, no existen. 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. 2.3.4.4 Limitación de la ocurrencia de sobretensiones de frente rápido. La ocurrencia de sobretensiones de descarga de rayo, puede ser limitada mediante diseño apropiado de las líneas aéreas. Las posibles medidas de diseño para la limitación de ocurrencias de sobretensiones de descarga de rayo son: − para las descargas directas de rayo a los conductores: diseño apropiado de la pantalla del cable de tierra; − para los cebados inversos: reducción de la impedancia de puesta a tierra de apoyo de las torres o adición de aislamiento. En algunos casos, se han empleado crucetas puestas a tierra o explosores, próximos a las subestaciones, en un intento de limitar la amplitud de las sobretensiones de rayo recibidas. Sin embargo, tales medidas tienden a aumentar la probabilidad de cebados próximos a la subestación, con la consecuente generación de frentes rápidos. Además, deberá prestarse especial atención a la puesta a tierra de pantallas y torres cerca de la subestación, para reducir la probabilidad de cebados inversos en dicha localización.

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La severidad de sobretensiones de frente rápido generadas por operaciones de maniobra puede ser limitada por la adecuada selección de equipo de maniobra (interruptores o interruptores automáticos libres de recebados, características de arranque de corriente a baja corriente, empleo de resistencias de pre o postinserción, control del punto de la onda, etc.) 2.3.4.5 Protección de pararrayos contra las sobretensiones de frente rápido. 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 3); − el número de líneas conectadas y 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 kA ó 10 kA; − para sistemas con Um en la gama II: 10 kA ó 20 kA. 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, sea igual al valor negativo 50% 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. Las características de protección de un pararrayos, son válidas únicamente en su ubicación. Por lo tanto, la correspondiente limitación de sobretensión en la ubicación de los equipos, debe tomar en consideración la separación entre los dos puntos. Cuanto mayor es la distancia de separación entre el pararrayos y el equipo protegido, menor es la eficacia protectora para este equipo, y, de hecho, la sobretensión aplicada al equipo, excede el nivel de protección del pararrayos conforme aumente la distancia de separación. Además, si bien el efecto debido a la longitud del pararrayos, se desprecia en la determinación de las características de protección, esta longitud debe añadirse a los conductores de conexión en la de evaluación de la limitación de sobretensión efectiva. En el caso de pararrayos de óxidos metálicos sin explosores, el tiempo de reacción del material en sí mismo, puede ser despreciado, y la longitud del pararrayos puede añadirse a la de los conductores de conexión. Para una estimación simplificada de la sobretensión representativa en el objeto a proteger, puede emplearse la fórmula (1). Sin embargo, para la protección de transformadores, la fórmula (1) debe emplearse con precaución puesto que una capacitancia de más de algunos cientos de picofaradios, puede dar lugar a mayores sobretensiones. Urp = Upl + 2 ST

para Upl ≥ 2 ST

(1)

Urp = 2 Upl

para Upl < 2 ST

(2)

donde Upl

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

S

es la pendiente del frente de onda incidente (kV/µs);

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T

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es el tiempo de propagación del frente, determinado como sigue: T=L/c

(3)

donde c

es la velocidad de la luz (300 m/µs);

L=

a1+a2 + a3 + a4 = distancias según la figura 3 (m)

Los valores de la pendiente, deben seleccionarse conforme a las características de las líneas conectadas a la subestación, con respecto a los rayos, y con respecto al riesgo de fallo adoptado para la subestación. Un tratamiento completo se da en el anexo F. La distribución de probabilidad de la amplitud de la sobretensión de rayo representativa en la subestación, puede ser determinada por los cálculos de sobretensión transitoria, tomando en consideración las características frente al rayo de las líneas de transporte, el comportamiento de la onda viajera en las líneas aéreas y la subestación y las características de aislamiento del equipo y de los pararrayos, que dependen de la amplitud y forma de la onda de la sobretensión. Se dan referencias en el anexo F. Como recomendación general, la dependencia de la soportabilidad del aislamiento con respecto a la forma de la sobretensión, debe ser también considerada en la determinación de las amplitudes representativas. Esto, en particular, se aplica al aislamiento externo y al aislamiento papel-aceite, para los cuales la curva tensión-tiempo del aislamiento puede apuntar amplitudes representativas substancialmente más bajas que los valores de cresta de la sobretensión. Para GIS o aislamiento sólido, esta diferencia es despreciable y la amplitud de la sobretensión representativa es igual a la cresta de la sobretensión. Un método simplificado para estimar la distribución de probabilidad de la amplitud de sobretensión representativa a causa de rayo se da en el anexo F. El valor máximo previsto de la amplitud de sobretensión de rayo representativa es, en cada caso, el valor de truncamiento de la distribución de probabilidad o un valor obtenido de la experiencia en redes existentes. Se incluyen métodos de estimación de estos valores también en el anexo F.

a1: a2: a3: a4: Zg: U:

longitud del conductor que conecta el pararrayos a la línea longitud del conductor que conecta el pararrayos a tierra longitud del conductor de fase entre el pararrayos y el equipo protegido longitud de la parte activa del pararrayos impedancia de puesta a tierra sobretensión incidente

Fig. 3 − Diagrama de la conexión del pararrayos al objeto protegido

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2.3.5 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 de frente por debajo de 0,1 µs. 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 varias veces. La amplitud de la sobretensión depende de la construcción del seccionador y de la configuración de la subestación. Puede asumirse que se puede conseguir limitación con 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 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 espera, sin embargo, que las sobretensiones de frente muy rápido no tengan influencia en la selección de las tensiones soportadas asignadas.

3 TENSIÓN SOPORTADA DE COORDINACIÓN 3.1 Características de soportabilidad del aislamiento En todos los materiales, la conducción se produce a causa de la migración de partículas cargadas. Los conductores tienen un gran número de electrones relativamente libres, que se deslizan con la aplicación de campo eléctrico, mientras que los aislantes tienen muy pocos electrones libres. Cuando el esfuerzo eléctrico en un aislante se incrementa a un nivel suficientemente alto, la resistividad a lo largo de un camino a través del aislamiento cambiará de un valor alto a un valor comparable al de un conductor. A este cambio se le llama descarga disruptiva. Las descargas disruptivas tienen lugar en tres etapas principales: − la ionización inicial en un punto o puntos; − el crecimiento de un canal ionizado a través del intervalo; − el salto en el intervalo y la transición a una descarga automantenida. Un número de factores influencia la soportabilidad del aislamiento. Tales factores incluyen: − la magnitud, forma, duración y polaridad de la tensión aplicada; − la distribución de campo eléctrico en el aislamiento: campo eléctrico homogéneo o no homogéneo, electrodos adyacentes al intervalo considerado y su potencial;

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− el tipo de aislamiento: gaseoso, líquido, sólido, o una combinación de ellos. El contenido de impurezas y la presencia de inhomogeneidades locales; − el estado físico del aislamiento: temperatura, presión y otras condiciones ambientales, fatigas mecánicas, etc. La historia del aislamiento puede también tener importancia; − la deformación del aislamiento bajo fatiga, efectos químicos, efectos en la superficie del conductor, etc. La descarga disruptiva en aire depende en gran medida de la configuración del intervalo y de la polaridad y forma de onda del esfuerzo de tensión aplicado. Además, las condiciones relativas atmosféricas condicionan la descarga disruptiva al margen de la forma y polaridad del esfuerzo aplicado. Las relaciones obtenidas en medidas de laboratorio para la soportabilidad de las descargas disruptivas en aire se refieren a las condiciones atmosféricas normalizadas definidas en la Norma CEI 60060-1, por ejemplo: − temperatura: 20 ºC; − presión: 101,3 kPa (1013 mbar); − humedad absoluta: 11 g/m3. También se han efectuado medidas de laboratorio para condiciones no normalizadas, incluyendo baja densidad del aire, elevada humedad relativa, contaminación, hielo y nieve, temperaturas elevadas y la presencia de partículas de combustión. En cuanto al aislamiento exterior, los efectos de la humedad, lluvia y contaminación superficial, son particularmente importantes. La Norma CEI 60060-1 también define los procedimientos de ensayo del aislamiento externo en condiciones húmedas y secas. En el caso de aparamenta aislada en gas, el efecto de la presión interna y la temperatura, así como las inhomogeneidades locales e impurezas tienen un papel significativo. En aislamientos líquidos, las partículas de impurezas, las burbujas causadas por efectos físicos y químicos o por descargas locales, pueden reducir drásticamente la soportabilidad del aislamiento. Es importante tener en cuenta también que el conjunto de degradaciones químicas del aislamiento puede tender a aumentar con el tiempo. Lo mismo se aplica también en el caso de aislamientos sólidos. En estos casos, la rigidez dieléctrica puede también ser afectada por esfuerzos mecánicos. El proceso de descarga disruptiva es también de naturaleza estadística y esto debe ser tenido en cuenta. Debido a las características de regeneración del aislamiento autorregenerable, su respuesta estadística a los esfuerzos puede ser obtenida por medio de ensayos adecuados. Por lo tanto, el aislamiento autorregenerable, se describe típicamente por la tensión soportada estadística correspondiente a una probabilidad de tensión soportada del 90%. Para el aislamiento no autorregenerable, la naturaleza estadística de la rigidez dieléctrica normalmente no puede definirse por ensayo y entonces se asume que la tensión soportada se corresponde con la aplicación de una probabilidad de soportabilidad del 100%. (Véase la definición 3.23 de la Norma CEI 60071-1). El viento tiene influencia en el diseño del aislamiento, especialmente en el caso de líneas aéreas que emplean cadenas de aisladores de libre oscilación. Usualmente, el efecto es únicamente importante en la selección de longitudes de los intervalos en el aire sobre la base de la soportabilidad a las frecuencias industriales e impulsos tipo maniobra. Los apartados 3.1.1 a 3.1.4, aportan información de los distintos factores que influencian la respuesta del aislamiento. Para una información más detallada, se hace referencia al documento técnico CIGRE [7]. 3.1.1 Influencia de la polaridad y forma de la sobretensión 3.1.1.1 Influencia de la polaridad de la sobretensión. En las geometrías de electrodos típicas, que se encuentran en las aplicaciones de alta tensión, en la mayoría de los casos, el conductor energizado sufre un mayor esfuerzo que el conductor puesto a tierra. En aislamientos al aire, si el electrodo con mayor esfuerzo está cargado positivamente, la tensión de descarga en el intervalo será menor que si el electrodo con mayor esfuerzo está cargado negativamente. Esto es porque la propagación del fenómeno de ionización sucede más fácilmente bajo esfuerzo positivo que negativo.

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Cuando ambos electrodos están sometidos a esfuerzos similares, se producirán dos procesos de descarga, con características tanto positivas como negativas. Si está claro qué polaridad será más severa para un sistema de aislamiento y configuración de intervalo particular, el diseño se basará en dicha polaridad; en otro caso, ambas polaridades deben considerarse. 3.1.1.2 Influencia de la forma de la sobretensión. Bajo el esfuerzo de un impulso, la tensión de descarga depende también en general de la forma del impulso. Para impulsos de frente lento, la rigidez del aislamiento externo depende más del frente del impulso que de su cola. La cola llega a ser especialmente importante sólo en el caso de contaminación de la superficie externa del aislamiento. Se asume que la rigidez del aislamiento interno será afectada solo por el valor de cresta. Para el aislamiento externo, es típico que para cada longitud del intervalo, en el aire hay un impulso definido por tiempo hasta el valor de cresta, para el cual la tensión de descarga es mínima (el tiempo crítico hasta el valor de cresta). Normalmente el mínimo está en el margen de tiempo hasta el valor cresta, para sobretensiones de frente lento. Cuanto mayor es la longitud del intervalo en el aire, más pronunciado es el mínimo. Para intervalos en el aire en la gama I, el efecto es despreciable y puede ser ignorado. Para distancias en el aire usadas en la gama II, esta tensión mínima de descarga es, para todas las intenciones y propósitos, igual a la tensión de descarga normalizada de 250 µs de tiempo hasta el valor de cresta. Esto significa que el empleo de la tensión soportada del aislamiento con la forma de tensión normalizada 250/2500 µs, da lugar a un diseño conservador del aislamiento para sobretensiones de frente lento. En algunas redes en las que las sobretensiones de frente lento tienen frentes mucho más largos que el normalizado, puede utilizarse ventajosamente la mayor rigidez del aislamiento para estos frentes. La tensión de descarga del aislamiento externo, bajo el esfuerzo de impulsos tipo rayo, decrece con el incremento en la duración de la cola. Para tensiones soportadas, esta disminución se desprecia y se asume que la tensión de descarga sea igual a aquella bajo el impulso tipo rayo normalizado 1,2/50 µs. Sin embargo, alguna reducción puede conseguirse en la estructura del aislamiento, por ejemplo, en subestaciones a la intemperie protegidas por pararrayos, cuando pueden tomarse en consideración la forma de la sobretensión de rayo y su efecto en la rigidez del aislamiento. 3.1.2 Aislamiento fase-fase y longitudinal. La rigidez dieléctrica fase-fase y longitudinal de las estructuras de aislamiento, depende de la relación entre las dos componentes de tensión en los dos terminales. Esta dependencia es muy importante para el aislamiento externo en gama II o en subestaciones bajo envolvente metálica trifásica. En aislamientos externos en gama II, la respuesta del aislamiento a las sobretensiones de maniobra fase-fase, depende del valor de α, que correlaciona los componentes de esfuerzo de tensión positivos y negativos (véase el anexo D); los ensayos para verificar la tensión soportada requerida, deberán por lo tanto ser diseñados para reflejar este fenómeno. La forma de la sobretensión representativa normalizada en la Norma CEI 60071-1, es una sobretensión combinada compuesta de dos componentes sincronizadas de polaridad opuesta; la positiva es un impulso normalizado tipo maniobra, mientras que la negativa es un impulso con tiempo hasta el valor de cresta y tiempo hasta su semivalor no menores que aquellos de la componente positiva. Para aislamientos afectados por el valor relativo de las dos componentes, por lo tanto, la amplitud de sobretensión existente, deberá convertirse en la amplitud representativa que tenga en cuenta las características de respuesta del aislamiento (véase el 2.3.3.1 y el anexo D, donde se muestra un ejemplo particular). Para estructuras de aislamiento longitudinal, las componentes de tensión se especifican por las sobretensiones representativas (véase el capítulo 2). Los valores para la desviación típica para la soportabilidad del aislamiento fase-tierra dados en 3.1.4, pueden también aplicarse a la soportabilidad del aislamiento externo fase-fase o del aislamiento longitudinal, cuando la tensión de cebado al 50% se toma como la suma de las componentes aplicadas a los dos terminales. 3.1.3 Influencia de las condiciones atmosféricas en el aislamiento externo. Las tensiones de cebado en los intervalos en el aire, dependen del contenido de humedad y densidad del aire. La soportabilidad del aislamiento se incrementa con la humedad absoluta del aire hasta el punto en que se forma condensación en las superficies del aislador. La soportabilidad del aislamiento disminuye cuando disminuye la densidad del aire. Una descripción detallada de los efectos de la densidad del aire y humedad absoluta, se da en la Norma CEI 60060-1 para diferentes tipos de esfuerzos de tensión.

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Cuando se determina la tensión soportada de coordinación, debe tenerse en cuenta que las más adversas condiciones desde el punto de vista de la rigidez dieléctrica (por ejemplo, baja humedad absoluta, baja presión del aire y alta temperatura) no ocurren por lo general simultáneamente. Además, para un lugar dado, las correcciones aplicables para las variaciones de humedad y temperatura ambiente, se cancelan mutuamente a todos los efectos. Por lo tanto, la estimación de la soportabilidad puede basarse usualmente en las condiciones ambientales medias en el lugar. Para aisladores, la posible reducción de la tensión soportada a consecuencia de la nieve, hielo, rocío o niebla, deben tomarse en consideración. 3.1.4 Probabilidad de descarga disruptiva en el aislamiento. No hay ningún método actualmente disponible, para la determinación de la probabilidad de descarga disruptiva en una pieza de aislamiento no autorregenerable. Por lo tanto, se asume que la probabilidad de soportabilidad cambia del 0% al 10% del valor que define la tensión soportada. Para el aislamiento autorregenerable, la capacidad de soportar esfuerzos dieléctricos causados por la aplicación de un impulso de una forma dada pueden ser descritos en términos estadísticos. Los métodos a seguir en la determinación de la curva probabilística de soportabilidad se dan en la Norma CEI 60060-1. Para un aislamiento dado, y para impulsos de forma dada y diferentes valores de cresta U, una probabilidad de descarga P puede ser asociada con cada valor posible de U, estableciendo por lo tanto una relación P = P(U). Normalmente, la función P es monótona creciente con los valores de U. La curva resultante puede ser definida por tres parámetros. a) U50: correspondiente a la tensión bajo la cual el aislamiento tiene un 50% de probabilidad de cebado o contorneo. b) Z: la desviación típica, que representa la dispersión de tensiones de cebado. Se define como la diferencia entre las tensiones correspondientes a las probabilidades de contorneo 50% y 16%, según se muestra en la ecuación (4): Z = U50 – U16

(4)

c) U0: la tensión de truncamiento. La tensión máxima, por debajo de la cual la descarga disruptiva ya no es posible. La determinación de este valor, sin embargo, no es posible por ensayos prácticos. Usualmente la función P 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 de la ecuación (4). El punto de truncamiento frecuentemente no se considera para simplificar. Para la aplicación del método estadístico en la coordinación del aislamiento para sobretensiones de frente lento, el empleo de la distribución de probabilidad acumulativa de Weibull modificada dada en la ecuación (5), tiene ventajas con respecto a la distribución de Gauss (ventajas explicadas en el anexo C). La ecuación (5) representa una función acumulativa de Weibull con los parámetros elegidos para ajustarse a la función de probabilidad acumulativa de Gauss al 50% y 16% de la probabilidad de contorneo y para truncar la distribución a U50 – NZ (véase el anexo C).

1+ x  γ   P(U ) = 1- 0,5 N

(5)

donde x = (U-U50)/Z x

es el número de desviación típica correspondiente a U y;

N

es el número de desviación típica correspondiente a la tensión de truncamiento U0, para la cual P (U0) = 0

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Para una desviación típica de distribución de probabilidad de Gauss (con x = –1), P(U) = 0,16 en la ecuación (5). Si se elige N = 4, el valor exacto de γ ha de ser 4,83 en la ecuación (5). Aproximar este valor a γ = 5, no produce errores apreciables, de modo que la distribución de Weibull modificada propuesta en esta guía, se describe en la ecuación (6).

 1+ x  5   P(U ) = 1- 0,5 4

(6)

La figura 4, ilustra esta distribución de Weibull modificada, conjuntamente con la distribución de Gauss a la que se ajusta. La figura 5 muestra las mismas distribuciones en escalas de probabilidad de Gauss. Para cálculos estadísticos del comportamiento previsible en campo, deberá hacerse uso de datos detallados, obtenidos en campo o ensayos de laboratorio. En ausencia 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), y; − para impulsos tipo maniobra: Z = 0,06 U50 (kV) La influencia de las condiciones atmosféricas (referencia en 3.1.3) se incluye en los valores derivados de las desviaciones típicas dadas arriba. En la Norma CEI 60071-1, el parámetro U10 (obtenido de la ecuación (5)), correspondiente a la probabilidad de soportabilidad 90%, se emplea para describir la distribución de probabilidad de soportabilidad conjuntamente con la desviación típica: U10 = U50 – 1,3 Z

(7)

El anexo C contiene información detallada y fórmulas estadísticas para la aplicación en el contexto de muchos aislamientos idénticos en paralelo cuando se someten a esfuerzos simultáneamente. El anexo G contiene una guía para la determinación de la soportabilidad del aislamiento en el aire, bajo distintas clasificaciones de sobretensión. 3.2 Criterio de comportamiento Conforme a la definición 3.22 de la Norma CEI 60071-1, 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 red, pueden tener diferentes consecuencias. Por ejemplo, en un sistema mallado, un fallo permanentemente 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 lo 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 los tiempos de reparación. Para líneas aéreas, las tasas de fallo aceptables debidos a rayos, varían en el rango 0,1/100 km/año hasta 20/100 km/año (el número mayor, corresponde a líneas de distribución). Las 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 ordenes de magnitud.

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3.3 Procedimientos de coordinación de aislamiento La determinación de las tensiones soportadas de coordinación consiste en determinar los valores más bajos de tensiones soportadas del aislamiento que cumple el criterio de comportamiento cuando se le somete a las sobretensiones representativas en condiciones de servicio. Están en uso dos métodos para la coordinación del aislamiento a los transitorios de sobretensión: un método determinista y otro estadístico. Sin embargo, muchos de los procedimientos aplicados son una mezcla de ambos métodos. Por ejemplo, algunos factores empleados en el método determinista, han sido deducidos de consideraciones estadísticas o algunas variaciones estadísticas han sido despreciadas en los métodos estadísticos. Método determinista El método determinista se aplica normalmente cuando no se dispone de información obtenida de ensayos, de los posibles tasas de fallo del equipo que pueden esperarse en servicio. Con el método determinista: − cuando el aislamiento se caracteriza por su tensión soportada convencional prevista (Pw = 100%), el valor de soportabilidad se selecciona igual a la tensión soportada de coordinación, obtenida multiplicando la sobretensión representativa (un máximo previsto) por un factor de coordinación Kc, que tiene en cuenta los efectos de las incertidumbres en las hipótesis para estos dos valores (la tensión soportada prevista y la sobretensión representativa); − cuando, del mismo modo que para aislamiento externo, el aislamiento se caracteriza por la tensión soportada estadística (Pw = 90%), Kc debe tener en cuenta también la diferencia entre esta tensión y la tensión soportada prevista. Con este método, no se hace referencia a las tasas de fallo posibles del equipo en servicio. Ejemplos típicos son: − coordinación de aislamientos internos contra sobretensiones de frente lento, cuando el aislamiento está protegido por pararrayos. − protección con pararrayos contra sobretensiones causadas por rayo, en equipos conectados a líneas aéreas, para los que se dispone de experiencia con equipos similares. Método estadístico El método estadístico se basa en la frecuencia de ocurrencia de un origen específico, la distribución de probabilidad de sobretensión relativa a este origen y la probabilidad de descarga del aislamiento. Alternativamente, el riesgo de fallo puede ser determinado combinando sobretensión y cálculos de probabilidad de descarga simultáneamente, descarga por descarga, tomando en consideración la naturaleza estadística de las sobretensiones y descargas por procedimientos adecuados, por ejemplo, empleando los métodos de Monte Carlo. Por repetición de los cálculos para distintos tipos de aislamientos y para diferentes estados de la red, puede obtenerse la proporción de fallos totales (tasa de indisponibilidad) del sistema debido a fallos del aislamiento. Por tanto, la aplicación de la coordinación estadística del aislamiento aporta la posibilidad de estimar directamente la frecuencia de fallo como función de los factores seleccionados en el diseño del sistema. En principio, incluso la optimización del aislamiento sería posible, si los costes de los cortes pudieran relacionarse con los distintos tipos de fallos. En la práctica, esto es muy difícil, debido a la dificultad de evaluar las consecuencias de fallos uniformes del aislamiento en los distintos estados operativos de la red y debido a la incertidumbre del coste de la energía no suministrada. Por lo tanto, usualmente es mejor sobredimensionar ligeramente el aislamiento del sistema en lugar de optimizarlo. El diseño del aislamiento del sistema está basado en la comparación de riesgos, correspondiente a las diferentes alternativas de diseño.

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3.3.1 Procedimientos de coordinación de aislamiento para tensión permanente (a frecuencia industrial y sobretensión temporal. La tensión soportada de coordinación para la tensión permanente a frecuencia industrial es igual a la tensión más elevada fase-fase de la red y esta tensión, dividida por 3 para aislamientos fase-tierra (es decir igual al valor máximo previsto para las tensiones representativas, dado en 2.3.1) con una duración igual a la vida en servicio. Con el método determinista, la tensión soportada de coordinación de corta duración, es igual a la sobretensión temporal representativa. Cuando se adopta un procedimiento estadístico y la sobretensión temporal representativa viene dada por una frecuencia de distribución característica amplitud/duración (véase 2.3.2), el aislamiento que cumple el criterio de comportamiento debe determinarse, y la amplitud de la tensión soportada de coordinación será igual a la que corresponde a la duración de 1 min en la característica amplitud/duración de soportabilidad del aislamiento. 3.3.1.1 Contaminación. Cuando está presente la contaminación, la respuesta del aislamiento externo a las tensiones a frecuencia industrial, cobra importancia y puede dictar el diseño del aislamiento externo. El contorneo del aislamiento ocurre generalmente cuando la superficie está contaminada y se humedece debido a llovizna, nieve, rocío o niebla sin un efecto de lavado significativo. Con el propósito de normalizar, se especifican cuatro niveles cualitativos de contaminación. La tabla 1 da una descripción, para cada nivel de contaminación, de algunos ambientes correspondientes típicos. Los aisladores deben soportar la tensión más elevada de la red en condiciones de contaminación continuamente con un riesgo aceptable de contorneo. Las tensiones soportadas de coordinación se toman iguales a las sobretensiones representativas y el criterio de comportamiento se satisface eligiendo una soportabilidad de la severidad de contaminación en relación con la severidad del lugar. Por lo tanto, la tensión soportada de coordinación a frecuencia industrial de larga duración deberá corresponder a la tensión más elevada de la red para aisladores fase-fase y este valor, dividido por 3 para aisladores fase-tierra. Puede efectuarse una estimación del nivel de contaminación para un área específica conforme a la tabla 1. Con vistas a una evaluación cuantitativa del nivel de contaminación del lugar mediante medidas, hay disponible información en la Norma CEI 60815. Distintos tipos de aisladores e incluso distintas orientaciones del mismo tipo de aisladores, pueden acumular contaminación en distintas proporciones, en el mismo ambiente. Además, para el mismo grado de contaminación pueden mostrar diferentes características de contorneo. Además, variaciones en la naturaleza del contaminante, puede hacer que algunas formas de aislador sean más efectivas que otras. Por lo tanto, a propósito de la coordinación, debe efectuarse una medida de la severidad de la contaminación por cada tipo de aislador que se emplee. En el caso de lugares con elevado grado de contaminación, el engrasado o el lavado de las superficies del aislador, puede ser considerado. Para información, la tabla 1 incluye líneas de fuga específicas necesarias para soportar la contaminación de las cuatro clases, aunque estas distancias se refieren más al diseño del aislamiento que a su coordinación de aislamiento. Además, la Norma CEI 60507 correlaciona, para cada nivel de contaminación de la tabla 1 un margen de severidades de contaminación soportadas para que se tengan en cuanta en los ensayos de contaminación artificial. Queda al criterio de los comités de producto, definir las exigencias de ensayo a fin de verificar la soportabilidad de los aisladores en condiciones de contaminación.

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Tabla 1 Líneas de fuga recomendadas Nivel de contaminación

Ejemplos de entornos típicos

Línea de fuga específica nominal mínima mm/kV1)

− Zonas sin industrias y con baja densidad de viviendas equipadas con calefacción I Ligero

− Zonas con baja densidad de industrias o viviendas, pero sometidas a viento o lluvias frecuentes − Zonas agrícolas2)

16,0

− Zonas montañosas Todas estas zonas están situadas al menos de 10 km a 20 km del mar y no están expuestas a vientos directos desde el mar3) − Zonas con industrias que no producen humo especialmente contaminante y/o con densidad media de viviendas equipadas con calefacción II Medio

− Zonas con elevada densidad de viviendas y/o industrias pero sujetas a vientos frecuentes y/o lluvia

20,0

− Zonas expuestas a vientos desde el mar, pero no muy próximas a la costa (al menos distantes bastantes kilómetros)3) 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

− Zonas, generalmente de extensión moderada, sometidas a polvos conductores y a humo industrial que produce depósitos conductores particularmente espesos. IV Muy fuerte

− 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.

31,0

− Zonas desérticas, caracterizadas por no tener lluvia durante largos periodos, expuestos a fuertes vientos que transportan arena y sal, y sometidas a condensación regular. 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 (fasefase). 2) 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.

3.3.2 Procedimientos de coordinación de aislamiento para sobretensiones de frente lento 3.3.2.1 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.

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Para equipo protegido por pararrayos, la sobretensión máxima prevista 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 [4]. Para cubrir este efecto, se propone evaluar el factor de coordinación determinista Kcd dependiendo de la relación entre el nivel de protección a impulsos tipo maniobra del pararrayos Ups y el valor 2% de las sobretensiones previstas fase-tierra Ue2. La figura 6 establece esta dependencia. Para equipo no protegido por pararrayos, la sobretensión máxima prevista, es igual al valor de truncamiento (Uet ó Upt) de acuerdo con 2.3.3.1 y el factor de coordinación determinista es Kcd = 1.

Fig. 4 − Probabilidad de descarga disruptiva del aislamiento autorregenerable, representado en escala lineal

Fig. 5 − Probabilidad de descarga disruptiva del aislamiento autorregenerable, representado en escala gaussiana

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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.

Fig. 6 − Evaluación del factor de coordinación determinista Kcd

3.3.2.2 Método estadístico (y riesgo de fallo correspondiente). Al aplicar el método estadístico, es necesario establecer primero un riesgo de fallo aceptable, como se describe en 3.2, basado en un análisis técnico y económico y en la experiencia de servicio. El riesgo de fallo da la probabilidad de fallo del aislamiento. La tasa 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 en esta guía, 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: − otros valores de cresta diferentes del mayor, en la forma de cualquier sobretensión dada, se desprecian; − la forma de onda correspondiente al valor de cresta más alto, se toma como idéntica a la del impulso tipo maniobra normalizado; − los valores de cresta más altos de sobretensión se toman todos de la misma polaridad, precisamente la más severa para el aislamiento.

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Una vez que se dan la distribución de frecuencia de las sobretensiones y la correspondiente distribución de probabilidad de descarga del aislamiento, el riesgo de fallo del aislamiento entre fase y tierra puede calcularse como sigue: R=

I f (U ) × P(U )dU

∞

(8)

o

donde f (U) = es la densidad de probabilidad de las sobretensiones; P(U) = es la probabilidad de contorneo del aislamiento bajo un impulso de valor U (véase la figura 7).

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.

Fig. 7 − Evaluación del riesgo de fallo Si se produce más de un valor de cresta independiente, el riesgo total para una fase puede ser 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 tres valores de cresta positivos que suponen riesgos de fallo R1, R2 y R3, el riesgo de fallo fasetierra para la maniobra es: R = 1 – (1 – R1) (1 – R2) (1 – R3)

(9)

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Si la distribución de sobretensión, está basada en el método fase-cresta (véase 2.3.3.1) y los aislamientos en las tres fases son los mismos, el riesgo total de fallo es: Rtotal = 1 – (1 – R)3

(10)

Si el método caso-cresta (véase 2.3.3.1) se emplea, el riesgo total es: Rtotal = R NOTA − Si una de las polaridades de la sobretensión, es sustancialmente más severa para la soportabilidad de aislamiento, los valores de riesgo pueden ser divididos por dos.

El riesgo de fallo para los aislamientos fase-tierra y fase-fase, puede ser determinado separadamente de este modo simple, únicamente si las distancias entre los dos son suficientemente grandes como para que el contorneo a tierra y entre fases no esté basado en el mismo suceso físico. 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. [6] Para el importante caso de aplicación del método estadístico a varios aislamientos en paralelo idénticos, véase la discusión detallada en el anexo C. 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 pueden ser definidas las distribuciones de sobretensión y soportabilidad del aislamiento, por un punto en cada una de dichas curvas. La distribución de sobretensión se identifica por la sobretensión estadística, que es la sobretensión que tiene un 2% de probabilidades 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% 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 afectado sólo ligeramente, por cambios en los parámetros de la distribución de sobretensión. Esto es debido al hecho de que el 2% de los valores elegidos como probabilidad de referencia de la sobretensión recaen en aquella parte de la distribución de sobretensión que aporta mayor contribución al riesgo de fallo en el intervalo de riesgo considerado. La figura 8 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, detallados en el anexo D, cuando la distribución Gaussiana se aplica 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%, tal como se dan en el anexo D. Las variaciones extremas en la desviación de la soportabilidad del aislamiento, distribución marcadamente no Gaussiana de sobretensión y, más que nada, la forma de sobretensión pueden ocasionar que haya un error en la curva tan grande como un orden de magnitud. Por otra parte, las curvas muestran que un variación de un orden de magnitud en el riesgo corresponde únicamente a un 5% de variación en la soportabilidad del aislamiento.

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Parámetros de sobretensión: véase 2.3.3.1 y el anexo D Parámetros de soportabilidad: véase 3.1.4

Fig. 8 −Riesgo de fallo del aislamiento externo para sobretensiones de frente lento en función del factor de coordinación estadístico Kcs

3.3.3 Procedimiento de coordinación de aislamiento para sobretensiones de frente rápido 3.3.3.1 Método determinista. Para las sobretensiones de rayo de frente rápido, se aplica un factor de coordinación determinista Kcd = 1 a los valores máximos previstos de las sobretensiones. Ello se debe a que para las sobretensiones de 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 (véase 3.3.2.1).

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3.3.3.2 Método estadístico. El método estadístico recomendado en esta guía se basa en la distribución de probabilidad de las sobretensiones de rayo representativas (véase el anexo F). Dado que la distribución de frecuencias de las sobretensiones se obtiene dividiendo su tasa de retorno por el número total de sobretensiones y que la densidad de probabilidad f(U) es la derivada del resultado, el riesgo de fallo se calcula por los procedimientos indicados en 3.3.2.2. La tasa de fallo del aislamiento es igual al riesgo de fallo multiplicado por el número total de sobretensiones de rayo. Para el aislamiento interno la tensión soportada prevista tiene una probabilidad de soportabilidad del 100% (véase la definición 3.23 de la Norma CEI 60071-1). La probabilidad de soportabilidad a tensiones superiores se supone del 0%. 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. NOTA − 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.

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.

4 TENSIÓN SOPORTADA ESPECIFICADA 4.1 Consideraciones generales La tensión soportada especificada a verificar en condiciones de ensayo de tipo normalizadas 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 toda la vida del material en el lugar donde esté instalado. Para conseguirlo deben considerarse dos tipos principales de factores 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 las de los ensayos normalizados de tensión soportada. 4.2 Corrección atmosférica 4.2.1 Consideraciones generales. 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 2 000 m y su aplicación a altitudes superiores debe hacerse con precaución. A los efectos de la coordinación de aislamiento son de aplicación las siguientes recomendaciones adicionales: a) 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; b) para la determinación del factor de corrección atmosférico aplicable, puede considerarse que los factores de corrección de la temperatura y de la humedad ambientes 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 y bajo lluvia. NOTA − Esta 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.

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4.2.2 Corrección de altitud. El factor de corrección Ka se basa en la variación de la presión atmosférica en función de la altitud tal como se indica en la Norma CEI 60721-2-3. El factor de corrección puede calcularse con la fórmula:





K a = e m  8 150  H

(11)

donde H m= m m=

es la altitud sobre el nivel del mar (en metros) y el valor de m es el siguiente: 1,0 para las tensiones soportadas de coordinación a impulsos tipo rayo; de acuerdo con la figura 9 para las tensiones soportadas de coordinación a impulsos tipo maniobra; 1,0 para tensiones soportadas a frecuencia industrial de corta duración de las distancias en el aire y de aisladores limpios.

NOTA − El exponente m depende de varios parámetros incluyendo la distancia mínima de descarga que generalmente se desconoce en la fase de especificación. Sin embargo, a los efectos de la coordinación de aislamiento, para la corrección de las tensiones soportadas de coordinación a impulsos tipo maniobra pueden utilizarse las estimaciones conservadoras de m dadas en la figura 9. La determinación del exponente m se basa en la Norma CEI 60060-1 en la que los valores dados se han obtenido a partir de medidas efectuadas a altitudes de hasta 2 000 m. Además se han utilizado valores conservadores del factor de intervalo para todos los tipos de aislamiento (véase el anexo G).

Para aisladores contaminados, el valor del exponente m está en estudio. Para los ensayos 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.

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.

Fig. 9 − Relación entre el exponente m y la tensión soportada de coordinación a impulsos tipo maniobra

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4.3 Factores de seguridad En el anexo B de la Norma CEI 60505 se indican los principales factores de influencia y los modos de funcionamiento asociados para aislamientos eléctricos. Corresponden a las siguientes solicitaciones de servicio: − solicitaciones térmicas; − solicitaciones eléctricas; − solicitaciones ambientales; − solicitaciones mecánicas. Los factores a aplicar compensan: − 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; − otros factores de influencia desconocidos. El peso relativo de estos factores y modos de funcionamiento puede variar para los diferentes tipos de equipo. 4.3.1 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. A los efectos de la coordinación de aislamiento, se considera que el aislamiento externo no envejece. Los aislamientos que contienen materiales orgánicos son una excepción cuyo envejecimiento requiere una cuidadosa investigación, especialmente cuando se utilizan en el exterior. El envejecimiento de los aislamientos internos puede ser importante y debería ser cubierto por los factores de seguridad dados en el apartado 4.3.4. 4.3.2 Dispersión de fabricación y montaje. Las tensiones soportadas asignadas se verifican por medio de un ensayo de tipo , a menudo efectuado sobre una parte representativa de un conjunto o por un ensayo aplicado solamente a una parte del sistema de aislamiento. Como el material en servicio puede diferir del que ha sido sometido a los ensayos de 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 dados en el apartado 4.3.4. 4.3.3 Imprecisión de la tensión soportada. Para los aislamientos externos, además de la imprecisión estadística inherente al procedimiento utilizado para los ensayos de tipo , deben tenerse en cuenta las posibles diferencias entre el montaje de ensayo y el montaje real en servicio así como la influencia del ambiente del laboratorio. Estas desviaciones deben estar incluidas en los factores de seguridad dados en el apartado 4.3.4. Los aislamientos internos cuya probabilidad de soportabilidad se supone igual al 100% en el apartado 3.2.3 de la Norma CEI 60071-1, se someten habitualmente a tres impulsos en ensayo de tipo, y la incertidumbre estadística de este ensayo debe ser cubierta por el factor de seguridad dado en el apartado 4.3.4 (véase también el apartado 5.3.2).

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4.3.4 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. NOTA − 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".

5 TENSIÓN SOPORTADA NORMALIZADA Y PROCEDIMIENTOS DE ENSAYO 5.1 Consideraciones generales Las tablas 2 y 3 de la Norma CEI 60071-1, especifican respectivamente las tensiones soportadas normalizadas Uw para las gamas I y II. En ambas tablas, las tensiones soportadas normalizadas están agrupadas en niveles de aislamiento normalizados asociados a los valores de la tensión más elevada para el material Um. En la gama I, las tensiones soportadas normalizadas incluyen la tensión soportada de corta duración a frecuencia industrial y la tensión soportada a impulso tipo rayo. En la gama II las tensiones soportadas normalizadas incluyen la tensión soportada a impulso tipo maniobra y la tensión soportada a impulso tipo rayo. Los niveles de aislamiento normalizados dados en las tablas 2 y 3 de la Norma CEI 60071-1 reflejan la experiencia mundial en materia de sistemas de protección modernos y métodos de limitación de sobretensiones. Conviene que la selección de un nivel de aislamiento normalizado particular se base en el procedimiento de coordinación de aislamiento descrito en esta guía y tenga en cuenta las características de aislamiento del equipo particular considerado. 5.1.1 Tensión soportada a impulso tipo maniobra normalizada. En la tabla 3 de la Norma CEI 60071-1, las tensiones soportadas normalizadas a impulso tipo maniobra asociadas a un valor dado de la tensión más elevada para el material se han escogido teniendo en cuenta los puntos siguientes: a) para el equipo protegido contra sobretensiones de maniobra por medio de pararrayos: − los valores previstos de las sobretensiones temporales; − las características de los pararrayos actualmente disponibles; − los factores de coordinación y de seguridad entre el nivel de protección del pararrayos y la tensión soportada a impulso tipo maniobra del equipo b) para el equipo no protegido contra sobretensiones de maniobra por medio de pararrayos: − el riesgo aceptable de descargas disruptivas considerando el rango previsible de sobretensiones en el emplazamiento del equipo; − el nivel de limitación de sobretensiones económicamente razonable y que pueda obtenerse con una selección cuidadosa de los aparatos de maniobra y un diseño minucioso del sistema. 5.1.2 Tensión soportada a impulso tipo rayo normalizada. En la tabla 3 de la Norma CEI 60071-1 las tensiones soportadas a impulsos tipo rayo normalizadas asociadas a un valor dado de la tensión soportada a impulso tipo maniobra normalizado se han escogido teniendo en cuenta los puntos siguientes: a) para el material protegido por medio de pararrayos cercanos se pueden aplicar los valores bajos de la tensión soportada a impulso tipo rayo. Estos se han escogido teniendo en cuenta la relación entre el nivel de protección a impulso tipo rayo y el nivel de protección a impulso tipo maniobra que es probable alcanzar con pararrayos, y añadiendo los márgenes adecuados;

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b) para el material no protegido (o no protegido eficazmente) por medio de pararrayos, sólo deben usarse los valores más altos de las tensiones soportadas a impulso tipo rayo. Estos valores se basan en la relación típica entre las tensiones soportadas a impulso tipo rayo y a impulso tipo maniobra del aislamiento externo del equipo (tal como interruptores automáticos, seccionadores, transformadores de medida, etc.). Se han escogido de modo que el diseño del aislamiento sea determinado principalmente por su capacidad para soportar las tensiones de ensayo a impulso tipo maniobra; c) en unos pocos casos extremos, conviene tomar un valor más alto para la tensión soportada a impulso tipo rayo. Conviene elegir este valor más alto de entre los de la serie de valores normalizados contenida en el apartado 4.6 y 4.7 de la Norma CEI 60071-1. En la gama I, conviene que la tensión soportada de corta duración a frecuencia industrial o la tensión soportada a impulsos tipo rayo normalizada cubran las tensiones soportadas especificadas a impulso tipo maniobra entre fase y tierra , entre fases y longitudinal. En la gama II, conviene que la tensión soportada a impulso tipo maniobra normalizada cubra la tensión permanente a frecuencia industrial si el comité de producto afectado no ha especificado ningún valor, y la tensión soportada a frecuencia industrial de corta duración especificada. Para cumplir estos requisitos generales conviene convertir, utilizando los factores de conversión de ensayo dados en el apartado 5.2, las tensiones soportadas especificadas en formas de tensión para las que están especificadas tensiones soportadas normalizadas. Los factores de conversión de ensayo se han determinado a partir de resultados disponibles y dan valores conservadores de las tensiones soportadas asignadas. Deben por lo tanto utilizarse sólo en el sentido especificado. La Norma CEI 60071-1 deja al cuidado del comité de producto afectado la prescripción del ensayo de larga duración a frecuencia industrial destinado a demostrar el comportamiento del equipo frente al envejecimiento del aislamiento interno o a la contaminación externa. (véase también la Norma CEI 60517). 5.2 Factores de conversión de ensayo 5.2.1 Gama I. Si no se dispone de los factores adecuados (o especificados por el comité de producto interesado), la tabla 2 da 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 las tensiones soportadas de los componentes entre fases y longitudinales.

Tabla 2 Factores de conversión de ensayo para la gama I para convertir las tensiones soportadas a impulso tipo maniobra especificadas en tensiones soportadas a impulso tipo rayo y a frecuencia industrial de corta duración Aislamiento Aislamiento externo − distancias en el aire y aisladores limpios, en seco: − fase-tierra − fase-fase − aisladores limpios, bajo lluvia Aislamiento interno − GIS − aislamiento sumergido en un líquido − aislamiento sólido

Tensión soportada a frecuencia industrial de corta duración1)

Tensión soportada a impulso tipo rayo

0,6 + Urw/8 500 0,6 + Urw/12 700 0,6

1,05 + Urw/6 000 1,05 + Urw/9 000 1,3

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. 1) Los factores de conversión de ensayo incluyen un factor de 1/ 2 para convertir los valores de cresta en valores eficaces.

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5.2.2 Gama II. Si no se dispone de los valores adecuados (o especificados por los comités de producto interesados), la tabla 3 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. Tabla 3 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 Tensión soportada a impulso tipo maniobra

Aislamiento Aislamiento externo − distancias en el aire y aisladores limpios, en seco

1,4

− aislamientos limpios, bajo lluvia

1,7

Aislamiento interno − GIS

1,6

− aislamiento sumergido en un líquido

2,3

− aislamiento sólido

2,0

NOTA − Los factores de conversión de ensayo incluyen un factor de

2 para convertir los valores eficaces en valores de cresta.

5.3 Determinación de la soportabilidad del aislamiento por ensayos de tipo 5.3.1 Relación entre el procedimiento de ensayo y el tipo de aislamiento. La verificación de la rigidez dieléctrica del aislamiento se realiza mediante ensayos. La elección del tipo de ensayo para un equipo determinado debe tener en cuenta la naturaleza de su aislamiento o aislamientos. Los apartados 3.4 y 3.5 de la Norma CEI 60071-1 subdividen los tipos de aislamiento en "autorregenerables" y "no autorregenerables". Esto impone la selección del procedimiento de ensayo a adoptar para un equipo particular a partir de la lista de ensayos dada en el apartado 5.3 de la Norma CEI 60071-1 descrita con mayor amplitud en la Norma CEI 60060-1. Las informaciones y recomendaciones siguientes se dan como ayuda para la selección óptima de los ensayos de tipo a partir de consideraciones sobre la coordinación de aislamiento. Se ha tenido en cuenta el hecho de que muchos equipos comprenden tanto aislamientos autorregenerables como no autorregenerables. 5.3.2 Aislamiento no autorregenerable. Con el aislamiento no autorregenerable, una descarga disruptiva degrada las propiedades aislantes del aislamiento e incluso puede ser afectado por tensiones de ensayo que no causan descargas disruptivas. Por ejemplo, los ensayos de sobretensión a frecuencia industrial y los ensayos a impulso con inversión de polaridad pueden iniciar arborescencias en los aislamientos poliméricos y dará lugar a la generación de gases en los aislamientos líquidos o impregnados. Por estas razones, el aislamiento no autorregenerable se ensaya mediante la aplicación un número limitado de tensiones de ensayo al nivel de soportabilidad normalizado, es decir por el procedimiento A del apartado 20.1.1 de la Norma CEI 60060-1, en el cual se aplican tres impulsos de cada polaridad y el ensayo se considera satisfactorio si no se producen descargas disruptivas. A los efectos de la coordinación de aislamiento, conviene considerar que el equipo que satisface este ensayo tiene una tensión soportada prevista igual a la tensión de ensayo aplicada (es decir, la tensión de ensayo asignada). Dado que el número de impulsos de ensayo es reducido y que no se permite ningún fallo, no se puede deducir ninguna información estadística útil respecto a la tensión soportada real del equipo. Algunos equipos que contienen tanto aislamientos no autorregenerables como autorregenerables pueden considerarse, a los efectos de ensayo, como no autorregenerables si una descarga disruptiva durante el ensayo produce un daño significativo a la parte no autorregenerable del aislamiento (por ejemplo transformadores ensayados con pasatapas que tiene una mayor tensión soportada a impulso normalizada).

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5.3.3 Aislamiento autorregenerable. En el aislamiento autorregenerable es posible efectuar un gran número de aplicaciones de la tensión de ensayo, este número está limitado solo por las restricciones de ensayo y no por el aislamiento en sí, incluso en caso de descargas disruptivas. La ventaja de aplicar muchas veces la tensión de ensayo es la información estadística que puede obtenerse sobre el comportamiento del aislamiento. La Norma CEI 60060-1 normaliza tres métodos alternativos que conducen a la estimación de la tensión soportada del 90%. A los efectos de la coordinación de aislamiento, el método preferente para determinar U50 es el de subida y bajada con siete impulsos por grupo y al menos ocho grupos. Se puede deducir U10 suponiendo un valor de la desviación típica (véase apartado 3.1.4) o bien esta última puede determinarse por medio de un ensayo de niveles múltiples. Para evaluar el significado estadístico de este método de ensayo se puede consultar el anexo A de la Norma CEI 60060-1. 5.3.4 Aislamiento mixto. En los equipos cuyos aislamientos autorregenerables no pueden ensayarse separadamente de los no autorregenerables (por ejemplo pasatapas y transformadores de medida), es necesario un compromiso para la elección del método de ensayo. Esto es necesario para no dañar un aislamiento no autorregenerable satisfactorio mientras, al mismo tiempo, se intenta asegurar que el ensayo discrimine adecuadamente entre aislamientos autorregenerables satisfactorios y no satisfactorios. Por una parte, el aislamiento no autorregenerable conduce a efectuar pocas aplicaciones de la tensión de ensayo. Por otra parte el aislamiento autorregenerable requiere muchas aplicaciones de la tensión de ensayo (con fines de selectividad). La experiencia muestra que un compromiso aceptable es el procedimiento de ensayo de soportabilidad B, 20.1.2 de la Norma CEI 60060-1 (15 impulsos y sólo dos descargas disruptivas permitidas en las partes autorregenerables). La selectividad de este procedimiento puede expresarse como la diferencia entre los niveles reales de soportabilidad que resultarían en probabilidades del 5% y de 95% de satisfacer el ensayo tal como se indica en la tabla 4.

Tabla 4 Selectividad de los procedimientos de ensayo B y C de la Norma CEI 60060-1 Procedimiento de ensayo de CEI

Número de impulsos

B

15/2

C

3+9

Probabilidad en Nivel de soportabilidad Nivel de soportabilidad % de satisfacer el para una probabilidad para una probabilidad del 95% de satisfacer ensayo a U10 del 5% de satisfacer el el ensayo ensayo 82

82

U5,5

U36

(Uw+0,32 Z)

Uw – 0,92 Z

U4,6

U63

(Uw+0,40 Z)

(Uw – 1,62 Z)

Selectividad

1,24 Z

2,02 Z

Así, un equipo ensayado según el procedimiento B, cuya tensión soportada real esté en el límite de ser aceptado (la tensión soportada asignada y la tensión de ensayo del cual son ambas U10), tiene una probabilidad del 82% de satisfacer el ensayo. Un equipo mejor, con una tensión soportada U10 que supera en 0,32 Z la tensión normalizada Uw (cuyas tensiones asignada y de ensayo son ambas U5,5 ), tiene una probabilidad del 95% de satisfacer el ensayo. Un equipo mediocre, con una tensión soportada menor en 0,92 Z que el valor normalizado Uw (cuyas tensiones asignadas y de ensayo son ambas U36), tiene una probabilidad del 5% de satisfacer el ensayo. Esta selectividad del ensayo (1,24 Z) puede cuantificarse mejor suponiendo valores de Z de un 3% y un 6% de U50 para los impulsos tipo rayo y tipo maniobra respectivamente. (Debe tenerse en cuenta que Z no puede determinarse a partir de este ensayo) La selectividad del ensayo 15/2 se ilustra mejor en la figura 10 donde se compara con el ensayo ideal. Una alternativa al procedimiento de ensayo anterior es el procedimiento de ensayo C de tensión soportada, 20.1.3 de la Norma CEI 60060-1, que es una modificación del procedimiento americano. En este procedimiento se aplican tres impulsos de ensayo y se admite una sola descarga disruptiva en el aislamiento autorregenerable, en este caso se aplican nueve impulsos más y el ensayo se considera satisfactorio si no se produce ninguna descarga disruptiva. En la tabla 4 y en la figura 10, se compara la selectividad de este procedimiento con la del ensayo 15/2.

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Fig. 10 − Probabilidad P de que un equipo satisfaga un ensayo en función de la diferencia K entre la tensión soportada a impulso real y asignada

5.3.5 Limitaciones de los procedimientos de ensayo. Dado que el restablecimiento del aislamiento después de una descarga disruptiva es un proceso dependiente del tiempo, debe dejarse un intervalo de tiempo adecuado entre las aplicaciones de la tensión de ensayo para permitir que los aislamientos autorregenerables recuperen su rigidez dieléctrica plena. Es conveniente que los comités de producto especifiquen los límites de aceptabilidad (si los hay) de los intervalos de tiempo entre aplicaciones sucesivas de la tensión de ensayo, que dependen del tipo de aislamiento. Conviene también tener en cuenta la posible degradación de los aislamientos no autorregenerables por la repetida aplicación de las tensiones de ensayo, incluso sin que se produzcan descargas disruptivas. 5.3.6 Selección de los procedimientos de ensayo de tipo. Teniendo en cuenta las consideraciones precedentes, se hacen las siguientes recomendaciones para los ensayos realizados para los fines de la coordinación de aislamiento: − debería ensayarse el aislamiento autorregenerable con el método de subida y bajada (uno de los métodos descritos en el procedimiento de ensayo D de tensión soportada, 20.1.4 de la Norma CEI 60060-1); − debería ensayarse el aislamiento no autorregenerable con el ensayo de tensión soportada a tres impulsos (procedimiento de ensayo A de tensión soportada, 20.1.1 de la Norma CEI 60060-1); − en general, debería ensayarse los equipos que contienen tanto aislamientos autorregenerables como no autorregenerables (es decir aislamientos mixtos) con el ensayo 15/2 (procedimiento de ensayo B de tensión soportada, 20.1.2 de la Norma CEI 60060-1). Sin embargo, cuando el riesgo de propagación de arborescencias en el aislamiento no autorregenerable es una preocupación esencial, y el número de aplicaciones de la tensión se considera excesivo, el ensayo 3 + 9 (procedimiento de ensayo C, 20.1.3 de la Norma CEI 60060-1) es una alternativa aceptable; − además, cuando para los fines de la coordinación de aislamiento se requieren ensayos a frecuencia industrial, debería aplicarse los ensayos de tensión soportada a frecuencia industrial de corta duración (CEI 60071-1) tanto al aislamiento autorregenerable como al no autorregenerable y al mixto.

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5.3.7 Selección de las tensiones de ensayo de tipo. Para los equipos que contienen sólo aislamiento externo al aire, el ensayo se realiza con la tensión soportada normalizada aplicando los factores de corrección atmosféricos especificados en la Norma CEI 60060-1. Para los equipos que contienen sólo aislamientos internos, el ensayo se realiza con la tensión soportada normalizada sin corrección. Para los equipos que contienen tanto aislamientos internos como externos, debería aplicarse el factor de corrección atmosférico y realizar el ensayo con el valor corregido, siempre que el factor de corrección esté comprendido entre 0,95 y 1,05. Cuando el factor de corrección esté fuera de este rango, las alternativas indicadas a continuación son aceptables para los fines de la coordinación de aislamiento. 5.3.7.1 Tensión de ensayo del aislamiento externo superior a la del aislamiento interno (factor de corrección atmosférico > 1,05 ). El aislamiento externo sólo se puede ensayar correctamente cuando el interno está sobredimensionado. Si no es así, debería ensayarse el aislamiento interno con el valor normalizado y para el aislamiento externo los comités técnicos de producto pueden considerar las alternativas siguientes o se puede llegar a un acuerdo sobre ellas: − ensayo del aislamiento externo sobre maquetas; − interpolación a partir de resultados conocidos; − estimación de las tensiones soportadas a partir de las dimensiones. En general, el ensayo de aislamiento externo no es necesario si las distancias en el aire son iguales o mayores que las dadas en las tablas A.1, A.2, y A.3 del anexo A. En los ensayos de aisladores verticales bajo lluvia, la forma del aislador debería cumplir algunos requisitos adicionales. Hasta que no se disponga de más información, puede considerarse que estos requisitos se satisfacen si la forma del aislador está de acuerdo con las especificaciones de la Norma CEI 60815. En los ensayos a frecuencia industrial bajo lluvia, no son necesarios ensayos adicionales del aislamiento externo si las distancias en el aire son mayores a la tensión soportada a frecuencia industrial asignada dividida por 230 kV/m y la forma del aislador cumple con los requisitos de la Norma CEI 60815. 5.3.7.2 Tensión de ensayo del aislamiento externo inferior a la del aislamiento interno (factor de corrección atmosférico < 0,95). El aislamiento interno sólo puede ensayarse correctamente cuando el externo está sobredimensionado. Si no es así, debería ensayarse el aislamiento externo con los valores corregidos y, para el aislamiento interno, los comités técnicos de producto pueden considerar las alternativas siguientes o se puede llegar a un acuerdo sobre ellas: − ensayo del aislamiento interno con impulsos de una sola polaridad (generalmente negativa); − ensayo del aislamiento interno aumentando la tensión soportada del aislamiento externo, por ejemplo por medio de electrodos de control de efecto corona con diferente separación. Estas medidas de refuerzo no deberían afectar al comportamiento del aislamiento interno.

6 CONSIDERACIONES GENERALES PARA LÍNEAS AÉREAS 6.1 Consideraciones generales Aunque el procedimiento de coordinación de aislamiento de las líneas aéreas sigue el criterio general de la coordinación de aislamiento, 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;

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− las normas de aisladores especifican las dimensiones de los aisladores individuales sin hacer 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 de la lista de la Norma CEI 60071-1 y no son de aplicación en este caso las tablas 2 y 3 de la Norma CEI 60071-1; − el comportamiento del aislamiento de las líneas aéreas 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. 6.2 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 con coeficientes 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. Cuando deban tenerse en cuenta cadenas de suspensión, debería determinarse las distancias en el aire en condiciones extremas de balanceo. 6.3 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 de defecto a tierra causa un doble defecto fase-tierra; − un fallo de aislamiento debido a sobretensiones de reenganche produce un reenganche fallido. 6.3.1 Sobretensiones fase-tierra. Conviene tener en cuenta las sobretensiones fase-tierra en redes con factores de defecto a tierra altos, es decir en líneas de distribución o de transporte en redes 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, son típicas tasas de fallo admisibles las 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 están limitadas generalmente a amplitudes bajas requieren especial atención, ya que en este caso las sobretensiones de frente lento provocadas por los defectos a tierra son más severas. 6.3.2 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 remanentes). Las tasas admisibles de fallo son del orden de 0,005 a 0,05 cebados por año. Las sobretensiones de reenganche pueden despreciarse en las líneas de transporte cuando se utiliza el reenganche monofásico o las líneas de distribución en las que los transformadores de distribución continúan conectados durante la maniobra.

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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 de la red 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 (véase 6.2) y no es necesario tener en cuenta las sobretensiones de frente lento. 6.4 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 los siguientes. − la densidad de impactos de rayo; − la altura de la línea aérea; − la configuración de los conductores; − los cables de tierra de protección; − la puesta a tierra de los apoyos; − la tensión soportada del aislamiento. 6.4.1 Líneas de distribución. En las líneas de distribución, se supone que todos los impactos directos de rayo sobre la línea de guarda causan un cebado entre fases con o sin cebado a tierra. Los cables de tierra de protección 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 económicamente aceptables. Por lo 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 madera), 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 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 la tensión soportada a impulsos tipo rayo requerida para el aislamiento de la línea aérea. 6.4.2 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 reglas 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 línea 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 reducir la probabilidad de defectos kilométricos. (Véase la Norma CEI 60056).

7 CONSIDERACIONES ESPECIALES PARA SUBESTACIONES 7.1 Consideraciones generales En los siguiente apartados 7.1.1 a 7.1.4 se describen las solicitaciones de tensión que pueden producirse en una subestación tal como se muestran en la figura 11.

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Fig. 11 − Ejemplo de disposición esquemática de una subestación utilizada para la localización de solicitaciones de sobretensiones (véase 7.1)

7.1.1 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. 7.1.2 Sobretensión temporal. 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 pérdida de carga debido principalmente a un defecto en otra subestación distante (subestación 2). 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 ambas en oposición de fase. 7.1.3 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. 7.1.4 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 de los seccionadores de barras. En el anexo H se incluyen tres ejemplos de las diferentes etapas de la coordinación de aislamiento.

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Dado que la especificación de las tensiones de ensayo de larga duración a frecuencia industrial apropiadas se deja a los comités técnicos de producto, en los ejemplos se ha omitido la verificación de las tensiones de larga duración a frecuencia industrial soportadas requeridas. NOTAS 1

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.

2

Cuando los transformadores se alimentan por una línea larga, pueden aparecer en ellos y en las barras sobretensiones de frente lento.

3

En los GIS puede ser necesario tomar en consideración las sobretensiones de frente muy rápido debidas a la maniobra de los seccionadores.

7.2 Coordinación de aislamiento para sobretensiones 7.2.1 Subestaciones en redes de distribución de Um hasta 36 kV de la gama I. La Norma CEI 60071-1 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 de 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 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 de la tabla 2 de la Norma CEI 60071-1 pueden ser adecuados para las instalaciones siguientes: a) redes e instalaciones industriales no conectadas a líneas aéreas; b) 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 µF por fase; c) 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, debería usarse equipos diseñados con el valor superior de la tensión soportada asignada a impulso tipo rayo. 7.2.1.1 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 aplicación de dispositivos de protección transferida. En el anexo E se dan las expresiones analíticas de los términos electrostático y electromagnético de la tensión transmitida. 7.2.1.2 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 de la subestación sino también la del cable.

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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 del cable dan lugar usualmente a un aumento considerable de la tensión a lo largo del cable por encima de este valor inicial. En general conviene seleccionar el valor superior de las tensiones soportadas a impulso tipo rayo normalizadas de la tabla 2 de la Norma CEI 60071-1 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. 7.2.2 Subestaciones en redes de transporte con Um comprendida entre 52,5 kV y 245 kV de la gama I. Para los equipo de esta gama de tensión la Norma CEI 60071-1 especifica tensiones soportadas de corta duración a frecuencia industrial y a impulso tipo rayo normalizadas. Como regla general, puede suponerse que en la gama I de tensiones de transporte, las tensiones soportadas a impulso de 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 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 simplificado descrito en el anexo F. 7.2.3 Subestaciones en redes de transporte de la gama II. La Norma CEI 60071-1 especifica las tensiones soportadas a impulsos tipo rayo y tipo maniobra normalizadas para los equipos de esta gama de tensión. En esta gama de tensión conviene generalmente aplicar métodos estadísticos de coordinación de aislamiento. Deberían ser examinadas la frecuencia de las sobretensiones debidas tanto a maniobras o defectos 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 en 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 y conviene aplicar procedimientos más precisos que tengan en cuenta la duración real de las sobretensiones y la característica de soportabilidad tensión-tiempo a frecuencia industrial del aislamiento.

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ANEXO A (Normativo) DISTANCIAS EN EL AIRE PARA ASEGURAR UNA TENSIÓN SOPORTADA A IMPULSOS ESPECIFICADA EN UNA INSTALACIÓN

En instalaciones completas (por ejemplo subestaciones) que no pueden ensayarse como un conjunto, es necesario asegurar que la rigidez dieléctrica es la adecuada. Las tensiones soportadas a impulsos tipo maniobra y tipo rayo en el aire en condiciones atmosféricas normalizadas deben ser iguales o superiores a las tensiones soportadas a impulsos tipo maniobra y tipo rayo normalizadas especificadas en esta norma. Siguiendo este principio, se han determinado distancias en el aire mínimas para diferentes configuraciones de electrodos. Las distancias en el aire mínimas especificadas se han determinado de manera conservadora, teniendo en cuenta la experiencia práctica, la economía y las dimensiones del equipo real en el rango de distancias en el aire inferiores a 1m. Estas distancias en el aire pretenden solamente satisfacer los requisitos de la coordinación de aislamiento. Los requisitos de seguridad pueden dar lugar a distancias en el aire substancialmente mayores. Las tablas A.1. A.2 y A.3 son de aplicación general ya que dan las distancias en el aire mínimas que aseguran un nivel de aislamiento especificado. Estas distancias en el aire pueden ser menores si se ha demostrado mediante ensayos sobre configuraciones reales o similares que se cumplen las tensiones soportadas a impulsos normalizadas teniendo en cuenta todas las condiciones ambientales que pueden crear irregularidades en la superficie de los electrodos, por ejemplo la lluvia o la contaminación. Por consiguiente las distancias en el aire no son aplicables a equipos cuya especificación incluye un ensayo de tipo a impulso, ya que una distancia obligatoria podría penalizar el diseño del equipo, aumentar su coste y frenar el progreso. Las distancias en el aire pueden también ser menores cuando la experiencia de funcionamiento ha confirmado 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 soportadas a impulsos tipo rayo normalizadas para configuraciones de electrodo del tipo punta-estructura e incluso, para la gama II, para configuraciones del tipo conductor-estructura. La tabla es aplicable tanto para distancias entre fase y tierra como para distancias en el aire entre fases (véase nota al pie de la tabla A.1). La tabla A.2 relaciona las distancias en el aire mínimas con las tensiones soportadas a impulsos 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 impulsos 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 simétricas con formas de electrodo similares en las dos fases. Las distancias en el aire en servicio aplicables se determinan de acuerdo con las reglas siguientes. A.1 Gama I Las distancias en el aire entre fase y tierra y entre fases se determinan por medio de la tabla A.1 a partir de la tensión soportada a impulsos tipo rayo asignada. La tensión soportada de corta duración a frecuencia industrial normalizada puede despreciarse cuando la relación entre la tensión soportada normalizada a impulsos tipo rayo y la tensión normalizada de corta duración a frecuencia industrial es mayor que 1,7.

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A.2 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.1 en función de la tensión soportada a impulsos tipo rayo normalizada y a partir de la tabla A.2 en función de la tensión soportada a impulsos 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 puntaestructura, a partir de la tabla A.1 en función de la tensión soportada a impulsos tipo rayo normalizada y a partir de la tabla A.3 en función de la tensión soportada a impulsos tipo maniobra normalizada respectivamente. Estos valores son válidos para las altitudes que se han considerado en la determinación de las tensiones soportadas requeridas (véase 4.3.2). En la gama II, las distancias en el aire necesarias para que el aislamiento longitudinal pueda soportar la tensión soportada a impulsos tipo rayo normalizada puede 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 y 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 impulsos tipo maniobra normalizada son menores que los valores correspondientes entre fases. Estas distancias en el aire existen usualmente sólo en aparatos sometidos a ensayos de tipo y por lo tanto no se dan en esta guía valores mínimos.

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Tabla A.1 Correlación entre las tensiones soportadas a impulsos tipo rayo normalizadas y las distancias en el aire mínimas Tensión soportada a impulso tipo rayo normalizada

Distancia en el aire mínima mm

kV

Punta-estructura

20

60

40

60

60

90

75

120

95

160

125

220

145

270

170

320

250

480

325

630

450

900

Conductor-estructura

550

1.100

650

1.300

750

1.500

850

1.700

1.600

950

1.900

1.700

1.050

2.100

1.900

1.175

2.350

2.200

1.300

2.600

2.400

1.425

2.850

2.600

1.550

3.100

2.900

1.675

3.350

3.100

1.800

3.600

3.300

1.950

3.900

3.600

2.100

4.200

3.900

NOTA − El impulso tipo rayo normalizado es aplicable a los aislamientos fase-fase y fase-tierra. Para los aislamientos fase-tierra. la distancia en el aire mínima para las configuraciones conductorestructura y punta-estructura es aplicable. Para los aislamientos fase-fase, la distancia en el aire mínima para la configuración punta-estructura es aplicable.

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Tabla A.2 Correlación entre las tensiones soportadas a impulso tipo maniobra y las distancias en el aire mínimas fase-tierra Tensión soportada a impulso de maniobra normalizada kV

Distancia en el aire mínima fase-tierra mm Conductor-estructura

Punta-estructura

750

1.600

1.900

850

1.800

2.400

950

2.200

2.900

1.050

2.600

3.400

1.175

3.100

4.100

1.300

3.600

4.800

1.425

4.200

5.600

1.550

4.900

6.400

Tabla A.3 Correlación entre las tensiones soportadas a impulso tipo maniobra normalizadas y las distancias en el aire mínimas entre fases Tensión soportada a impulso de maniobra normalizada

Distancia en el aire mínima entre fases mm Conductor- conductor paralelos

Punta-conductor

1.125

2.300

2.600

1,5

1.275

2.600

3.100

850

1,6

1.360

2.900

3.400

950

1,5

1.425

3.100

3.600

950

1,7

1.615

3.700

4.300

1.050

1,5

1.575

3.600

4.200

1.050

1,6

1.680

3.900

4.600

1.175

1,5

1.763

4.200

5.000

1.300

1,7

2.210

6.100

7.400

1.425

1,7

2.423

7.200

9.000

1.550

1,6

2.480

7.600

9.400

Fase-tierra

Valor fase-fase

Fase-fase

kV

Valor fase-tierra

kV

750

1,5

850

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ANEXO B (Informativo) DETERMINACIÓN DE LAS SOBRETENSIONES TEMPORALES DEBIDAS A DEFECTOS A TIERRA

El factor de defecto a tierra es, en un emplazamiento dado de una red trifásica, y para una configuración de red dada, la relación entre por una parte, la tensión fase-tierra eficaz a frecuencia industrial con valor más alto en una fase sana durante un defecto a tierra el cual afecta a una o más fases en cualquier punto de la red y por otra parte, el valor eficaz de la tensión entre fase y tierra a frecuencia industrial, el cual podría ser obtenido en el emplazamiento dado en la ausencia del defecto (véase definición 3.15 de la Norma CEI 60071-1). El factor de defecto a tierra se calcula utilizando las impedancias complejas Z1 y Z0 de las redes de secuencia directa y homopolar, teniendo en cuenta la resistencia de defecto R. Las relaciones a considerar son los siguientes: Z1 = R1 + jX1: resistencia y reactancia de las redes de secuencia directa e inversa; Z0 = R0 + jX0: resistencia y reactancia de la red de secuencia homopolar; (Los factores de defecto a tierra se calculan en el emplazamiento del defecto). NOTA − Se debe hacer notar que en las redes extensas con neutro puesto a tierra por bobina de compensación extendida, el coeficiente de defecto a tierra puede ser superior en otros emplazamientos diferentes al del defecto.

La figura B.1 muestra la situación global para R1 < < X1 y R = 0 El rango de valores altos de X0/X1, en positivo y/o negativo, se encuentra en los sistemas con neutro puesto a tierra por bobina de compensación o en redes con neutro aislado. El rango de valores bajos positivos de X0/X1 son válidos para las redes con neutro puesto a tierra. El rango de valores bajos negativos de X0/X1 mostrados en sombreado, no es adecuada para un uso práctico a causa de la existencia de resonancias. Para las redes con neutro puesto a tierra, las figuras B.2 a B.5 muestran los factores de defecto a tierra como una familia de curvas correspondientes a los valores particulares de R1/X1. Las curvas están divididas en regiones que representan las condiciones más críticas mediante los siguientes métodos de representación: La máxima tensión ocurre en la fase adelantada a la fase del defecto, durante un defecto fase-tierra. La máxima tensión ocurre en la fase posterior a la fase del defecto, durante un defecto fase-tierra La máxima tensión ocurre en las fases sin defecto, durante un defecto fase-tierra. Las curvas son válidas para los valores de resistencia de defecto que producen los factores de defecto a tierra más elevados.

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Fig. B.1 − Factor de defecto a tierra k en función de X0/X1 para R1/X1 = R = 0

Fig. B.2 − Relación entre R0/X1 y X0/X1 para valores constantes del factor de defecto a tierra k cuando R1 = 0

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Fig. B.3 − Relación entre R0/X1 y X0/X1 para valores constantes del factor de defecto a tierra k cuando R1 = 0,5 X1

Fig. B.4 − Relación entre R0/X1 y X0/X1 para valores constantes del factor de defecto a tierra k cuando R1 = X1

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Fig. B.5 − Relación entre R0/X1 y X0/X1 para valores constantes del factor de defecto a tierra k cuando R1 = 2X1

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ANEXO C (Informativo) DISTRIBUCIÓN DE PROBABILIDAD DE WEIBULL

C.1 Comentarios generales En la gran mayoría de la literatura que trata del aislamiento externo, la probabilidad de descarga disruptiva del aislamiento como función del valor de cresta de la tensión aplicada P(U), está representado por una función de distribución de frecuencia acumulativa de Gauss, la cual viene dada por la siguiente expresión:

P(U ) =

I

x − 1 y2 1 . e 2 dy 2π −∞

(C.1)

donde x

= (U-U50) / Z

U50

la tensión de descarga al 50% de probabilidad (P(U50) = 0,5), y

Z

la desviación típica de acuerdo con la Norma CEI 60060-1.

Una observación fundamental, sin embargo, es que no existe un apoyo físico en la adopción de esta función para P(U). Una evidencia de esta falta de fundamento es que físicamente no puede ocurrir una descarga por debajo de un valor mínimo de U. La función, por consiguiente está truncada a (U0 = U50 – 3 Z) o a (U0 = U50 – 4 Z), por lo que P(U)= 0 para U ≤ U0. La razón principal por la que la expresión (C.1) ha sido adoptada es debido a que se adapta razonablemente bien a los resultados experimentales. Además la distribución de probabilidad acumulativa de las sobretensiones es descrita usualmente por una función acumulativa de Gauss F(U) la cual es frecuentemente truncada a (Uet = Ue50 + 3 Se) o a (Upt = Up50 + 3 Sp) con intención de representar un límite previsto más alto para las sobretensiones. Para tener en cuenta estos puntos, esta guía recomienda el uso de las funciones de probabilidad de Weibull tanto para las sobretensiones como para las descargas disruptivas de un aislamiento autorregenerable, porque ofrece las siguientes ventajas: − los valores de truncamiento U0 y Uet están matemáticamente incluidos en la expresión de Weibull; − las funciones son fácilmente evaluables por calculadoras de bolsillo; − las funciones inversas U = U(P) y Ue = Ue(F) pueden ser expresadas matemáticamente y son fácilmente evaluables por calculadoras de bolsillo; − las expresiones de Weibull modificadas son definidas por los mismos parámetros que caracterizan las dos expresiones gaussianas truncadas: (U50, Z y U0) para P(U), y por ejemplo (Ue2, Se y Uet) para F(Ue); − la función de probabilidad de descarga disruptiva de varios aislamientos idénticos en paralelo tiene la misma expresión que para un aislamiento y sus características pueden ser fácilmente determinadas desde las del aislamiento simple.

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A partir de la distribución de probabilidad acumulativa de Weibull con tres parámetros, este anexo describe las dos funciones modificadas de Weibull para emplearlas en la representación de la función de probabilidad de descarga disruptiva en un aislamiento externo bajo impulsos tipo maniobra y tipo rayo, y por otra parte, en la distribución de probabilidad acumulativa de los valores de cresta de las sobretensiones que ocurren en una red. C.2 Probabilidad de descarga disruptiva de un aislamiento externo La expresión general para la distribución de Weibull es:

P(U ) = 1 − e

−

 U −δ  γ  β 

(C.2)

donde δ es el valor de truncamiento, β es el parámetro de escala y γ es el parámetro de forma. Esta expresión puede ser modificada adecuadamente para la descripción de la probabilidad de descarga de un aislamiento con una función truncada de probabilidad de descarga mediante sustitución del valor de truncamiento δ y el factor de escala β:

δ = U50 − N Z

β = NZ(ln 2)

−

1 γ

(C.3)

(C.4)

lo cual conduce a la función modificada de Weibull:

P(U ) = 1 − 0,5

 1+ U −U50  γ  ZN 

(C.5)

en la cual la constante N es igual al número de desviaciones típicas por debajo de U50 que corresponden a la tensión de truncamiento (P(U) = 0) y el exponente se determina mediante la condición de que (P(U50-Z) = 0,16) resultante en:

 ln01 − 0,165 "# ! ln 0,5 $ ln11 − 01 / N 56

ln

γ =

(C.6)

Para aislamiento externo, se asume que la descarga no es posible (probabilidad de soportabilidad = 100%) al valor de truncamiento (U0 = U50 – 4 Z), por ejemplo para N = 4. Introduciendo N = 4 en la ecuación (C.6) da como resultado un exponente de γ = 4,80, el cual puede ser aproximado a γ = 5 sin cometer un error significativo. Introduciendo la variable normalizada (x = (U – U50)/Z) como para la función de Gauss, la función modificada de distribución de probabilidad de descarga de Weibull es entonces:

1+ x  5   P(U ) = 1 − 0,5 4

(C.7)

La figura 5 ilustra esta función de distribución de Weibull modificada junto con la función de distribución gaussiana a la que corresponde. La figura 6 muestra las mismas distribuciones en escalas de probabilidad gaussianas.

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Si la misma sobretensión incide simultáneamente en M aislamientos idénticos en paralelo, la probabilidad de descarga resultante de los aislamientos en paralelo [P’(U)] viene dada por la ecuación (C.8): P' (U ) = 1 − 1 − P(U )

M

(C.8)

Combinando las ecuaciones (C.7) y (C.8), la probabilidad de descarga para M aislamientos en paralelo es:

P' (U ) = 1 − 0,5

 x  4

M 1+

5

(C.9)

Introduciendo la variable reducida (xM = (U – U50M)/ZM), la ecuación (C.9) puede expresarse de la siguiente forma:

 1+ x M  5  4 P' (U ) = 1 − 0,5

(C.10)

De las ecuaciones (C.9) y (C.10) se obtiene: 1+

 

xM 5 x = M 1+ 4 4

 

(C.11)

En general, si el riesgo de fallo de un aislamiento (R) es pequeño (del orden de 10-5), entonces el riesgo de fallo de M aislamientos idénticos en paralelo en los que se incide simultáneamente puede ser aproximado como el producto de M por R. Sustituyendo en la ecuación (C.11) x y xM por sus respectivas definiciones extendidas, y debido al punto de truncamiento (U50 - 4Z = U50M - 4ZM = U0), se obtienen las relaciones siguientes: ZM =

5

Z M

 

U 50 M = U 50 − 4 Z 1 − 5

1 M

 

(C.12)

Esas relaciones se muestran en la figura C.1 la cual nos da la característica de soportabilidad de M aislamientos idénticos en paralelo relacionada con la característica de soportabilidad de un aislamiento. Por ejemplo aplicando las fórmulas precedentes para M = 200: U50(200) = U50 – 2,6Z U10(200) = U50(200) – 1,3 Z200 = U50 – 3,1 Z Como otro ejemplo, para 100 aislamientos en paralelo, cada uno de ellos con U50 = 1 600 kV y Z = 100 kV, entonces ZM = 100 / (100)1/5 = 39,8 kV y U50M = 1 359,2 kV. La tabla C.1 completa este ejemplo dando los valores de U y UM para varias probabilidades de descarga P(U).

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Tabla C.1 Tensión de descarga en función de la probabilidad acumulativa de descarga-Aislamiento único y 100 aislamientos en paralelo P(U)(%)

50

16

10

2

1

0,1

01)

U(kV)

1.600

1.500

1.475

1.400

1.370

1.310

1.200

UM(kV)

1.359

1.319

1.308

1.280

1.268

1.244

1.200

1) El valor de truncamiento permanece constante.

Cálculo del riesgo de fallo Para calcular el riesgo de fallo en el ejemplo precedente, se asume Ue2 = 1 200 kV y Se = 100 kV. Entonces para un aislador: KCS = U10 / Ue2 = 1 475 / 1 200 = 1,23 y

R = 10-5

Para 100 aislamientos idénticos en paralelo: KCS = 1 308 / 1 200 = 1,09 y

R = 10-3

(comparar con la figura 8)

Como una aproximación, se puede calcular el riesgo de fallo de M aislamientos en paralelo utilizando la siguiente ecuación:

R = MΦ

U ! S

e 50 2 e

− U50 + Z2

"# #$ (válida para R < 0,1)

(C.13)

donde M

es el número de aislamientos simultáneamente sometidos a solicitación;

Φ

es la función integral de Gauss sin truncar;

Ue50

es el valor medio de la distribución de sobretensión, obtenido como Ue2 – 2Se, de acuerdo con el anexo D (kV);

U50

es la tensión de descarga al 50% determinado como tensión soportada dividida por (1 – 1,3Z) (kV);

Se

es la desviación típica de la función de distribución de probabilidad de sobretensión (kV);

Z

es la desviación típica de la probabilidad de descarga (kV).

Entonces: R = 100 Φ ((1 000 – 1 600) / 140) = 100 Φ (–4,3) = 100 (10-5) = 10-3, el cual es el mismo resultado que el anterior. Para valores de riesgo bajos, el uso de esta fórmula podría ser demasiado conservadora.

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C.3 Función de distribución de frecuencia acumulativa de las sobretensiones Para representar la función de distribución de frecuencia acumulativa de las sobretensiones con una función de Weibull modificada, es suficiente con cambiar el signo de las tensiones dentro del exponente de la ecuación (C.2) para tener en cuenta que la función deberá ser truncada para valores de tensión más elevados. Por ejemplo, para sobretensiones de fase a tierra:

F(U e ) = 1 − e

−

 Uet −Ue  γ  β 

(C.14)

Con las hipótesis hechas en el anexo D en las que el valor de truncamiento (Uet = Ue50 + 3 Se) y el valor del 2% es igual a (Ue2 = Ue50 + 2,05 Se), el exponente de la ecuación (C.6) llega a ser γ = 3,07, el cual puede ser aproximado a γ = 3. El parámetro de escala con estas hipótesis llega a ser β = 3,5 Se, para ser usado en la ecuación (C.14). Alternativamente, la función de distribución de frecuencia de sobretensión puede ser expresada de una forma similar a la ecuación (C.5) para la probabilidad de descarga disruptiva:

1− 1  Ue −Ue50  "#3  Se  #$ 3 F(U e ) = 1 − 0,5 !

(C.15)

Con estos factores, ambas ecuaciones (C.14) y (C.15) dan una probabilidad del 2,2% para el valor del 2%, lo cual es considerado de una precisión suficiente. Si el método del valor de cresta por caso (caso-cresta) y el método del valor de cresta por fase (fase-cresta) (para la definición véase 2.3.3.1) se comparan, y las sobretensiones en las tres fases son estadísticamente independientes, entonces la función de distribución de probabilidad es:

3

Fc − p = 1 − 1 − Fp − p

8

3

= 1− e

−3

 Uet −U  γ  B 

(C.16)

donde c-p y p-p se refieren al método del valor de cresta por caso y al método del valor de cresta por fase, respectivamente, y con los parámetros γ = 3 y β = 3,5 Se. Esto significa que los parámetros β para los dos métodos siguen la relación:

β c − p = 3 −1/3 β p − p = 0,69β p − p

(C.17)

y consecuentemente, la relación entre las desviaciones típicas es: Sc-p = 0,69 Sp-p

(C.18)

y, como el valor de truncamiento debe ser el mismo para ambos métodos: Ue2c-p = 1,08 Ue2p-p – 0,08

(C.19)

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U50:

tensión de descarga al 50% de un único intervalo

Z:

desviación típica de un único intervalo

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Fig. C.1 − Gráfico de conversión para la reducción de la tensión soportada debido a la instalación de configuraciones de aislamientos en paralelo

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ANEXO D (Informativo) DETERMINACIÓN DE LA SOBRETENSIÓN REPRESENTATIVA DE FRENTE LENTO DEBIDO A CONEXIÓN Y REENGANCHE DE LA LÍNEA

D.1 Comentarios generales La determinación de las sobretensiones debidas a conexión y reenganche, la respuesta del aislamiento bajo estas sobretensiones y las consecuencias para el procedimiento de coordinación de aislamiento en una configuración de aislamiento fase-fase-tierra han sido investigadas por el comité de estudio 33 de CIGRE y han sido publicadas [1, 6, 7, 8]. Aunque los principios presentados son todavía válidos, su aplicación se ha vuelto complicada. Este anexo, por lo tanto, resume los resultados e introduce las simplificaciones que son consideradas necesarias para la utilización de esta guía. Para una explicación de los resultados, se hace referencia a la publicación ELECTRA correspondiente. Los principios derivan del método fase-cresta (definido en 2.3.3.1) en la evaluación de las sobretensiones. Los resultados y en particular, las simplificaciones obtenidas, sin embargo, son también válidas cuando se utiliza el método de caso-cresta. D.2 Función de distribución de probabilidad de la amplitud representativa de la sobretensión fase-tierra prevista A partir del valor de 2% de los valores de sobretensión de fase a tierra (valores de ue2 de la figura 1), puede ser estimada la función de distribución de probabilidad representativa: Método fase-cresta: − valor 2%:

ue2;

− desviación:

σe = 0,25 (ue2 – 1);

(D.1)

− valor de truncamiento:

uet = 1,25 ue2 – 0,25.

(D.2)

Se hace notar que si (ue2 = ue50 + 2σe ) entonces (uet = ue50 + 3σe) Método caso-cresta: − valor del 2%:

ue2;

− desviación típica:

σe = 0,17 (ue2 – 1);

(D.3)

− valor de truncamiento:

uet = 1,13 ue2 – 0,13.

(D.4)

Como se muestra en el anexo C, para la misma maniobra, los valores de truncamiento obtenidos por los dos métodos son lo mismo. Consecuentemente, los valores 2% y las desviaciones típicas deben diferir. Los valores correctos para ambos métodos pueden obtenerse a partir de estudios. Sin embargo, a causa de la dispersión de los resultados, la figura 1 puede ser utilizada para ambos métodos.

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D.3 Función de distribución de probabilidad de la amplitud representativa de la sobretensión fase-fase prevista En general, la característica de aislamiento debe ser tenida en cuenta en la evaluación de una sobretensión trifásica para determinar el instante más crítico de la curva de sobretensión (véase el capítulo D.4). El instante más crítico está suficientemente definido por uno de los tres instantes siguientes: Instante del valor de cresta positivo de la sobretensión fase-tierra En este instante, las sobretensiones se describen por: − el valor de cresta positivo en cada terminal; − la componente negativa más elevada de dos terminales próximos, dada la solicitación más elevada entre fases; − la componente negativa más baja de dos terminales próximos. Instante del valor de cresta negativo de la sobretensión fase-tierra Este instante es equivalente al precedente, con las polaridades invertidas. Instante del valor de cresta positivo de la sobretensión fase-fase En este instante, las sobretensiones se describen por: − el valor de cresta de la sobretensión fase-fase entre cada par de terminales; − la componente positiva y negativa de esta sobretensión; − la componente entre el tercer terminal y tierra. En todos los instantes, la tercera componente es pequeña. La sobretensión, por consiguiente, puede ser descrita por dos componentes en dos fases con la tercera fase puesta a tierra. La distribución de probabilidad de las sobretensiones depende de dos variables, debido a que ambas componentes varían. En una distribución de probabilidad de dos variables el valor único de tensión utilizado usualmente es reemplazado por combinaciones de sobretensiones, las cuales tienen la misma densidad de probabilidad. Estas combinaciones forman curvas, las cuales son elipses, cuando las distribuciones gaussianas son utilizadas para aproximar la distribución de probabilidad de las componentes, con el caso especial de circunferencias si las dispersiones de las dos distribuciones son iguales. Si las distribuciones de Weibull son utilizadas, las curvas son similares a circunferencias o elipses. Aparte de ser la curva de densidad de probabilidad constante, una característica adicional de la curva es que cada tangente a ellas define una componente de sobretensión fase-fase de probabilidad constante. La figura D.1 muestra un ejemplo extraído de [7] correspondiente a una tangente de probabilidad de 2% para los tres instantes mencionados anteriormente. De acuerdo con la evaluación de sobretensiones sólamente una de las tres curvas corresponde al instante más crítico para el aislamiento y sólo esta curva es representativa para las sobretensiones. Para simplificar y tener en cuenta instantes entre los tres seleccionados, se propone en [7] representar las tres curvas mediante un círculo dado en la figura D.2. Esta circunferencia está totalmente definida por la cresta positiva, y su análoga cresta negativa de las sobretensiones fase-tierra y el valor cresta de la sobretensión fase-fase. La circunferencia tiene su centro en:

U c+ = U c− =

U p − 2U e 2− 2

(D.5)

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y un radio: Ru =

2Ue − U p 2− 2

(D.6)

donde la sobretensión fase-tierra Ue y la sobretensión fase-fase Up corresponden a la misma probabilidad considerada. La distribución de probabilidad de sobretensión fase a fase puede ser estimada como (véanse figuras 1 y 2): Método de fase-cresta: − valor 2%:

up2;

− desviación típica:

σp = 0,25 (up2 – 1,73);

(D.7)

− valor de truncamiento:

upt = 1,25 up2 – 0,43.

(D.8)

Método de caso-cresta: − valor 2%:

up2;

− desviación típica:

σp = 0,17 (up2 – 1,73);

− valor de truncamiento:

upt = 1,14 up2 – 0,24.

(D.9) (D.10)

D.4 Características del aislamiento En la evaluación de sobretensiones trifásicas deben ser tenidas en cuenta las características fundamentales del aislamiento, en orden a determinar el instante en el que el transitorio de la sobretensión es más crítico para el aislamiento (véase 3.1.1). La figura D.3 muestra terminales de dos fases y el terminal de tierra de una configuración de aislamiento completa en la que la tercera fase se desprecia por motivos de simplificación. Para la descripción de la rigidez dieléctrica de tal configuración, se utilizan dos métodos. − La componente positiva correspondiente a una probabilidad de descarga dada se representa en función de la componente negativa. Con esta descripción se obtiene una característica de aislamiento, como se muestra en la figura D.4 a) para la probabilidad de descarga del 50%. − La tensión de descarga total, igual a la suma de las dos componentes correspondientes a una probabilidad de descarga dada, está representada en función de una relación α: α = U- / (U+ + U-) = 1 / [1 + (U+/U-)]

(D.11)

donde U+

es la componente positiva;

U-

es la componente negativa

El ejemplo de la figura D.4 a) da como resultado la función representada en la figura D.4 b).

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La característica de aislamiento se reparte en tres rangos (como se muestra en la figura D.4). Rango a, es el rango de descargas desde el terminal positivo a tierra. La componente negativa tiene poca o nula influencia en la probabilidad de descarga. En el rango b las descargas ocurren entre los terminales y la probabilidad de descarga depende de las dos componentes (α deberá ser tenido en cuenta). El rango c corresponde al rango a para las descargas desde el terminal negativo a tierra. Las tensiones de descarga de rangos a y c pueden determinarse con el terminal opuesto a tierra, es decir, con una componente de tensión igual a cero. En el rango b, sin embargo, la relación de los componentes (o la relación α) tienen influencia en el resultado. Esta parte de la característica de aislamiento, que es responsable de la descarga fase-fase, depende de la configuración de los electrodos y del proceso físico de la descarga. Dos tipos diferentes de configuración de los electrodos son de interés: − configuración de electrodos en los cuales las descargas fase-tierra y las descargas fase-fase ocurren en diferentes partes de la configuración, por ejemplo cuando los radios de los electrodos son grandes en comparación con su distancia en el aire. La descarga entre fases es exclusivamente determinada por la tensión total entre fases. La característica de aislamiento en el rango b disminuye a 45º según la figura D.4 a) o es constante según la figura D.4 b). Tales configuraciones existen en transformadores de potencia trifásicos o en los GIS; − configuraciones de electrodos en los cuales las descargas fase-tierra y las descargas fase-fase ocurren en el mismo punto de la configuración. Para este caso la característica de aislamiento depende del proceso de la descarga. De acuerdo con el proceso de la descarga, pueden ser distinguidos tres grupos: a) configuraciones con campo eléctrico homogéneo o casi homogéneo La tensión de descarga es igual a la tensión de inicio del efecto corona y la característica de aislamiento puede obtenerse por cálculos de campo. Tales configuraciones de aislamiento existen en instalaciones trifásicas GIS. A pesar de esto, como las dimensiones de los electrodos son grandes comparadas con las distancias en el aire, el campo dieléctrico entre fases es influenciado en pequeña medida por el terminal de tierra y por lo tanto, determinado por la tensión total. La característica de aislamiento en el rango b decrece con un ángulo cercano a 45º en la figura D.4 a) y es constante en la figura D.4 b). b) distancias en el aire cortas con un campo eléctrico no homogéneo La tensión de descarga es substancialmente superior a la tensión de inicio del efecto corona. Este proceso de descarga corresponde a un "streamer" de descarga, ya que no se desarrolla un "leader" debido a la corta distancia en el aire. La probabilidad de descarga es determinada por la suma de las dos componentes, lo cual significa que la característica de aislamiento en el rango b decrece con 45º en la figura D.4 a) o es constante en la figura D.4 b). Las distancias en el aire en la gama I de la Norma CEI 60071-1 pueden ser asociadas con este grupo; c) distancias en el aire grandes Además de las condiciones mencionadas para distancias cortas en el aire, se presenta formación de un "leader" desde el terminal positivo. Esto significa que el campo dieléctrico alrededor del terminal positivo es decisivo y la componente positiva tiene una mayor influencia en la descarga que la negativa. La característica de aislamiento decrece menos de 45º [6]. Las distancias en el aire en la gama II de la Norma CEI 60071-1 pueden ser asociadas a este grupo. En resumen, la característica de aislamiento de una configuración de aislamiento bifásico es descrito por: − la tensión fase-tierra del impulso tipo maniobra positivo (rango a en la figura D.4); − la tensión fase-tierra del impulso tipo maniobra negativo (rango c en la figura D.4);

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− la característica de aislamiento entre fases (rango b en la figura D.4) donde puede ser descrito, mediante la representación de la figura D.4 a), por: U+ = U0+ + BU–

(D.12)

o, mediante la representación de la figura D.4 b), por: U+ +U− =

U 0+ 1 − α (1 − B)

(D.13)

El valor de la constante B es: B = 1;

En la gama I: todos los tipos de aislamiento: En la gama II: − aislamiento interno:

B = 1;

− aislamiento externo:

B < 1.

La figura D.5 da el ángulo φ (B = tg φ) que depende de la relación de D/Ht. La Norma CEI 60071-1 define la sobretensión representativa entre fases como constituída de dos componentes con la misma amplitud y polaridad opuesta. Esta sobretensión está situada en la línea U+ = U– o α = 0,5. La solicitación más crítica en la configuración del aislamiento depende de la característica del aislamiento y en particular, de la inclinación B mencionada en la ecuación (D.12). La solicitación más crítica está dada por la componente de tensión a la cual la característica es tangente a la circunferencia propuesta como una simplificación para describir las sobretensiones. La figura D.2 muestra que la solicitación más crítica no se corresponde con la sobretensión representativa, si la inclinación B es menor que 1. En este caso, la sobretensión representativa debe ser incrementada en orden a hacer un ensayo con α = 0,5. Esto da como resultado un nuevo valor para la sobretensión representativa fase-fase Up2re dada por: Up2re = 2 (F1 Up2 + F2 Ue2)

(D.14)

El valor de desviación típica Spre y el valor de truncamiento Uptre se dan respectivamente por las ecuaciones (D.15) y (D.16): Spre = 2 (F1 Sp + F2 Se)

(D.15)

Uptre = 2 (F1 Upt + F2 Uet)

(D.16)

donde

F1 =

F2 =

 !

1 1 + B2 1− 1+ B 2− 2

 !

"# #$

1 1 + B2 − 2 2 1+ B 2− 2

"# #$

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Si B = 1, por ejemplo para aislamientos internos y externos de la gama I, la sobretensión fase-fase representativa viene dada por la función de distribución de probabilidad de las sobretensiones fase-fase. Si B < 1, la sobretensión fase-fase representativa varía entre las sobretensiones fase-fase para B = 1 y dos veces las sobretensiones fase-tierra para B=0. D.5 Ejemplo numérico Una típica configuración de aislamiento entre fase-fase-tierra para un sistema con Um = 765 kV (1 p.u. = 625 kV) tiene una rigidez de aislamiento entre fases descrita por una constante B = 0,6. Esto da como resultado unas constantes F1 = 0,463 y F2 = 0,074. Con los parámetros de sobretensión fase- tierra siguientes (fase-cresta): − Ue2 = (1,98 p.u.) = 1 238 kV; − Se = (0,25 p.u.) = 156 kV; − Uet = (2,225 p.u.) = 1 391 kV. Se deducen los parámetros de sobretensión fase-fase: − Up2 = (3,366 p.u.) = 2 104 kV; − Sp = (0,42 p.u.) = 263 kV; − Upt = (3,778 p.u.) = 2 361 kV. La amplitud de la sobretensión representativa fase-tierra es igual a la sobretensión fase-tierra. La amplitud de la sobretensión representativa fase-fase se calcula a partir de las ecuaciones (D.14) a (D.16) con las constantes dadas anteriormente: − Up2re = (3,41 p.u.) = 2 131 kV; − Spre = (0,44 p.u.) = 266 kV; − Uptre = (3,828 p.u.) = 2 392 kV. Las tensiones soportadas especificadas para Kcs = 1,15 son entonces: − fase-tierra: Uw = Ue2 x 1,15 = 1 424 kV; − fase-fase (nominal): Uw = Up2 x 1,15 = 2 420 kV; − fase-fase (deducida): Uw = Up2re x 1,15 = 2 451 kV. En la Norma CEI 60071-1, la tabla 3 da las tensiones soportadas normalizadas de 1 425 kV fase-tierra y 2 422 (1 425 x 1,7) kV fase-fase. Mientras estos valores cubrirían adecuadamente las tensiones soportadas especificadas nominales, no cubrirían la tensión soportada especificadas fase-fase deducida Up2re de 2 451 kV. Por lo tanto tensiones soportadas normalizadas inmediatamente superiores de 1 550 kV fase-tierra y 2 480 (1 550 x 1,6) kV fase-fase deben seleccionarse y el aislamiento debe ser ensayado con impulsos tipo maniobra positivos y negativos de la misma magnitud.

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1: sobretensión en el instante de la cresta de sobretensión fase-tierra positiva; 2: sobretensión en el instante de la cresta de sobretensión fase-tierra negativa; 3: sobretensión en el instante de la cresta de sobretensión fase-fase; 4: simplificación propuesta para cubrir todos los instantes.

Fig. D.1 − Ejemplo de curvas de sobretensiones entre fases con dos variables con densidad de probabilidad constante y tangentes que dan los valores 2% correspondientes

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1: circunferencia de sobretensión simplificada correspondiente a los valores de sobretensión fase-tierra Ue+ = Ue– y de sobretensión entre fases para la probabilidad considerada; 2: característica de descarga 50% del aislamiento; R: solicitación de sobretensión más crítica.

Fig. D.2 − Principio de determinación de la sobretensión representativa entre fases Upre

U+: componente positiva de la tensión; U–: componente negativa de la tensión.

Fig. D.3 − Configuración esquemática del aislamiento fase-fase-tierra

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a) componente positiva 50% en función de la componente negativa b) tensión de descarga 50% total en función de α rango a: descarga entre terminal de fase positivo y tierra rango b: descarga entre terminales de fase rango c: descarga entre el terminal de fase negativo y tierra

Fig. D.4 − Descripción de la tensión de descarga 50% a impulso tipo maniobra de un aislamiento fase-fase-tierra

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Fig. D.5 − Ángulo de inclinación de la característica de aislamiento entre fases, en el rango b en función de la relación entre la distancia entre fases D y la altura Ht sobre tierra

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ANEXO E (Informativo) SOBRETENSIONES TRASMITIDAS EN LOS TRANSFORMADORES

E.1 Consideraciones generales En algunos casos, la transmisión de tensiones y de sobretensiones a través de un transformador puede ser una circunstancia decisiva para el diseño y protección de dicho transformador contra las sobretensiones. Un ejemplo es el caso de un transformador conectado a un alternador o a un motor de alta potencia que posean un interruptor automático y una protección comunes. Los casos especiales son los de aquellos transformadores en los que algún arrollamiento esté ocasionalmente o permanentemente desconectado de la red (debido, por ejemplo, a maniobras de los interruptores automáticos). Las sobretensiones pueden transmitirse en un transformador de un arrollamiento a otro. En algunos casos de una fase a otra, lo que puede provocar la solicitación sobre la fase adyacente que queda sometida entonces a una sobretensión directa. Se han constatado problemas (por ejemplo) con interruptores automáticos de vacío al conectar un motor y en las instalaciones blindadas (GIS) han aparecido sobretensiones al maniobrar los seccionadores. Las tensiones que se transmiten a través de los transformadores son fundamentalmente de frentes rápidos o lentos. La forma en que se transmiten depende de la pendiente de la sobretensión. En principio se han de tener en cuenta las siguientes modalidades de transmisión: − transmisión electrostática o capacitiva − transmisión oscilatoria por oscilaciones naturales de los circuitos primarios y/o secundarios del transformador (producen circuitos oscilantes las capacidades a masa y las autoinducciones de los arrollamientos) − transmisión electromagnética normal que depende principalmente de la relación de transformación, de las inductancias de fuga y de la impedancia de carga del transformador. La componente oscilatoria es amortiguada y superpuesta a la componente transmitida por vía electromagnética. La componente oscilatoria es frecuentemente débil y de importancia secundaria a menos que los efectos de resonancia no la amplifiquen. Por consiguiente esta modalidad de transmisión no se tendrá en cuenta en lo sucesivo. La sobretensión transmitida cuenta normalmente con una componente inductiva y una capacitiva transferidas que se superponen a la tensión a frecuencia industrial. El incremento de tensión eventual provocado por un defecto a tierra debe ser incluido en la tensión a frecuencia industrial. La componente transmitida por vía capacitiva está encuadrada en el rango de los megahertzios y es la que aparece en primer lugar como sobretensión trasmitida. Seguidamente aparece detrás de la anterior la componente transmitida por vía inductiva. La forma y la amplitud de esta última son variables con el tiempo puesto que la distribución de la tensión a lo largo del arrollamiento primario depende asimismo del tiempo. Un caso particular de la transmisión de sobretensiones es la transmisión por vía capacitiva del incremento del potencial del neutro durante una falta a tierra o bien a una asimetría originada en un transformador cuya relación de transformación sea especialmente elevada (transformador de central generadora o el provisto de un arrollamiento terciario) y que tenga una capacidad baja en su circuito de baja tensión. La magnitud de las tensiones transmitidas depende de la forma en que el transformador haya sido construido (particularmente de la forma de los arrollamientos -galletas, espiras entrelazadas etc..- de su disposición alrededor de las columnas del núcleo así como de las inductancias de fuga) del amortiguamiento de los arrollamientos, de las capacidades del transformador, de la relación de transformación y su grupo vector, de la conexión a la red, etc. Además la forma de las sobretensiones incidentes desempeña asimismo un importante papel. La influencia de alguna de las otras características constructivas que influyen sobre la magnitud de las sobretensiones transmitidas es difícil de evaluar. Consecuentemente, el método más práctico para obtener una estimación cuantitativa de dicha magnitud es su medición, por ejemplo midiéndolas repetidamente.

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Los siguientes apartados, se limitan exclusivamente a la exposición de las características de la transmisión de las sobretensiones a través de los transformadores. Las ecuaciones no tienen otra finalidad que la de obtener un valor aproximado de dichas sobretensiones. Los términos correspondientes al primario y al secundario se utilizan con independencia del número de arrollamientos y del sentido normal de transmisión de la energía. Las sobretensiones entran por el arrollamiento primario y son transmitidas desde el mismo al secundario. E.2 Sobretensiones temporales transmitidas La asimetría de las tensiones fase-tierra en el primario puede provocar sobretensiones entre fase y tierra en el secundario si este último tiene el neutro aislado y su tensión asignada es significativamente baja con relación a la del primario. La causa más frecuente de la asimetría de las tensiones es debida a un defecto a tierra. La magnitud de las sobretensiones temporales transmitidas depende del valor de las tensiones primarias durante el defecto a tierra, de la relación de las capacidades del transformador y de las eventuales capacidades adicionales eventualmente conectadas al secundario. El valor máximo de la sobretensión fase-tierra puede expresarse mediante la siguiente fórmula: U 2e = C12C+12C2 U1e + U 2 N 3

(E.1)

En la que: U2e

es la sobretensión secundaria originada por el defecto a tierra en el primario

U1e

es la tensión en el punto neutro del primario durante el defecto a tierra

U2 N /

3

es la tensión asignada fase-tierra del secundario

C12

es la capacidad entre los arrollamientos primario y secundario

C2

es la capacidad fase-tierra del arrollamiento secundario y de los equipos que están conectados a él

Las capacidades necesarias son datos obtenidos de los ensayos individuales sobre el transformador. Rigurosamente las tensiones deben ser sumadas vectorialmente; no obstante la suma aritmética proporciona resultados más conservadores. Si la capacidad entre fase y tierra del secundario es demasiado débil, pueden producirse sobretensiones excesivas. Por ejemplo, el nivel de la tensión normalizada a frecuencia industrial puede ser sobrepasado en un transformador de 110 kV si la tensión asignada del secundario es igual o inferior a 10 kV. Se pueden producir también sobretensiones excesivas por vía capacitiva cuando el arrollamiento secundario con neutro aislado se desconecta totalmente de la red durante un defecto a tierra del primario. Se puede reducir la magnitud de estas sobretensiones por medio de capacidades adicionales que se deben conectar en todas las fases del secundario entre fase y tierra. A menudo un valor de 0,1 µF es suficiente. E.3 Sobretensiones transmitidas por vía capacitiva Las sobretensiones transmitidas por vía capacitiva no suelen ser críticas excepto si son transmitidas desde el lado de alta tensión al de baja tensión.

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Su origen se debe a la subida del potencial en el arrollamiento primario causada por las sobretensiones de frente rápido o lento. Se transmiten al secundario a través de la capacidad del arrollamiento al igual que en el caso de tensiones primarias desequilibradas pero con la diferencia importante de que en el caso de variaciones rápidas de tensión en el primario, solamente la parte de los arrollamientos cercanos a los bornes participan en esa transmisión de sobretensiones. Por tanto, en general, debe tenerse en cuenta el hecho de que al estar las capacidades repartidas, el cálculo de la capacidad al impulso de un arrollamiento del transformador partiendo de las capacidades distribuidas serie y de las capacidades distribuidas a tierra (Cs y Ce) es igual a: C1in = C s C e

(E.2)

El valor Ce se puede medir, pero el valor de Cs sólo se puede estimar a partir de los datos constructivos de los arrollamientos, y por tanto Cs es un dato que debe suministrar el fabricante. NOTA − El cálculo de C1in arriba indicado es válido en la hipótesis de que haya una distribución inicial de constante alta de los arrollamientos [9]. A medida que las capacidades serie de los arrollamientos de alta tensión son más elevadas (baja constante de distribución), la aproximación dada por la fórmula anterior es más imprecisa.

Las capacidades de descarga forman un divisor capacitivo (véase la figura E.1) que puede utilizarse para un cálculo aproximado de la amplitud de las sobretensiones transmitidas por vía capacitiva. Cuando se aplica el efecto de la tensión a frecuencia industrial, el pico inicial en vacío de la tensión del secundario se puede expresar mediante: UT2 =g h UT1

(E.3)

donde g = C1in / (C1in +C3in ) relación del divisor h

es el factor para la tensión a frecuencia industrial.

La relación del divisor g puede ir desde 0 hasta al menos 0,4. Su valor puede conocerse bien a partir de los datos suministrados por el fabricante del transformador o bien mediante un ensayo de impulsos en baja tensión. La conexión en triángulo del arrollamiento de baja tensión con uno en estrella de alta tensión conduce a una reducción adicional en el valor de g. El valor del factor h depende de las solicitaciones de tensión y del tipo de conexión de los arrollamientos: − para sobretensiones de frente lento, se puede admitir que h =1 (cualquiera que sea el tipo de conexión); − para sobretensiones de frente rápido, es necesario tomar h > 1; − conexión estrella/triángulo y triángulo/estrella h = 1,15 (valor aproximado); − conexión estrella/estrella y triángulo/triángulo h = 1,07 (valor aproximado) En el caso de sobretensiones de frente rápido, el valor de UT1 puede tomarse igual al nivel de protección de los pararrayos conectados en el primario. Para sobretensiones de frente lento el valor de UT1 puede ser el valor de cresta de las sobretensiones fase-tierra (asumiendo que los pararrayos no reaccionan, en este caso). La amplitud de las sobretensiones transmitidas por vía capacitiva se amortigua debido a las pérdidas en los arrollamientos. Este efecto, y el de la carga conectada al transformador reducen la magnitud de los picos capacitivos. Normalmente, estos picos de sobretensión solo son críticos para los transformadores reductores cuya relación de transformación es elevada, y la capacidad conectada en el secundario es de pequeño valor. Situaciones críticas pueden producirse en el caso de que la sobretensión incidente sea de frente muy rápido o si está cortada. Los pararrayos que se conectan en el secundario limitan la amplitud de las sobretensiones transmitidas por efecto capacitivo. La protección se puede reforzar mediante capacidades adicionales, especialmente para aquellos equipos que no soportan sobretensiones de frente rápido (por ejemplo los generadores y motores) o bien en el caso en que la relación de las capacidades del transformador sea desfavorable, ya que entonces los pararrayos pueden actuar con demasiada frecuencia.

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E.4 Sobretensiones transmitidas por vía inductiva La transmisión por vía inductiva es generalmente el modo más importante de transmisión de las sobretensiones en la que intervienen velocidades moderadas de la variación de tensión. Normalmente este modo de transmisión está asociado al régimen transitorio de tensiones y corrientes del arrollamiento primario cuando las distribuciones iniciales evolucionan de forma oscilatoria hacia las distribuciones de tensión y corriente finales. Esto implica que las sobretensiones transmitidas comprenden una gama de componentes que oscilan a frecuencias diferentes. El transformador, en esta modalidad de transmisión, se comporta esencialmente como en su funcionamiento normal, siendo aplicables los métodos convencionales a frecuencia industrial que se utilizan para el análisis de amplitudes y formas de las sobretensiones. Consecuentemente, el diseño de los circuitos equivalentes y la elaboración de las ecuaciones correspondientes para las componentes de la tensión es fácil; sin embargo es complicada la determinación de los parámetros del transformador. Por consiguiente, solo se suelen utilizar las ecuaciones simples que dan valores aproximados de las sobretensiones. Por está razón, las medidas directas suministran informaciones más precisas y fiables de las magnitudes de las sobretensiones transmitidas por vía inductiva. La magnitud de las sobretensiones transmitidas por vía inductiva depende de: − la magnitud de la tensión primaria (teniendo en cuenta el funcionamiento de los pararrayos); − la duración de la sobretensión incidente; − las características del transformador (número de arrollamientos y relación de transformación, impedancia de cortocircuito, grupo vectorial); − la impedancia de onda de las líneas conectadas al secundario; − las características de la carga. La sobretensión inducida en el secundario del transformador se puede estimar mediante la fórmula (E.4): UT2 = h q J w UT1

(E.4)

en la que h

es el factor definido en la ecuación (E.3);

q

es el factor de respuesta del circuito secundario a la sobretensión transmitida;

J

es un factor que depende de la conexión de los arrollamientos;

w

es la relación entre la tensión secundaria entre fases y la tensión primaria entre fases del transformador.

El factor de respuesta q determina esencialmente la amplitud de la oscilación. El valor de q depende de la inductancia de fugas del arrollamiento secundario, de la carga que tiene conectada y de la velocidad de crecimiento de la sobretensión incidente. La disposición en que están colocados los arrollamientos alrededor del núcleo asimismo influye (reduciendo el valor de q de la misma manera que lo hace la carga en los otros arrollamientos) en el sentido de hacer la predeterminación de q más difícil. En lo que sigue, se dan algunos valores ilustrativos para el caso de un transformador con arrollamientos en galletas. Es conveniente en todo caso consultar con los fabricantes para los transformadores que tengan otro tipo de arrollamientos. Se dan a continuación algunos valores característicos de q: − si el transformador se conecta a una línea aérea poco cargada, el valor de q varía, para las sobretensiones de frente rápido, entre 0,3 y 1,3 en el caso en que la tensión asignada del arrollamiento secundario varíe de 245 kV a 36 kV.

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− para sobretensiones de maniobra sobre una red análoga poco cargada el valor habitual es q < 1,8; − si el transformador está conectado a un cable, el valor habitual es q < 1,0 tanto para las sobretensiones de frente rápido como lento. Pueden existir claramente valores de q más elevados en el caso de transformadores de tres arrollamientos. Han sido constatados incluso valores superiores a 1,7 a 2,0 en tales transformadores. Los valores de J en el caso de sobretensiones en una fase o en sobretensiones en dos fases de polaridades opuestas están indicados en la figura E.2, para ocho conexiones distintas trifásicas. En la figura citada se supone que la tensión de la red es igual a la unidad. Las sobretensiones transmitidas por vía inductiva del arrollamiento de alta tensión al de baja tensión pueden ser críticas en el caso en que: − el arrollamiento secundario se halle desconectado de la red. − el arrollamiento secundario tenga una alta potencia asignada con una baja tensión asignada (por ejemplo en transformadores de generación). − el arrollamiento corresponda al terciario de un transformador trifásico. Las sobretensiones transmitidas por vía inductiva pueden ser peligrosas para el aislamiento entre fases de los arrollamientos secundarios conectados en triángulo, aunque estén todos los terminales del transformador equipados con pararrayos fase-tierra. Por ello, puede ser necesaria la instalación de pararrayos entre fases. Pueden originarse elevadas sobretensiones en el caso de transmitirse la tensión desde el arrollamiento de baja tensión hacia el de alta tensión, especialmente si se producen aumentos de tensión por efecto resonante. Es conveniente que las protecciones tanto entre fase y tierra como entre fases sean detalladamente estudiadas caso por caso. La información para dicho estudio será recabada del fabricante del transformador. Los pararrayos colocados tanto entre fases como entre fases y tierra (si ello es necesario, como por ejemplo en las conexiones estrella-triángulo) suministran una protección adecuada. El empleo de capacidades adicionales no suelen reducir las sobretensiones transmitidas por vía inductiva.

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Fig. E.1 − Capacidades distribuidas de los arrollamientos de un transformador y circuito equivalente representando los arrollamientos

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Y,y:

arrollamientos conectados en estrella

D,d:

arrollamientos conectados en triángulo

Z:

arrollamientos conectados en zig-zag

UA,UB,UC:

amplitudes de las sobretensiones del lado de los terminales de alta tensión A, B, C

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Fig. E.2 − Valores del factor J que ilustra el efecto de las conexiones de los arrollamientos en la transmisión de las sobretensiones por vía inductiva

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ANEXO F (Informativo) SOBRETENSIONES DEBIDAS AL RAYO

F.1 Consideraciones generales Las sobretensiones en las subestaciones dependen de la amplitud y de la forma de la sobretensión incidente que proviene de los conductores de las líneas aéreas y llegan a la subestación, pero también de la forma de propagarse las ondas de sobretensión en la misma subestación. La frecuencia con que se producen estas sobretensiones incidentes está influida por el comportamiento del rayo en las líneas aéreas que confluyen en la subestación. Para las subestaciones o partes de subestaciones desprovistas de pararrayos, el parámetro más importante de la sobretensión es la amplitud de la sobretensión incidente; para las subestaciones provistas de protección con pararrayos, los parámetros a tener en cuenta son la pendiente del frente de onda y la distancia entre el pararrayos y el equipo a proteger. La pendiente de la onda de sobretensión incidente es amortiguada fundamentalmente por efecto corona en la línea aérea [9]. Esto significa que si el impacto del rayo sobre la línea aérea se produce dentro de una determinada distancia a la subestación, la pendiente de la onda incidente es suficiente para que la amplitud de la sobretensión alcance un cierto nivel (véase F.2 para más detalles). Para rayos más alejados, la pendiente de la onda será menor, cualquiera que sea la amplitud de ésta. El conocimiento de la distancia límite antes reseñada es esencial. Para efectuar cálculos detallados de las sobretensiones en los programas de transitorios, la línea aérea debe estar exactamente ubicada dentro de dicha distancia límite. La referencia [9] da recomendaciones sobre los parámetros que se deben introducir en los cálculos. Además, todas las simplificaciones que tengan en cuenta la frecuencia con que se producen en las sobretensiones se fundamentan en las mismas consideraciones. F.2 Determinación de la distancia límite (Xp) F.2.1 Protección mediante pararrayos en la subestación El presente apartado completa la información expuesta en 2.3.4.5 acerca de la protección mediante pararrayos. Si hay varias líneas aéreas conectadas en la subestación, la pendiente inicial de la onda incidente (S) puede dividirse entre el número de líneas (n). No obstante, es preciso puntualizar que este número de líneas es el mínimo de las que pueden quedar en servicio habida cuenta de los eventuales desenganches originados por las tormentas. Por tanto, y teniendo en cuenta que la pendiente de onda incidente decrece a medida que la distancia de propagación aumenta, la pendiente de la onda S de la sobretensión incidente que se va a utilizar en la ecuación (1) da un valor aproximado de: S = 1 / (n KCO X)

(F.1)

donde n

el número de líneas conectadas a la subestación; 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 F.1 (µs/(kV.m)); X

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

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NOTA − La fórmula se basa en la hipótesis de que las distancias entre el objeto protegido y los puntos en los que se conectan las líneas aéreas son tales que los tiempos de propagación de la ondas de tensión deben ser inferiores a la duración de la mitad del frente de la sobretensión incidente. En primera aproximación, se puede despreciar la longitud del conductor entre el objeto y el punto de conexión. La aproximación citada es válida para la determinación de la distancia límite de la fórmula (F.2) ya que las sobretensiones incidentes tienen pendientes débiles. Esta simplificación puede no resultar conservadora para el cálculo de sobretensiones reales, a partir de una onda incidente concreta.

La aplicación de este valor de la pendiente en la ecuación (1) no suministra la precisión necesaria para el cálculo de la sobretensión a que está sometida el equipo. Por tanto, es aconsejable y da suficiente margen estimar la distancia límite Xp mediante la expresión: Xp = 2T / [nKco (U – Upl)]

(F.2)

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).

Upl 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.

Tabla F.1 Constante de amortiguamiento por efecto corona Kco Configuración del conductor

Kco (µs/(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 x 10–6

Haz de seis u ocho conductores

0,4 x 10–6

F.2.2 Autoprotección de las subestaciones Existe autoprotección en una subestación cuando una sobretensión de rayo incidente que la afecte y que provenga de una línea aérea, alcanza un valor inferior al de la tensión de coordinación soportada debido al efecto de las reflexiones dentro de la subestación y sin tener en cuenta la acción de los pararrayos. La condición fundamental para esto es que el número de líneas conectadas a la subestación sea suficientemente grande. El número mínimo de líneas necesario puede estimarse por:

3

n ≥ 4 U50 /U

8

-1

(F.3)

en la que n

es el número de aéreas.

− U50

es la tensión disruptiva 50% con polaridad negativa, para la onda tipo rayo del aislamiento de la línea.

U

es la amplitud de la sobretensión considerada.

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Además, la onda incidente no debe entrañar sobretensiones importantes tales que las reflexiones provenientes de las otras líneas no contribuyan a reducirlas previamente. Esta condición se cumple si como consecuencia del amortiguamiento por efecto corona sobre la línea, la pendiente del frente de onda es tan débil que la subestación pueda ser considerada como un elemento localizado. Esto se verifica cuando el punto de impacto esté más allá de la distancia límite, es decir: Xp ≥ 4 (T / KcoU)

(F.4)

siendo T el tiempo de propagación hasta el punto que esté más alejado de las barras de la subestación (µs). Un efecto de protección eficaz se da en el caso de GIS o de subestaciones conectadas a cables en los que las reflexiones a la entrada de las líneas atenúan las sobretensiones por debajo del límite admisible. Este supuesto se cumple si: U > (6 Zs / ( Zs + Z l ))U50

(F.5)

donde Zs

la impedancia de onda de la subestación;

Zl

la impedancia de onda de la línea aérea.

También debe cumplirse que la distancia entre el punto de impacto del rayo y la entrada de la subestación no puede ser demasiado corta pues la onda reflejada que proviene de la subestación produciría interferencia en la descarga del rayo. Por esta razón se han de utilizar las distancias límites mínimas siguientes: Xp = 1 vano - para los defectos en pantalla; Xp = 2 apoyos - para los cebados inversos. F.3 Estimación de la amplitud representativa de la sobretensión del rayo Se ha propuesto un procedimiento simplificado [9] ya que el cálculo de la totalidad de la onda propagada y la simulación del funcionamiento de la línea es muy difícil. El procedimiento aludido consiste en la determinación de una corriente de rayo para un porcentaje de retorno especificado y el cálculo de la sobretensión apoyándose en la teoría de la propagación de las ondas en la subestación incluyendo un pequeño tramo de línea representado por el circuito equivalente. F.3.1 Defecto de pantalla El valor de la corriente del rayo que permite el cálculo de la sobretensión incidente se determina partiendo de la tasa de defectos de pantalla dentro de la distancia límite y de la probabilidad que existe de tener una corriente superior: F(I) = F(Im) + (Rt / Rp)

(F.6)

donde F(Im) es la probabilidad de la corriente del rayo correspondiente a la corriente máxima de un defecto de pantalla; Rt

es la tasa de retorno especificada;

Rp

es la tasa de defectos de pantalla dentro de la distancia límite.

NOTA − La tasa de defectos de pantalla se puede obtener a partir de la tasa de cebados correspondiente a un defecto de pantalla mediante la expresión: Rsf R p = F( I )-F( I ) cr m

(F.7)

donde Rsf

es la tasa de contorneo correspondiente a un defecto de pantalla;

F(Icr)

es la probabilidad correspondiente a la corriente que produce contorneo en el aislamiento de la línea con polaridad negativa.

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Se pueden obtener las corrientes correspondientes a las probabilidades partiendo de la distribución de probabilidad de las corrientes de impacto de rayo dentro del rango de valores que impliquen un defecto de pantalla, consultando las publicaciones sobre el particular. La amplitud de la sobretensión incidente se halla mediante la ecuación (F.8) y la pendiente de la onda de tensión por medio de la ecuación (F.9) como se indica seguidamente: UI = Zl I / 2

(F.8)

S =1 / (KCOXT)

(F.9)

donde XT =XP / 4. Es conveniente que el tiempo de la semiamplitud esté en torno a los 140 µs. Si se obtienen valores de cresta superiores a 1,6 veces la tensión de cebado del aislamiento de la línea con polaridad negativa, se debe utilizar una sobretensión incidente con este mismo valor de cresta. La onda de tensión incidente se utiliza para efectuar el cálculo de la propagación de la onda en el interior de la subestación, lo que permite obtener sobretensiones que representan la tasa de retorno de los diferentes puntos de la subestación. NOTA − Para ciertas disposiciones del haz de conductores, la tensión en que se manifiesta el efecto corona puede ser más elevada y la hipótesis del crecimiento lineal del frente de onda puede conducir a una subestimación de las sobretensiones. En este supuesto, es recomendable que la representación del frente de las sobretensiones sea más real.

F.3.2 Cebados inversos La corriente del rayo, que permite especificar las características de la onda incidente, se determina a partir del número de descargas producidas en los apoyos de las líneas aéreas y cables de guarda dentro de la distancia límite, y la probabilidad de excederla es la siguiente: F(I) = Rt / Rf

(F.10)

donde Rt

es la tasa de retorno considerada.

Rf

es la tasa de cebados de la línea dentro de la distancia límite.

La tensión creada a través de la impedancia de la puesta a tierra del apoyo por esta corriente, se puede evaluar mediante el tiempo de respuesta y su dependencia de la corriente. Cuando la toma de tierra del apoyo está situada dentro de un radio de 30 m, el tiempo de respuesta puede despreciarse y la impedancia puede determinarse mediante la fórmula siguiente: Rhc =

RIc I 1+ Ig

(F.11)

donde RIc

es la resistencia para una corriente débil;

Ig

es la corriente límite (kA).

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la corriente límite Ig que representa la ionización del terreno está dada por:

Ig =

1 E0 ρ 2π R 2 Ic

(F.12)

donde ρ

la resistividad del terreno (Ω.m);

E0

el gradiente de ionización del terreno (valor recomendable: 400 kV/m).

La amplitud de la onda incidente de diseño se puede obtener mediante la fórmula siguiente:

UI =

(1−c f ) RIc I 1+ I Ig

(F.13)

En esta ecuación cf es el factor de acoplamiento entre el cable de guarda y el conductor de fase. Los valores más usuales son:

− cf = 0,15 para las líneas con un sólo cable de guarda. − cf = 0,35 para las líneas con dos cables de guarda. En el supuesto de obtener amplitudes con valores superiores a 1,6 veces la tensión de cebado con polaridad negativa del aislamiento de la línea, se utilizará este valor para la onda incidente. La cola de la onda incidente en cuestión, decrece exponencialmente a través de una constante de tiempo τ obtenida mediante la ecuación (F.14) y la pendiente S de subida del frente de la onda se obtiene mediante la ecuación (F.15).

τ=

Z e Lsp RIc c

(F.14)

donde Ze

es la impedancia característica del cable de guarda. Los valores usuales son de 500 Ω en el caso de un solo cable de guarda y de 270 Ω para dos cables de guarda;

Lsp

es la longitud del vano (m);

c

es la velocidad de la luz (valor recomendado: 300 m/µs). S = 1 / (KcoXT)

(F.15)

con Kco

dada por la ecuación (F.1);

XT

dada por la ecuación (F.9).

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Para los cálculos de la propagación de la onda en la subestación considerada se tendrá en cuenta que solamente un conductor de longitud XT y de impedancia de onda igual a la de los conductores de fase, está conectado a la subestación. Una fuente de tensión cuya impedancia interna es Rlc está ubicada en el otro extremo del conductor, y genera una tensión cuyos parámetros tienen las características de los de la onda incidente. Si la amplitud de la onda incidente supera 1,6 veces la tensión de cebado 50% de la onda de impulso tipo rayo de polaridad positiva, no se pueden aplicar simplificaciones, siendo necesario un estudio más detallado. Lo mismo ocurre en el caso en que la toma de tierra del apoyo se extienda más allá de los 30 m de radio. Se obtienen dos valores de la amplitud de la sobretensión representativa en función de la tasa de retorno: Una debida a los defecto de pantalla y otra por los retorno. La relación global se obtiene al sumar las tasas de retorno obtenidas para una misma amplitud. NOTA − Para ciertas disposiciones en el haz de los conductores, la tensión en que se manifiesta el efecto corona puede ser muy elevada y la hipótesis del crecimiento lineal del frente de onda puede conducir a una subestimación de las sobretensiones. En este caso, se recomienda partir de valores más reales del frente de las sobretensiones incidentes.

F.4 Método simplificado Los procedimientos descritos en F.2 y F.3 aplican los principios básicos indicados en los mismos, pero adoptando las siguientes hipótesis: − 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; − se puede calcular la sobretensión sobre el equipo a partir de las ecuaciones (1) y (F.1). Como ya se ha indicado anteriormente, estas dos hipótesis no son absolutamente exactas. En primer lugar, todas las descargas que se producen sobre una distancia dada no son de la misma severidad. Ello depende de la corriente de rayo o de la amplitud de la sobretensión incidente. En segundo lugar, las sobretensiones pueden superar a las calculadas a partir de las ecuaciones (1) y (F.1). No obstante, la experiencia sobre la protección de equipos mediante pararrayos ha evidenciado que estas dos desviaciones se compensan. Respecto a la distancia X de la ecuación (F.1), se ha comprobado que los cebados inversos no tienen asiento sobre el apoyo cercano a la subestación debido a la proximidad de la puesta a tierra de la subestación. El valor mínimo de X es el de un vano. La pendiente representativa Srp que debe ser utilizada en (1) será: Srp =1 / [Kco (Lsp + Lt)]

(F.16)

En esta expresión Lt =(Rt + Rkm) es el tramo de la línea aérea en el que la tasa de cebados debidos al rayo coincide con la tasa de cebados inversos esperada [8]. NOTA − La ecuación se basa en el hecho de que los cebados inversos no se producen por las descargas en el apoyo más cercano a la subestación ya que la puesta a tierra de esta es buena y los defectos de pantalla no se producen en el primer vano. Por lo tanto, hay un tiempo mínimo de propagación de la sobretensión incidente que se traduce en una posible pendiente máxima. La fórmula (F.16) es una aproximación basada en este supuesto. Alternativamente, en vez de la suma, se puede utilizar el mayor valor entre la longitud del vano o la longitud Lt.

Introduciendo en la ecuación (1) la pendiente representativa Srp y considerando que A = 2 / (Kcoc) en el caso de líneas de transporte, se tendrá que la relación entre la sobretensión representativa del rayo y la tasa de retorno es:

U rp = U pl +

A L n Lsp + Lt

(F.17)

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donde Urp la amplitud de la tensión representativa del rayo (kV); A

un factor dado en la tabla F.2 que da el comportamiento frente al rayo de la línea aérea conectada a la subestación;

Upl el nivel de protección de la onda tipo rayo del pararrayos (kV); n

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

L

la distancia de separación: L =a1 + a2 + a3 + a4 de la figura 3 (m);

Lsp

la longitud del vano (m);

Lt

la porción de la línea aérea que tiene una tasa de defectos igual a la tasa de retorno establecida (m);

Rt

la tasa de retorno 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 (véase ecuación (F.16)). [Unidad usual: 1/(100 km.año). Unidad aconsejable: 1/(m.año)]. La tensión soportada de coordinación se obtiene al sustituir Lt por la longitud del tramo de línea La en la que la tasa de defecto sea igual a la tasa aceptable de fallo Ra, es decir: La =Ra / Rkm

(F.18)

Asimismo la tensión soportada de impulsos tipo rayo de coordinación es igual a:

U cw = U pl +

A L n Lsp + La

(F.19)

donde Ucw

es la tensión soportada de impulsos tipo rayo de coordinación;

La

es la porción de línea aérea cuya tasa de defecto es igual a la tasa de fallos establecida aceptable;

Ra

es la tasa de fallos establecida aceptable del equipo.

En las líneas de transporte el valor de A se obtiene a partir de la tabla F.2 y las constantes de amortiguamiento por efecto corona Kco se obtienen mediante la tabla F.1. En las redes de distribución, las sobretensiones debidas al rayo son generalmente polifásicas, debiéndose de 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. Los GIS están generalmente mejor protegidos 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 (F.19) 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 asumible una reducción del 50% de la relación A/n en las subestaciones exteriores.

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Tabla F.2 Factor A para diferentes tipos de línea aéreas (Utilizable para las ecuaciones (F.17) y (F.19)) A kV

Tipo de línea 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 (cebados fase-tierra) − un solo conductor

4.500

− haz doble

7.000

− haz cuádruple

11.000

− haz de seis u ocho conductores

17.000

F.5 Valor esperado máximo de la sobretensión representativa del rayo Cuando se conocen las características frente al rayo del aislamiento de las subestaciones en explotación, se puede estimar un valor esperado de la sobretensión representativa en subestaciones de nueva construcción aplicando la siguiente fórmula: U rp 2 U pl 2

= 1+

n !n

1 2

 

 "#  # $

L2 U pl1 U rp1 −1 L1 U pl 2 U pl1

(F.20)

donde Urp

es la sobretensión representativa máxima esperada;

Upl

es el nivel de protección del pararrayos con ondas tipo rayo;

n

es el número mínimo de líneas aéreas en servicio conectadas a la subestación;

L=

a1 + a2 + a3 + a4 (véase la figura 3).

El índice 1 corresponde a la subestación cuyo comportamiento es conocido y satisfactorio, el índice 2 corresponde a la nueva subestación. También se puede obtener el valor máximo esperado, suponiendo que la tasa de retorno de la fórmula (F.16) es igual a cero (es decir Lt = 0) con lo que: U rp = U pl +

A L n Lsp

(F.21)

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ANEXO G (Informativo) CÁLCULO DE LA RIGIDEZ DIELÉCTRICA EN LAS DISTANCIAS EN EL AIRE A PARTIR DE DATOS EXPERIMENTALES

El presente anexo no tiene por objetivo proporcionar un método de cálculo de las distancias en el aire como guía para los Comités que estudian los equipos. Es más bien una ayuda para los usuarios que permita calcular las dimensiones de los componentes del equipo y la rigidez dieléctrica en las distancias en el aire, para poder determinar el factor de corrección atmosférico correspondiente. Se tendrá en cuenta que las fórmulas que se van a utilizar están basadas en datos experimentales con el propósito de resolver los problemas inherentes a la coordinación de aislamiento. Para distancias superiores a 1 m dichas fórmulas dan resultados muy próximos a los obtenidos experimentalmente. En caso de utilizarlas, con el propósito de verificar las distancias mínimas indicadas en el anexo A, o para justificar las desviaciones con relación a los valores obtenidos en él, el usuario deberá proceder con cautela. Los valores del anexo A no corresponden a U50 sino a las condiciones de soportabilidad y tienen en cuenta además otras consideraciones suplementarias tales como viabilidad, economía, experiencia y condiciones medioambientales (polución, lluvia, insectos, etc.). Las desviaciones pueden ser especialmente significativas para distancias inferiores a 1 m en las que la precisión de las fórmulas propuestas es muy dudosa. G.1 Comportamiento del aislamiento ante las tensiones a frecuencia industrial Para tensión en frecuencia industrial, los espacios de separación en el aire con tensiones soportadas más bajas son las distancias en el aire llamadas configuraciones punta-plano. Cuando la separación de longitud d no sobrepasa los 3 m, la tensión de cebado 50% para una punta-plano se obtiene de la expresión: U50RP = 750

2 ln (1 + 0,55 d1,2) (kV cresta, m)

(G.1)

El valor de cresta U50RP bajo tensión a frecuencia industrial es del orden de un 20% a un 30% más elevado que el valor correspondiente a un impulso positivo de maniobra con frente crítico. La soportabilidad se puede estimar de un 90% del valor de U50, considerando una desviación típica convencional de un 3% sobre el valor de U50. La influencia de la configuración de la separación es más acentuada bajo impulsos de maniobra que a frecuencia industrial, de modo que: − es bastante pequeña para separaciones de hasta aproximadamente 1 m de distancia. − si la separación es superior a 2 m, la rigidez puede evaluarse por medio de la fórmula siguiente (válida en ambiente seco): U50 = U50RP (1,35 K – 0,35 K2)

(G.2)

donde K el factor de intervalo (determinado mediante ensayos a impulsos de maniobra) y cuyos valores se pueden extraer de la tabla G.1 − para separaciones comprendidas entre 1 m y 2 m la fórmula (G.1) es de aplicación aunque los resultados son bastante conservadores.

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En caso de presencia de aisladores, la tensión de cebado puede ser bastante más baja que la de referencia (es decir la misma separación pero sin aisladores), especialmente con alto porcentaje de humedad. En general, las descargas con tensión a frecuencia industrial y en condiciones normales de funcionamiento y bajo tensiones temporales estarán causadas por reducciones excepcionales en la tensión soportada de aislamiento debido a las severas condiciones ambientales o por envejecimiento de las propiedades aislantes del material. La influencia de la lluvia en las distancias en el aire es despreciable, especialmente en las configuraciones que presentan la tensión soportada más baja. No obstante la lluvia puede reducir la rigidez dieléctrica externa de los aisladores, especialmente en los aisladores de los soportes con distancias pequeñas entre las campanas. El grado de reducción depende del régimen de lluvias, de la configuración del aislador y de la conductividad del agua. La lluvia, junto con la contaminación, pueden reducir drásticamente la rigidez del aislamiento. Las peores condiciones son habitualmente debidas a la niebla o la lluvia ligera, en aisladores contaminados (véase 3.3.1.1). Estas condiciones pueden de hecho imponer el diseño del aislamiento externo. Niveles comparativos de contaminación de los aislamientos se pueden simular por la densidad equivalente de depósito de sal (ESDD) en gramos de NaCl por metro cuadrado. ESDD relaciona la conductividad de los contaminantes disueltos en régimen permanente con una cantidad equivalente de NaCl disuelto. La determinación de la ESDD requiere un análisis, ya sea de las características del aislamiento existente en la zona, ya sea de datos estadísticos recogidos a partir de las investigaciones "in situ". El análisis de las características existentes puede ser preferible pero puede que no provea de suficiente información si el aislamiento existente nunca sufre contorneamientos debidos a la contaminación. El análisis de datos estadísticos precisa de varios años de observaciones "in situ" puesto que los datos son recopilados por medidas directas del ESDD a partir del lavado de los aisladores o por otros métodos, como por ejemplo, medida de las corrientes de fuga, análisis químico o medidas de conductividad. NOTA − La aplicabilidad del concepto de ESDD a aisladores no cerámicos no es claro. Las investigaciones actuales indican que el fenómeno de la superficie hidrófoba puede ser más importante. Se aconseja al usuario que lo emplee con precaución.

La descripción estadística de las condiciones ambientales requiere normalmente una gran cantidad de datos. La descripción estadística del envejecimiento es más dificil si cabe. Por lo tanto, no se recomiendan los procedimientos estadísticos en esta guía para la estimación del comportamiento del aislamiento para tensiones a frecuencia industrial. G2 Comportamiento del aislamiento ante sobretensiones de frente lento Bajo solicitación de sobretensiones de frente lento, un aislamiento autorregenerable dado presenta una tensión soportada significativamente más baja que bajo sobretensiones de frente rápido de la misma polaridad. Como resultado de los numerosos ensayos de impulsos tipo maniobra, las distancias en el aire se pueden caracterizar por la mínima tensión soportada observada para los tiempos de cresta críticos, como función de las características geométricas de la separación en el aire que son principalmente la anchura de las separación d y la configuración de los electrodos. Entre las diferentes separaciones de longitud d la separación punta-plano sometida a impulsos de polaridad positiva es la que menos soporta y se toma como referencia. Para separaciones punta-plano de hasta 25 m, los datos experimentales relativos a la tensión soportada de polaridad positiva para los tiempos de frente críticos se pueden evaluar razonablemente por [11]: U50RP = 1 080 ln (0,46 d + 1)

(kV cresta, m)

(G.3)

Para impulsos tipo maniobra normalizados, la siguiente fórmula proporciona una mejor aproximación [12]: U50RP = 500 d 0,6

(kV cresta, m)

(G.4)

Las fórmulas (G.3) y (G.4) son aplicables a nivel del mar (H = 0). Por lo tanto se requiere una corrección de altitud (de acuerdo con 4.2.2) cuando se aplique el procedimiento de coordinación de aislamiento.

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En general, los aisladores presentes en la separación de aire disminuyen la rigidez dieléctrica, para los impulsos positivos de frente lento. Para aisladores de caperuza y vástago secos, la influencia es pequeña pero puede llegar a ser importante para aisladores de soporte. Para otras configuraciones de separación, un factor de separación como el descrito en la tabla G.1 se aplica como sigue: U50 = K U50RP

(G.5)

Se ha de observar que para K ≥ 1,45, la tensión de descarga de polaridad negativa puede llegar a ser inferior a la de polaridad positiva. Para configuraciones fase-fase se puede aplicar un factor de separación similar. En este caso, no obstante, el factor de separación está influenciado no sólo por la geometría de la separación, sino también por la relación definida como la relación entre el valor de cresta de la componente negativa y la suma de los valores de cresta de la componente negativa y la suma de los valores de cresta de las componentes positiva y negativa (véase anexo D). La tabla G.2 indica los valores típicos del factor de separación para geometrías fase-fase usuales para α = 0,5 y α = 0,33. NOTA − Para cualquier configuración de separación dada, los factores de separación reales se pueden determinar solamente de forma precisa mediante ensayos.

G.3 Comportamiento del aislamiento ante sobretensiones de frente rápido Bajo solicitaciones de impulsos de frente rápido, la tensión soportada dieléctrica de una separación punta-plano de polaridad negativa es mucho mayor que la de polaridad positiva. Además, cuando se representa la tensión soportada dieléctrica en función de la distancia en el aire de la separación resulta no lineal para polaridad negativa mientras que es lineal para polaridad positiva. Para impulsos tipo rayo normalizados aplicados a las separaciones punta-plano de 1 m a 10 m. Los datos experimentales para tensión soportada de polaridad positiva se pueden aproximar por: U50RP = 530 d

(kV cresta, m)

(G.6)

En general, los factores de separación aplicables a los impulsos tipo maniobra no son directamente utilizables para la tensión soportada a impulso tipo rayo. No obstante, los resultados experimentales han demostrado que para polaridad positiva el gradiente de ruptura para una separación punta-plano aumenta linealmente con el factor de separación para impulsos tipo maniobra positivos. El factor de separación K ff+ para impulsos tipo rayo de frente rápido de polaridad positiva se puede expresar en función del factor de separación para impulsos tipo maniobra como sigue: K ff+ = 0,74 + 0,26 K

(G.7)

Con el fin de estimar la amplitud de las sobretensiones incidentes sobre una subestación, es necesario estimar la tensión soportada dieléctrica de la cadena de aisladores de las líneas aéreas de polaridad negativa. Puede utilizarse la siguiente fórmula: U50 = 700 d

(kV cresta, m)

(G.8)

Las fórmulas (G.6 y G.8) son aplicables a nivel del mar (H = 0). Por lo tanto, se requiere una corrección de la altitud (según 4.2.2) cuando se aplique el procedimiento de la coordinación de aislamiento. Para configuraciones tales como conductor-estructura superior y conductor-cruceta, la influencia de los aisladores sobre la tensión soportada es despreciable de manera que la tensión soportada de estas configuraciones es cercana a la de las separaciones en el aire.

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Para otras configuraciones menos frecuentes y en especial para separaciones grandes (como las de la gama II), es conveniente la realización de los ensayos pertinentes a fin de obtener resultados más precisos. Para esta configuraciones, la presencia de aisladores entre los electrodos influye decisivamente en el proceso de descarga y consecuentemente en el valor de U50. El grado de influencia depende del tipo de aislador (capacidad entre aisladores, distancia entre las partes metálicas del conjunto). Menor influencia corresponde a los aisladores con escasas partes metálicas (como los aisladores soporte, de larga longitud, compuestos). La generalización de los resultados, tal como se ha hecho anteriormente para el caso de configuraciones sin aisladores, no es tan sencilla para el caso de que haya aisladores de caperuza y vástago. Se puede no obstante asegurar que la influencia de este tipo de aisladores es escasa si las solicitaciones aplicadas se aminoran mediante la colocación de anillos de reparto. También se reduce la influencia en las configuraciones más usuales que utilizan aisladores en ambos extremos, teniendo solicitaciones menos intensas que en el caso de separaciones punta-planos. En separaciones en el aire, la desviación típica es aproximadamente el 3% de U50 para impulsos de polaridad positiva y del 5% de U50 para impulsos de polaridad negativa. Con la presencia de aisladores se puede alcanzar hasta un máximo de un 5% a un 9% en conexión con casos que presentan una disminución muy importante en el valor de U50. Para los demás casos se puede utilizar un valor muy cercano al aplicable en las separaciones en el aire. La influencia de la lluvia en la tensión de cebado es normalmente secundaria tanto para las separaciones en el aire como para las obtenidas con cadenas de aisladores. En el caso de sobretensiones de frente rápido, el tiempo de cebado depende notablemente de la amplitud del impulso aplicado respecto a la tensión de cebado. Para impulsos con valores próximos a U50, el cebado se produce sobre la cola de la onda de impulso normalizada. A medida que la amplitud crece, el tiempo de cebado disminuye dando lugar a la bien conocida curva tensión-tiempo.

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Tabla G.1 Factores típicos de separación K para el cebado fase-tierra a impulsos tipo maniobra (según [1] y [4])

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Tabla G.2 Factor de separación para las geometrías fase-fase más usuales α = 0,5

α = 0,33

Anillo-Anillo o electrodos planos de gran tamaño

1,80

1,70

Conductores cruzados

1,65

1,53

Punta-punta o conductor-conductor (a lo largo del vano)

1,62

1,52

Soporte de embarrado (accesorios)

1,50

1,40

Geometrías asimétricas

1,45

1,36

Configuración

NOTA − Según [1] y [4]

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ANEXO H (Informativo) EJEMPLOS DE PROCEDIMIENTOS DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO

El procedimiento de coordinación de aislamiento comporta la determinación de los esfuerzos de tensión de cualquier procedencia sobre el material y de la rigidez dieléctrica especificada correspondiente basada en los niveles de cumplimiento y los márgenes de protección aceptables. Estos márgenes (o niveles) son generalmente empíricos. Como se describe en la figura 1 de la Norma CEI 60071-1 hay, en efecto, en este procedimiento de coordinación del aislamiento, cuatro etapas principales que pueden identificarse de la siguiente forma: − etapa 1: determinación de las sobretensiones representativas (Urp); − etapa 2: determinación de las tensiones soportadas de coordinación (Ucw); − etapa 3: determinación de las tensiones soportadas especificadas (Urw); − etapa 4: determinación de las tensiones soportadas normalizadas (Uw). Estas etapas principales así como la conexión entre ellas, se ilustran en algunos ejemplos contenidos en este anexo. Además de determinarse la tensión soportada normalizada, se presentarán igualmente los cálculos de las distancias fasetierra y entre fases según sea aplicable. Las sobretensiones representativas no son, estrictamente hablando, sobretensiones que aparezcan realmente en la red, sino que representan la misma solicitación eléctrica sobre el equipo que las sobretensiones reales. Por tanto, si la sobretensión real prevista tiene una forma distinta a la utilizada en el ensayo, la sobretensión representativa debe modificarse de forma que los ensayos verifiquen realmente la rigidez de aislamiento. Cuando se comparan los esfuerzos de tensión con la rigidez dieléctrica, deben tenerse en cuenta los diferentes tipos de esfuerzos de tensión y los comportamientos correspondientes de aislamiento. Esto lleva a hacer una distinción entre un aislamiento autorregenerable (externo) y no autorregenerable (interno). Para el aislamiento no autorregenerable, la coordinación de la soportabilidad a las tensiones se hace utilizando un método determinista, mientras que puede utilizarse un método estadístico para un aislamiento autorregenerable, donde sea conveniente. Los siguientes ejemplos intentan presentar todas estas posibilidades. H.1 Ejemplo numérico para una red de la gama I (tensión nominal de 230 kV) La red analizada es la de la figura 11. El procedimiento de coordinación de aislamiento se aplica a la subestación 1 suponiendo que es una subestación nueva. Para el material de la gama I, la Norma CEI 60071-1 especifica las tensiones normalizadas soportadas de corta duración a frecuencia industrial y a impulso tipo rayo. La evaluación de las tensiones soportadas especificadas para las sobretensiones de frente lento (maniobra) está seguida de su conversión en tensiones equivalentes soportadas a frecuencia industrial y a su impulso de frente rápido (rayo). El ejemplo muestra este procedimiento de conversión. Para las redes normales de la gama I, el procedimiento de coordinación de aislamiento conduce a especificar un nivel de aislamiento normalizado (un conjunto de tensiones soportadas normalizadas) aplicable entre fases y entre fase y tierra. Esto está ilustrado en la primera parte de este ejemplo donde no se consideran las condiciones de servicio anormales.

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No obstante, en una segunda parte de este ejemplo, para mostrar la importancia de considerar los esfuerzos de cualquier procedencia y su influencia en la filosofía general, se consideran las condiciones de servicio especiales (que consisten en la maniobra de condensadores en la subestación 2). En la tercera parte de este ejemplo, los organigramas resumen los resultados intermedios y finales, obtenidos durante las diferentes etapas del procedimiento de coordinación de aislamiento. Para el propósito de este ejemplo, se consideran los datos de base siguientes: − la tensión más elevada de la red es Us = 245 kV; − el nivel de contaminación es fuerte (véase tabla 1); − la altura es H = 1 000 m. H.1.1 Primera parte: ausencia de condiciones de servicio particulares H.1.1.1 Etapa 1: determinación de las sobretensiones representativas - valores de Urp H.1.1.1.1 Tensión a frecuencia industrial. Para el procedimiento de coordinación de aislamiento, la tensión de referencia más importante es la tensión de servicio continuo máximo Us. Para la red considerada, aunque la tensión nominal sea 230 kV, el valor de Us a considerar es 245 kV (eficaz, fase-fase). La red, compensación incluida, está creada para funcionar a este límite o por debajo. Evidentemente, conviene que el equipo instalado tenga un valor Um igual o superior a Us. La nueva subestación debe estar implantada a lo largo de una importante vía de comunicación donde la sal, esparcida sobre la carretera en invierno, pueda entrañar una contaminación fuerte. A causa de este ambiente, las condiciones exigidas para el aislamiento externo se obtendrán especificando un ensayo de contaminación artificial que corresponde al nivel de contaminación III de la tabla 1. De acuerdo con esta tabla, la línea de fuga mínima recomendada para los aisladores será de 25 mm/kV. H.1.1.1.2 Sobretensiones temporales. Una de las fuentes de sobretensiones temporales proviene de las faltas a tierra (véase 2.3.2.1) que engendran sobretensiones fase-tierra. Se han realizado estudios de red teniendo en cuenta las características de puesta a tierra del neutro. El factor de defecto a tierra se ha encontrado igual a k = 1,5 (este valor sólo está justificado para las necesidades del ejemplo; en efecto, un valor de 1,5 es inusual sobre una red a 230 kV donde está previsto normalmente un valor que no sobrepase 1,3). La sobretensión representativa fase-tierra correspondiente es Urp = 212 kV. Otra fuente de sobretensiones temporales es la pérdida de carga (véase 2.3.2.2) que produce sobretensiones que afectan al mismo tiempo el aislamiento entre fases y fase-tierra. El análisis y los estudios de red han mostrado que la sobrevelocidad del generador y la regulación se combinan para conducir a sobretensiones de 1,4 p.u. en la subestación 1 (lo que es bastante elevado), lo cual se traduce por sobretensiones representativas fase-tierra y fase-fase de Urp = 198 kV y Urp = 343 kV. Como se indica en el apartado 2.3.2.5, un defecto a tierra puede combinarse con una pérdida de carga para dar lugar a otras sobretensiones. En este ejemplo, una combinación así no se produce porque, después de la pérdida de carga, la configuración de la red ha cambiado: los interruptores automáticos de la subestación 1 están abiertos, las líneas están desconectadas y el factor de defecto a tierra (k) a la subestación 1 es inferior a 1 (con el transformador elevador del alternador triángulo/estrella con neutro a tierra). Las sobretensiones representativas más elevadas obtenidas considerando todos las causas posibles son: − fase-tierra: Urp = 212 kV; − fase-fase: Urp = 343 kV.

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H.1.1.1.3 Sobretensiones de frente lento. Los estudios de red han confirmado que las sobretensiones de frente lento que proceden de impactos de rayo alejados (véase 2.3.3.5) no constituyen un problema en la red considerada. Por otra parte, las sobretensiones de frente lento debidas a defectos a tierra sólo se consideran para las redes conectadas a tierra mediante bobina de compensación (véase 2.3.3.2) lo cual no es el caso. Para la determinación de sobretensiones representativas, puede ser necesario, en caso de conexión o reenganche, distinguir entre el equipo situado en la entrada de línea y que puede estar ya sea en las condiciones de la extremidad alejada de línea abierta (subestación 1), ya sea en la extremidad cercana del lado de la alimentación (subestación 2). Según su posición, estos equipos estarán sometidos a esfuerzos diferentes. Sobretensiones particulares que afectan al equipo situado en la línea de entrada (subestación 1). Los estudios de red que utilizan el método valor de cresta por fase (véase el anexo D) han mostrado que el reenganche de líneas en la subestación 2 puede traducirse en la subestación 1 por sobretensiones al 2% en la extremidad abierta de ue2 = 3,0 p.u. y up2 = 4,5 p.u. Las sobretensiones representativas para el equipo de extremidad de línea, en ausencia de pararrayos, son los valores de truncamiento de las distribuciones de sobretensiones. Como se indica en el anexo D, − uet = 1,25 ue2 – 0,25

⇒

uet = 700 kV;

− upt = 1,25 Up2 – 0,43

⇒

upt = 1 039 kV.

Sobretensiones que afectan a todos los equipos (subestación 1) Todos los equipos situados en la subestación 1 están sometidos a las sobretensiones de frente lento debidas a la conexión y al reenganche local. No obstante, las sobretensiones en la subestación donde tiene lugar la maniobra son muy inferiores a las de la subestación alejada. Para la subestación 1, los estudios de red dan ue2 = 1,9 p.u y up2 = 2,9 p.u. Los valores corespondientes son Uet = 425 kV y Upt = 639 kV. Pararrayos en entrada de línea (en la subestación 1) Para controlar las sobretensiones severas que puedan proceder del reenganche en la otra extremidad, los pararrayos de óxido metálico -idénticos a los previstos para la protección de los transformadores- se instalan en la entrada de la línea (véase 2.3.3.7). Las características de estos pararrayos son aquellas que pueden soportar el peor ciclo alcanzado de sobretensión temporal (amplitud y duración). Sus características de protección son las siguientes: − nivel de protección a impulso tipo maniobra: Ups = 410 kV; − nivel de protección a impulso tipo rayo: Upl = 500 kV. Como se explica en 2.3.3.7, con el uso de pararrayos, las sobretensiones representativas de frente lento pueden ser directamente dadas por Ups (fase-tierra) ó 2 Ups (fase-fase) si estos valores de protección son inferiores a las correspondientes solicitaciones máximas de sobretensión de frente lento (valores de Uet y Upt). Es el caso para cualquier solicitación, excepto para el equipo instalado entre fases en entrada de línea, de modo que las sobretensiones representativas de frente lento son las siguientes: − fase-tierra: Urp = 410 kV para cualquier equipo; − fase-fase: − Urp = 639 kV para cualquier equipo salvo en entrada de línea; − Urp = 820 kV para el equipo en entrada de línea. H.1.1.1.4 Sobretensiones de frente rápido. En este ejemplo, sólo deben considerarse las sobretensiones de frente rápido debidas al rayo. Se utilizará una aproximación estadística simplificada, la cual conducirá directamente (etapa 2 siguiente) a la tensión soportada de coordinación, que puentea la necesidad de una sobretensión representativa.

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H.1.1.2 Etapa 2: determinación de las tensiones soportadas de coordinación - valores de Ucw. De acuerdo con el capítulo 3 de la guía, deben aplicarse diferentes factores a los valores de sobretensiones representativos determinados anteriormente. Estos factores, que pueden variar en función de la forma de las sobretensiones, integran el criterio de cumplimiento elegido (la tasa de defecto aceptable desde el punto de vista económico u operacional) y las imprecisiones de los datos de entrada (por ejemplo las características de los pararrayos). H.1.1.2.1 Sobretensiones temporales. Para esta clase de sobretensiones, la tensión soportada de coordinación es igual a la sobretensión temporal representativa (véase 3.3.1). En otros términos, el factor de coordinación Kc es igual a 1. Ya sea: − fase-tierra:

Ucw = 212 kV;

− fase-fase:

Ucw = 343 kV.

H.1.1.2.2 Sobretensiones de frente lento. Se utilizará la aproximación determinista. Con esta aproximación, es preciso considerar que el límite de sobretensiones mediante pararrayos deforma la distribución de las sobretensiones, lo que crea una deformidad considerable en la distribución de las sobretensiones en torno al nivel de protección del pararrayos (véase 3.3.2.1). Así, pequeñas imprecisiones en cuanto a las características de protección del pararrayos o a la rigidez del equipo pueden traducirse en un incremento anormalmente elevado de la tasa de fallos. La figura 4 tiene en cuenta este efecto aplicando al nivel de protección del pararrayos un factor de coordinación determinista Kcd para obtener el valor de Ucw. Para el equipo en entrada de línea: − fase-tierra:

Ups/Ue2 = 410/600

= 0,68

⇒ Kcd = 1,10;

− fase-fase:

2 Ups/Up2 = 820/900

= 0,91

⇒ Kcd = 1,00

Para todos los otros equipos: − fase-tierra:

Ups/Ue2 = 410/380

= 1,08

⇒ Kcd = 1,03;

− fase-fase:

2 Ups/Up2 = 820/580

= 1,41

⇒ Kcd = 1,00

Los valores de las tensiones soportadas de coordinación que resultan son: Kcd x Urp: Para el equipo en entrada de línea: − fase-tierra:

Ucw = 1,1 x 410

⇒ Ucw = 451 kV;

− fase-fase:

Ucw = 1,0 x 820

⇒ Ucw = 820 kV.

Para todos los demás equipos: − fase-tierra:

Ucw = 1,03 x 410

⇒ Ucw = 422 kV;

− fase-fase:

Ucw = 1,0 x 639

⇒ Ucw = 639 kV.

H.1.1.2.3 Sobretensiones de frente rápido. Se utiliza una aproximación estadística (véase 3.3.3.2) y más concretamente una aproximación estadística simplificada (véase F.4). Aquí el factor a aplicar a Urp se basa en la experiencia con una construcción particular de línea y en el efecto calculado de la distancia entre el pararrayos y el equipo a proteger. Se determina la longitud La de la línea aérea con una tasa de defecto igual a la tasa aceptable Ra. Después, teniendo en cuenta la distancia de separación (del pararrayos) L, del número de líneas n que llega a la subestación y el vano Lsp, se calcula el nivel de protección efectivo del pararrayos, que es el valor buscado Ucw.

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En este ejemplo, están disponibles los datos siguientes: numerosos pararrayos con un nivel de protección a impulso tipo rayo de 500 kV se sitúan en diferentes lugares (en la entrada de la línea y cerca de los transformadores). La distancia máxima de separación para el aislamiento interno es de 30 m, para el aislamiento externo, es de 60 m. Se conectan a la estación dos líneas sobre torres de acero, caracterizadas por A = 4 500 (véase anexo F, tabla F.2) y con un vano de 300 m. Las prestaciones obtenidas en relación al rayo de estas líneas es de un defecto por 100 km y por año. Para el equipo a instalar en la subestación 1, se define una tasa de defecto aceptable de 1 en 400 años. Utilizando la ecuación (F.18) se halla primero un valor de La = 0,25 km. Introduciendo este valor y el de otros parámetros en la ecuación (F.19), se obtiene la tensión soportada de coordinación: − para el aislamiento interno: •

Ucw = 500 + [(4 500 / 2) x 30 / (300 + 250)]

⇒

Ucw = 622 kV;

⇒

Ucw = 745 kV.

− para el aislamiento externo: •

Ucw = 500 + [(4 500 / 2) x 6 / (300 + 250)]

Las sobretensiones de frente rápido afectan a los aislamientos fase-fase y fase-tierra de la misma forma. H.1.1.3 Etapa 3: determinación de las tensiones soportadas especificadas - valores de Urw. Las tensiones soportadas especificadas se obtienen aplicando a las tensiones soportadas de coordinación dos factores de corrección (véase capítulo 4): el factor Ka que tiene en cuenta la altura de la instalación y el factor de seguridad Ks. H.1.1.3.1 Factor de seguridad. Los valores recomendados de los factores de seguridad Ks están definidos en 4.3.4. El factor Ks se aplica a todo tipo de sobretensión (temporal, de frente lento, de frente rápido) fase-fase o fase-tierra: − para el aislamiento interno: Ks = 1,15; − para el aislamiento externo: Ks = 1,05. H.1.1.3.2 Factor de corrección atmosférica. El factor de corrección de altura Ka se define en 4.2.2 (ecuación 11)). El factor Ka sólo se aplica al aislamiento externo y su valor depende de la forma de la sobretensión (mediante el parámetro m en la ecuación (11)). Para la tensión soportada a frecuencia industrial, son necesarios ensayos de corta duración sobre los aisladores contaminados y ⇒ m = 0,5 Para la tensión soportada a impulso tipo maniobra, el valor de m es una función de la tensión soportada de coordinación de acuerdo con la figura 9: − fase-tierra: Ucw = 451 kV

⇒

m = 0,94;

− fase-fase: Ucw = 820 kV

⇒

m = 1,00.

Para la tensión soportada a impulso tipo rayo

⇒

m = 1,00.

La instalación estando a una altura H de 1 000 m, los valores correspondientes de Ka son los siguientes: − para la tensión soportada a frecuencia industrial:

Ka = 1,063 (fase-fase y fase-tierra);

− para la tensión soportada a impulso tipo maniobra:

Ka = 1,122 (fase-tierra), Ka = 1,130 (fase-fase);

− para la tensión soportada a impulso tipo rayo:

Ka = 1,130 (fase-fase y fase-tierra).

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H.1.1.3.3 Tensiones soportadas especificadas. Los valores de las tensiones soportadas especificadas se deducen de Urw = Ucw Ks Ka con los valores de Ucw hallados en la etapa 2 y los valores de Ks y Ka obtenidos en la etapa 3. Para las sobretensiones temporales: − aislamiento externo: •

fase-tierra

⇒

Urw = 212 x 1,05 x 1,063

⇒

Urw = 237 kV,

•

fase-fase

⇒

Urw = 343 x 1,05 x 1,063

⇒

Urw = 383 kV;

− aislamiento interno: •

fase-tierra

⇒

Urw = 212 x 1,15

⇒

Urw = 243 kV,

•

fase-fase

⇒

Urw = 343 x 1,15

⇒

Urw = 395 kV.

Para las sobretensiones de frente lento: Para los equipos en entrada de línea: − aislamiento externo: •

fase-tierra

⇒

Urw = 451 x 1,05 x 1,122

⇒

Urw = 531 kV;

•

fase-fase

⇒

Urw = 820 x 1,05 x 1,13

⇒

Urw = 973 kV.

Para los otros equipos: − aislamiento externo: •

fase-tierra

⇒

Urw = 422 x 1,05 x 1,122

⇒

Urw = 497 kV;

•

fase-fase

⇒

Urw = 639 x 1,05 x 1,13

⇒

Urw = 758 kV;

− aislamiento interno: •

fase-tierra

⇒

Urw = 422 x 1,15

⇒

Urw = 485 kV;

•

fase-fase

⇒

Urw = 639 x 1,15

⇒

Urw = 735 kV.

Para las sobretensiones de frente rápido: − aislamiento externo: •

fase-tierra

⇒

Urw = 745 x 1,05 x 1,13

⇒

Urw = 884 kV;

•

fase-fase

⇒

Urw = 745 x 1,05 x 1,13

⇒

Urw = 884 kV;

− aislamiento interno: •

fase-tierra

⇒

Urw = 622 x 1,15

⇒

Urw = 715 kV;

•

fase-fase

⇒

Urw = 622 x 1,15

⇒

Urw = 715 kV.

H.1.1.4 Etapa 4: conversión hacia las tensiones soportadas normalizadas para la gama I. En la gama I, el nivel de aislamiento está normalmente descrito por un conjunto de dos valores como se indica en la tabla 2 de la Norma CEI 60071-1: una tensión soportada de corta duración a frecuencia industrial y una tensión soportada a impulso tipo rayo. La tabla 2 da el factor de conversión de ensayo a aplicar a la tensión soportada especificada para las sobretensiones de frente lento, para obtener dicho conjunto de valores equivalentes.

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- 106 -

H.1.1.4.1 Conversión hacia la tensión soportada de corta duración a frecuencia industrial (SDW). Para los equipos en entrada de línea: − aislamiento externo: •

fase-tierra

⇒

SDW = 531 x (0,6 + 531 / 8 500) = 352 kV;

•

fase-fase

⇒

SDW = 973 x (0,6 + 973 / 12 700) = 658 kV.

Para los otros equipos: − aislamiento externo: •

fase-tierra

⇒

SDW = 497 x (0,6 + 497 / 8 500) = 327 kV;

•

fase-fase

⇒

SDW = 758 x (0,6 + 758 / 12 700) = 500 kV;

− aislamiento interno: •

fase-tierra

⇒

SDW = 485 x 0,5

= 243 kV;

•

fase-fase

⇒

SDW = 735 x 0,5

= 367 kV.

H.1.1.4.2 Conversión hacia la tensión soportada a impulso tipo rayo (LIW). Para los equipos en entrada de línea: − aislamiento externo: •

fase-tierra

⇒

LIW = 531 x 1,30

•

fase-fase

⇒

LIW = 973 x (1,05 + 973 / 9 000) = 1 127 kV.

= 690 kV;

Para los otros equipos: − aislamiento externo: •

fase-tierra

⇒

LIW = 497 x 1,30

•

fase-fase

⇒

LIW = 758 x (1,05 + 758 / 9 000) = 860 kV;

= 646 kV;

− aislamiento interno: •

fase-tierra

⇒

LIW = 485 x 1,10

= 534 kV;

•

fase-fase

⇒

LIW = 735 x 1,10

= 808 kV.

H.1.1.5 Etapa 5: Selección de valores tensiones soportadas normalizadas. La tabla H.1 resume los valores Urw(s) de las tensiones soportadas mínimas especificadas obtenidas por los estudios de red (resultados de la etapa 3). Estos valores son los valores mínimos a aplicar en los ensayos para verificar la tensión soportada a frecuencia industrial de corta duración a impulso tipo maniobra y a impulso tipo rayo. En la gama I, la tensión soportada especificada a impulso tipo maniobra está normalmente cubierta, ya sea por el ensayo normalizado de corta duración de frecuencia industrial, o bien por el ensayo normalizado a impulso tipo rayo. En la tabla H.1, los valores obtenidos después de esta conversión están indicados como Urw(c) (resultados de la etapa 4). En este ejemplo, los valores se consideran convertidos para un ensayo a impulsos tipo rayo mientras que los valores convertidos para un ensayo de corta duración a frecuencia industrial no son considerados.

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Tabla H.1 Resumen de las tensiones soportadas especificadas mínimas para el ejemplo H.1.1 (primera parte, sin maniobra de condensadores a la subestación alejada (subestación 2)) Valores de Urw:

Aislamiento externo

− en kV (valor eficaz). para corta duración a frecuencia industrial − en kV (valor de cresta) para los impulsos tipo rayo y tipo maniobra

Equipos en entrada de línea Urw(s)

Urw(c)

Otros equipos

Aislamiento interno

Urw(s)

Urw(c)

Urw(s)

Urw(c)

Corta duración a

fase - tierra

237

352

237

327

243

243

frecuencia industrial

fase - fase

383

658

383

500

395

367

Impulso tipo maniobra

fase - tierra

531

497

---

485

---

fase - fase

973

---

758

---

735

---

fase - tierra

884

690

884

646

715

534

fase - fase

884

1.127 884

860

715

808

Impulso tipo rayo

Las tensiones normalizadas que deben definirse para los ensayos de corta duración a frecuencia industrial y a impulso tipo rayo, deben elegirse teniendo en cuenta los resultados indicados en negrita en la tabla H.1 (valor más alto de las tensiones especificadas mínimas Urw(s) o valor convertido Urw(c)) y los valores normalizados propuestos en 4.6 y 4.7 de la Norma CEI 60071-1. Normalmente, los valores de las tensiones especificados se eligen de forma que corresponda a un nivel de aislamiento normalizado definido en 3.33 e indicado en la tabla 2 de la Norma CEI 60071-1. Los valores normalizados de 395 kV (para corta duración a frecuencia industrial) y de 950 kV (para el impulso tipo rayo) corresponden a un nivel de aislamiento para una red con Um = 245 kV. Estos valores cubren todos los aislamientos, fase-tierra y fase-fase, excepto los valores de aislamiento externo fase-fase en entrada de línea, para el cual es necesario un valor mínimo soportado de 1 127 kV. No obstante, dado que en este ejemplo no hay equipo trifásico instalado en entrada de línea, antes que prever un ensayo, es suficiente especificar una distancia de aislamiento fase-fase. De acuerdo con la tabla A.1, sería necesario una distancia de 2,35 m entre fases para el equipo en entrada de línea, lo que corresponde a una tensión soportada a impulso tipo rayo normalizada de 1 175 kV. Es necesario una distancia de aislamiento mínima fase-tierra y fase-fase de 1,9 m para todos los otros aislamientos que no estén situados en entrada de línea. Estas distancias sólo se basan en prescripciones de coordinación del aislamiento. Es preciso destacar que para el aislamiento externo fase-tierra, el alto valor especificado para el ensayo de corta duración a frecuencia industrial (395 kV) está bastante por encima del valor mínimo requerido por las sobretensiones temporales (237 kV). No obstante, el valor de 395 kV corresponde al nivel de aislamiento normalizado que tiene una tensión soportada especificada a impulso tipo rayo de 950 kV. Haciendo una mayor precisión sobre los estudios se podría llegar a reducir en un nivel las condiciones relativas al aislamiento externo fase-tierra (360 kV/850 kV). Para el aislamiento interno, la elección del mismo nivel de aislamiento normalizado que para el aislamiento externo podría considerarse que conduce a un margen demasiado alto en relación a la tensión soportada especificada a impulso tipo rayo (715 kV fase-tierra y 808 kV fase-fase). Son posibles otras selecciones, considerando el aspecto económico (véase 4.9 de la Norma CEI 60071-1): especificación de una tensión soportada a impulso tipo rayo de 850 kV fase-fase y fase-tierra; o 750 kV fase-tierra con un ensayo especial entre fases a 850 kV. No obstante debe conservarse el ensayo de corta duración de frecuencia industrial con un valor mínimo de 395 kV. Estas posibilidades, aunque son aceptables, conducirían en definitiva a un nivel de aislamiento especificado no correspondiente a un nivel de aislamiento normalizado, de acuerdo con la Norma CEI 60071-1.

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- 108 -

H.1.2 Segunda parte: influencia de maniobras de condensadores en la subestación 2 La segunda parte del ejemplo H.1 considera el caso en que una posibilidad adicional de sobretensión de frente lento proviene de la maniobra de un banco de condensadores en la subestación 2 (subestación alejada). Todos los demás esfuerzos considerados en la primera parte están presentes en el mismo nivel, con la misma disposición de pararrayos en la subestación 1. Los resultados de los estudios de red muestran que todos los equipos de la subestación 1 (incluidos los equipos de entrada de línea en posición cerrada en las condiciones de servicio normales) están sometidos a sobretensiones severas en el momento de la puesta en servicio del banco de condensadores en la subestación 2. Estas sobretensiones se propagan y, a causa del fenómeno de amplificación (resonancia a ciertas frecuencias), alcanzan las amplitudes máximas siguientes en la subestación 1: − fase-tierra: •

Ue2 = 500 kV;

•

Uet = 575 kV.

− fase-fase: •

Up2 = 750 kV;

•

Upt = 852 kV.

Para los equipos de la extremidad de la línea abierta, las sobretensiones de frente lento más elevadas son aquellas que resultan del reenganche de la línea descrita en la primera parte. Sin embargo, para todos los otros equipos, las sobretensiones de frente lento determinantes en el procedimiento de coordinación del aislamiento están relacionadas con la maniobra del banco de condensadores en la subestación 2. Son superiores a las sobretensiones debidas a la conexión o reenganche de línea (descritas en la primera parte). De ahora en adelante, sólo nos interesa este tipo de tensión (nuevas sobretensiones de frente lento), las conclusiones para los otros tipos de tensiones (sobretensiones temporales y de frente rápido) son las mismas que en la primera parte. Los valores de las sobretensiones de frente lento representativas están ahora controladas por las características de protección de los pararrayos ya que Ups < Uet y 2 Ups < Upt si bien: − fase-tierra: Urp = 410 kV; − fase-fase: Urp = 820 kV. Para obtener la tensión soportada de coordinación de frente lento, se aplica un factor de coordinación estadístico Kcd a los valores de Urp siguiendo el mismo procedimiento que en la primera parte: − fase-tierra: Ups/Ue2 = 410/500 = 0,82 ⇒ Kcd = 1,10 ⇒ Ucw = 451 kV; − fase-fase: 2 Ups/Up2 = 820/750 = 1,09 ⇒ Kcd = 1,00 ⇒ Ucw = 820 kV. Los valores del factor de seguridad Ks y del factor de corrección atmosférico Ka conservan aproximadamente los mismos valores que en la primera parte si bien los valores de las tensiones soportadas especificados Urw resultantes son los siguientes: − aislamiento externo: •

fase-tierra

⇒

Urw = 451 x 1,05 x 1,122

⇒

Urw = 531 kV;

•

fase-fase

⇒

Urw = 820 x 1,05 x 1,13

⇒

Urw = 973 kV;

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- 109 -

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− aislamiento interno: •

fase-tierra

⇒

Urw = 451 x 1,15

⇒

Urw = 518 kV;

•

fase-fase

⇒

Urw = 820 x 1,15

⇒

Urw = 943 kV.

Los valores de las tensiones soportadas especificados para las sobretensiones de frente lento se convierten en tensión soportada de corta duración a frecuencia industrial y a impulso tipo rayo (para mayor detalles véase la primera parte). La conversión a la tensión soportada de corta duración a frecuencia industrial (SDW) da: − aislamiento externo: •

fase-tierra

⇒

SDW = 531 x (0,6 + 531 / 8 500) =

352 kV;

•

fase-fase

⇒

SDW = 973 x (0,6 + 973 / 12 700) =

658 kV;

− aislamiento interno: •

fase-tierra

⇒

SDW = 518 x 0,5

=

259 kV;

•

fase-fase

⇒

SDW = 943 x 0,5

=

472 kV.

=

690 kV;

La conversión a la tensión soportada a impulso tipo rayo (LIW) da: − aislamiento externo: •

fase-tierra

⇒

LIW = 531 x 1,30

•

fase-fase

⇒

LIW = 973 x (1,05 + 973 / 9 000) =

1 127 kV;

− aislamiento interno: •

fase-tierra

⇒

LIW = 518 x 1,10

=

570 kV;

•

fase-fase

⇒

LIW = 943 x 1,10

=

1 037 kV.

Tabla H.2 Resumen de las tensiones soportadas especificadas mínimas para el ejemplo H.1.2 (segunda parte, con maniobras de condensadores en la estación alejada (subestación 2)) Valores de Urw:

Aislamiento externo

− en kV (valor eficaz), para corta duración a frecuencia industrial Equipos en − en kV (valor de cresta) para los impulsos tipo rayo y entrada de línea tipo maniobra Urw(s) Urw(c)

Otros equipos

Aislamiento interno

Urw(s)

Urw(c)

Urw(s)

Urw(c)

Corta duración a

fase-tierra

237

352

237

352

243

259

frecuencia industrial

fase-fase

383

658

383

658

395

472

Impulso tipo maniobra

fase-tierra

531

---

531

---

518

---

fase-fase

973

---

973

---

943

---

fase-tierra

884

690

884

690

715

570

fase-fase

884

Impulso tipo rayo

1.127 884

1.12 715

1.03

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- 110 -

La tabla H.2 da los valores de tensión soportada (o de ensayo) mínimos necesarios para tener en cuenta los diferentes esfuerzos de sobretensión relativos a la segunda parte del ejemplo H.1. Los valores mínimos especificados para el ensayo de corta duración de frecuencia industrial y el ensayo de impulso tipo rayo están indicados en negrita. La comparación de las tablas H.2 y H.1 muestra el impacto de las sobretensiones de frente lento debidas a las maniobras de condensadores en la subestación 2, principalmente en las exigencias relativas a impulso tipo maniobra entre fases y en los valores de ensayo mínimos equivalentes que resultan. Para el aislamiento externo, incluido el aislamiento longitudinal, se utiliza aquí el mismo nivel de aislamiento normalizado que el definido en la primera parte (395 kV/950 kV), no requiriéndose ningún ensayo fase-fase, siempre que se adopte una distancia de aislamiento de 2,35 m entre fases (correspondiente a una tensión soportada a impulso tipo rayo normalizada de 1 175 kV) para todos los equipos externos y no únicamente para aquellos situados en la entrada de línea como en la primera parte. Para el aislamiento interno, puede elegirse un nivel de aislamiento normalizado, aplicable al aislamiento fase-fase y al aislamiento fase-tierra, de 460 kV / 1 050 kV, correspondiente a Um = 245 kV (véase tabla 2 de la Norma CEI 60071-1). Esto corresponde a un nivel de aislamiento normalizado más elevado que para la primera parte, que es originado por maniobras de condensadores en la subestación alejada. Podrían considerarse niveles de aislamiento fase-tierra menores (como se discute en la primera parte) pero, en cualquier caso, sería necesario un ensayo especial fase-fase a 1 050 kV. H.1.3 Organigramas relativos al ejemplo H.1 Los organigramas siguientes resumen el procedimiento de coordinación del aislamiento y los resultados obtenidos en las diferentes etapas. Los organigramas incluyen los resultados obtenidos sin (primera parte) y con (segunda parte) maniobras de condensadores en la subestación 2. Es preciso destacar que este ejemplo no considera ningún medio de reducción de las sobretensiones de frente lento severas debidas a las maniobras de condensadores. Como se indica en el apartado 2.3.3.6, podrían considerarse medidas tales como la utilización de resistencias de cierre en la estación alejada, a fin de obtener una reducción sustancial de las tensiones de frente lento y, en consecuencia, una reducción de los niveles de tensión soportada a seleccionar. Esto implica estudios de redes complementarios considerando la presencia de medios de limitación, y, sobre la base de nuevos valores de tensiones representativas obtenidas, rehacer el procedimiento de coordinación del aislamiento. En el ejemplo particular aquí discutido, esto conduciría a una reducción de algunas exigencias (indicadas en la etapa 5 del organigrama) como la tensión soportada a impulso tipo rayo entre fases para el aislamiento interno y las distancias de aislamiento fase-fase para el aislamiento externo.

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- 111 -

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Etapa 1: Determinación de las sobretensiones representativas (Urp)

Us = 245 kV fase-fase 1,0 p.u = 200 kV (cresta)

→

Tensión a frecuencia industrial

Sobretensiones temporales Defectos a tierra

→

Factor de defecto a tierra: k = 1,5

→

Urp (p-e) = 212 kV

Pérdida de carga

→

Sobretensión máx. = 1,4 p.u.

→

Urp (p-e) = 198 kV Urp (p-e) = 343 kV

Sobretensiones representativas resultantes Fase-tierra: Urp (p-e) = 212 kV Fase-fase: Urp (p-p) = 343 kV Sobretensiones de frente lento Sobretensiones procedentesde la subestación 2 ↓ Reenganche

Sobretensiones procedentes de la subestación 1

↓ Maniobra de condensador

↓ Conexión y reenganche

↓ ue2 = 3,0 p.u up2 = 4,5 p.u.

↓ ue2 = 2,5 p.u up2 = 3,75 p.u

↓ ue2 = 1,9 p.u up2 = 2,9 p.u

↓ uet = 3,5 p.u upt = 5,19 p.u

↓ uet = 2,87 p.u upt = 4,26 p.u

↓ uet = 2,12 p.u upt = 3,19 p.u

↓ Uet = 700 kV Upt =1 039 kV

↓ Uet = 575 kV Upt = 852 kV

↓ Uet =425 kV Upt = 639 kV

↓

↓

↓

Pararrayos en entrada de línea y cerca de los transformadores: Ups = 410 kV, Upl = 500 kV ↓ Equipos en entrada de línea

↓ Otros equipos

↓ Con y sin maniobra de condensador Uet > Ups Upt > 2 Ups

↓ Maniobras de condensadores en la subestación 2 ↓ No Urp (p-e) = 410 kV Urp (p-p) = 639 kV

↓ Fase-tierra: Urp = Ups = 410 kV Fase-fase = Urp = 2 Ups = 820 kV Sobretensiones de frente rápido

→

↓ Si Urp (p-e) = 410 kV Urp (p-p) = 820 kV

Evaluado en etapa 2

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- 112 -

Etapa 2: Determinación de las tensiones soportadas de coordinación (Ucw)

Sobretensiones temporales Fase-tierra: Fase-fase:

→

Factor Kc= 1,0

Ucw = Kc x Urp = 1,0 x 212 = 212 kV Ucw = Kc x Urp = 1,0 x 343 = 343 kV

Sobretensiones de frente lento

→

Método determinista usado = factor Kcd

Equipos en entrada de línea (aislamiento externo solamente)

Otros equipos

↓ Fase-tierra ↓ a) Ups/Ue2 = 0,68 b) Ups/Ue2 = 0,82

↓ Fase-fase ↓ a) 2 Ups/Ue2 = 0,91 b) 2 Ups/Ue2 = 1,09

↓ Fase-tierra ↓ 1) Ups/Ue2 = 0,82 2) Ups/Ue2 = 1,08

↓ Fase-fase ↓ 1) Ups/Ue2 = 1,09 2) Ups/Ue2 = 1,41

↓ a) Kcd = 1,10 b) Kcd = 1,08

↓ a) Kcd = 1,00 b) Kcd = 1,00

↓ 1) Kcd = 1,08 2) Kcd = 1,03

↓ 1) Kcd = 1,00 2) Kcd = 1,00

↓

↓ Valores fijados: 1) Kcd = 1,10 2) Kcd = 1,03

Valor fijado Kcd = 1,10 ↓ Ucw = Kcd x Urp Ucw = 451 kV

↓ 1) Ucw = 451 kV 2) Ucw = 422 kV

Ucw = Kcd x Urp Ucw = 820 kV

a) Reenganche en la subestación 2 b) Maniobras de condensador en la subestación 2

Sobretensiones de frente rápido

Datos tomados de la experiencia Prestaciones requeridas

1) Ucw = 820 kV 2) Ucw = 639 kV

1) Con maniobras de condensador en la subestación 2 2) Sin maniobras de condensador en la subestación 2

→

→

Método estadístico simplificado Parámetro «A»: Longitud de vano: Tasa de defectos: Tasa de fallos aceptables:

Nivel de protección a impulso tipo rayo del pararrayos: Upl = 500 kV Máxima distancia de separación del aislamiento interno: L = 30 m Máxima distancia de separación del aislamiento externo L = 60 m

A = 4 500 Lsp= 300 m 1/100 km.años 1/400 años

La = 250 m

↓ Aislamiento interno: Aislamiento externo:

Ucw= 622 kV Ucw = 745 kV

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- 113 -

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Etapa 3: Determinación de las tensiones soportadas especificadas (Urw)

Factor de corrección atmosférica Tensión soportada a frecuencia industrial ↓ ↓ Fase-tierra Fase-fase

ks = 1,15 ks = 1,05

Aislamiento interno: Aislamiento externo:

→

Factor de seguridad

→

Altura H = 1 000 m

Tensión soportada a impulso tipo maniobra ↓ ↓ Fase-tierra Fase-fase

Tensión soportada a impulso tipo rayo ↓ ↓ Fase-tierra Fase-fase

m = 0,5

↓ m = 0,94

↓ m = 1,0

m = 1,0

↓ Ka = 1,063

↓ Ka = 1,122

↓ Ka = 1,130

Ka = 1,130

Tensiones soportadas especificadas

Tensión soportada a las sobretensiones temporales ↓ ↓ Fase-tierra Fase-fase

→

Aislamiento interno: Aislamiento externo:

Tensión soportada al impulso tipo maniobra ↓ ↓ Fase-tierra Fase-fase

Urw = Ucw x Ks Urw = Ucw x Ks x Ka

Tensión soportada al impulso tipo rayo ↓ ↓ Fase-tierra Fase-fase

↓ Aislamiento interno 243 kV

↓ Aislamiento interno 395 kV

↓ Equipos en entrada de línea

↓ Equipos en entrada de línea

↓ Aislamiento interno 715 kV

↓ Aislamiento interno 715 kV

Aislamiento externo 237 kV

Aislamiento externo 383 kV

Aislamiento externo 531 kV Otros equipos

Aislamiento externo 973 kV Otros equipos

Aislamiento externo 884 kV

Aislamiento externo 884 kV

Aislamiento interno

Aislamiento interno

1) 518 kV 2) 485 kV

1) 943 kV 2) 735 kV

Aislamiento externo

Aislamiento externo

1) 531 kV 2) 497 kV

1) 973 kV 2) 758 kV 1) Con maniobras de condensadores en la subestación 2. 2) Sin maniobras de condensadores en la subestación 2.

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- 114 -

Etapa 4: Conversión hacia las tensiones soportadas normalizadas para la gama I

Conversión de las tensiones soportadas a impulso tipo maniobra a tensiones soportadas de corta duración a frecuencia industrial ↓ Factores de conversión: Aislamiento externo: − fase-tierra − fase-fase

Conversión de las tensiones soportadas a impulso tipo maniobra a tensiones soportadas a impulso tipo rayo ↓ Factores de conversión: Aislamiento externo: − fase-tierra − fase-fase

0,6 + Urw/8 500 0,6 + Urw/12 700

Aislamiento interno: − fase-tierra − fase-fase ↓ Equipos en entrada de línea ↓ Aislamiento externo − fase-tierra 352 kV

0,5 0,5 ↓ Otros equipos ↓ Aislamiento externo − fase-tierra 1) 352 kV 2) 327 kV

− fase-fase 658 kV

− fase-fase 1) 658 kV 2) 500 kV

Aislamiento interno: − fase-tierra − fase-fase ↓ Equipos en entrada de línea ↓ Aislamiento externo − fase-tierra 690 kV − fase-fase 1 127 kV

Aislamiento interno − fase-tierra 1) 259 kV 2) 243 kV − fase-fase 1) 472 kV 2) 367 kV

1) Con maniobras de condensadores en la subestación 2. 2) Sin maniobras de condensadores en la subestación 2.

1,3 1,05 + Urw/9 000

1,1 1,1 ↓ Otros equipos ↓ Aislamiento externo − fase-tierra 1) 690 kV 2) 646 kV − fase-fase 1) 1 127 kV 2) 860 kV Aislamiento interno − fase-tierra 1) 570 kV 2) 534 kV − fase-fase 1) 1 037 kV 2) 808 kV

Etapa 5: Selección de los valores de tensiones soportadas normalizadas

Nivel de aislamiento normalizado:

Sin maniobra de condensadores en la subestación alejada Para los detalles, véase la tabla H.1

Con maniobra de condensadores en la subestación alejada Para los detalles véase la tabla H.2

395 kV / 950 kV Aplicable a cualquier aislamiento

395 kV / 950 kV Aislamiento externo 460 kV / 1 050 kV Aislamiento interno

Aislamiento externo: No se requiere ensayo fase-fase si las distancias son: − para equipo en entrada de línea − para los demás equipos

2,35 m 1,90 m

2,35 m 2,35 m

Aislamiento interno: Mínimo nivel normalizado a impulsos tipo rayo − fase-tierra − fase-fase

750 kV 850 kV

750 kV 1 050 kV

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H.2 Ejemplo numérico para una red de la gama II (tensión nominal 735 kV) Para las necesidades de este ejemplo, se toman las hipótesis de base siguientes: − la tensión más elevada en la red es: Us = 765 kV; − el nivel de contaminación es de bajo a medio (véase tabla 1); − la altitud es: H = 1 000 m. Se supone que la altitud es la misma para todos los lugares posibles. El nivel de contaminación se supone que es suficientemente moderado para que los niveles de aislamiento normalizados (y las distancias en el aire) puedan determinarse por las solicitaciones de tensión (generalmente las sobretensiones de frente lento para las redes de la gama II). Los elementos en relación al diseño de las torres tales como las dimensiones de los conductores y el espaciado entre fases no se tienen en cuenta para el procedimiento de coordinación del aislamiento. Solo la distancia fase-tierra se define por el procedimiento de coordinación del aislamiento en la medida en que ésta depende de las sobretensiones de frente lento (en la gama II). La consideración del rayo puede determinar el tipo de cable de guarda (conductor de tierra) pero es generalmente el resultado de un estudio particular sobre los niveles ceráunicos. Así, el diseño de una línea de transmisión no está, en general, especificado en términos de niveles de aislamiento normalizados, sino preferentemente en términos de dimensionamiento de la torre. H.2.1 Etapa 1: determinación de las sobretensiones representativas - valores de Urp Las sobretensiones temporales y de frente lento representativas se determinan generalmente a partir de estudios de la red (analizador transitorio o simulación numérica o una combinación de las dos). Para este ejemplo, los resultados de estos estudios confirman los valores siguientes: − sobretensiones temporales: Urp = 660 kV (valor eficaz, fase-tierra); − sobretensiones de frente lento: Ue2 = 1 200 kV (valor de cresta, fase-tierra; método valor de cresta por fase). H.2.1.1 Frecuencia industrial y sobretensiones temporales. El alto valor de las sobretensiones temporales (1,5 p.u.) está asociado a situaciones en que están alimentadas largas líneas radialmente después de una importante pérdida de carga. Para las redes de la gama II, las dos tensiones soportadas normalizadas normalmente especificadas son las tensiones soportadas a impulso tipo rayo y a impulso tipo maniobra. La conversión de la tensión soportada de corta duración a frecuencia industrial en una tensión equivalente especificada soportada a impulso tipo maniobra se discute en la etapa 4 de este ejemplo. H.2.1.2 Sobretensiones de frente lento. La sobretensión de frente lento está relacionada al reenganche de línea y está limitada a aproximadamente 2,0 p.u. por la inserción de resistencias de cierre instaladas en los interruptores automáticos de línea. La característica de los pararrayos se determina igualmente a partir de estos mismos estudios de la red (generalmente a partir de las características de las sobretensiones temporales: amplitud y duración) y, en el caso particular de este ejemplo, se han determinado los niveles de protección siguientes: − nivel de protección a impulso tipo maniobra: Ups = 1 300 kV (valor de cresta); − nivel de protección a impulso tipo rayo: Upl = 1 500 kV (valor de cresta). H.2.1.3 Sobretensiones de frente rápido. El método estadístico simplificado será útil para las sobretensiones de frente rápido, lo que lleva directamente a la tensión soportada de coordinación. En esta etapa y en la siguiente sólo se ha considerado el aislamiento fase-tierra. La coordinación del aislamiento entre fases será tratada al final de este ejemplo en un apartado particular (véase H.2.6).

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H.2.2 Etapa 2: determinación de las tensiones de resistencia de coordinación - valores de Ucw. La tensión soportada de coordinación se obtiene aplicando a las sobretensiones representativas un factor de coordinación (Kc), siendo este factor Kcd para el método determinista o Kcs para el método estadístico. La determinación de las tensiones soportadas de coordinación debe por tanto realizarse separadamente para los aislamientos internos (tales como los transformadores) y para los aislamientos externos. H.2.2.1 Ucw para un aislamiento interno. En esta etapa el valor de Ucw para un aislamiento interno se determina para las sobretensiones de frecuencia industrial, de frente lento y de frente rápido. H.2.2.1.1 Ucw para las sobretensiones temporales. Para esta clase de sobretensiones, la tensión soportada de coordinación es igual a la sobretensión temporal representativa (véase 3.3.1). Dicho de otra forma, el factor de coordinación es Kc = 1. Por tanto: − fase-tierra: Ucw = 660 kV. H.2.2.1.2 Ucw para las sobretensiones de frente lento. Para los equipos protegidos mediante pararrayos, la sobretensión máxima de frente lento (y en consecuencia la sobretensión representativa de frente lento) es igual al nivel de protección a impulso de maniobra del pararrayos, es decir, 1 300 kV. Este valor de 1 300 kV debe ajustarse mediante el coeficiente de coordinación Kcd para considerar la desviación de la distribución estadística de las sobretensiones de frente lento discutida en 3.3.2.1. Puede verse en la figura 4 que para una relación Ups/Ue2 = 1 300 / 1 200 = 1,08, el valor de Kcd es 1,03. Así la tensión soportada de coordinación para las sobretensiones de frente lento es 1 340 kV: − sobretensión representativa de frente lento:

Urp = 1 300 kV;

− factor de coordinación determinista:

Kcd = 1,03 kV;

− tensión de resistencia de coordinación:

Ucw = 1340 kV.

H.2.2.1.3 Ucw para las sobretensiones de frente rápido. Para los equipos protegidos mediante pararrayos, la sobretensión de frente rápido máxima (y por tanto la sobretensión representativa de frente rápido) es igual al nivel de protección del pararrayos en impacto de rayo, es decir 1 500 kV. No obstante, debe añadirse a este valor de 1 500 kV una tensión igual a AL/(n (Lsp + La)) de acuerdo con la ecuación (F.19) para tener en cuenta la distancia L que separa el pararrayos del equipo a proteger, como lo explicado en 2.3.4.5. Los parámetros se obtienen de la forma siguiente:

− A:

de la tabla F.2 (suponiendo un haz de cuatro conductores), A es igual a 11 000;

− n:

el número mínimo de líneas aéreas conectadas se supone igual a dos para este ejemplo;

− L:

es igual a a1 + a2 + a3 + a4 de acuerdo con la figura 3, es decir, 40 m para este ejemplo;

− Lsp: la longitud del primer vano de línea se supone igual a 400 m para este ejemplo; − La:

longitud de la sección de línea aérea con una tasa de cebados igual a la tasa de defectos aceptable. Si la tasa de defectos aceptable se supone igual a 1/(500 año) ó 0,002/año y si la tasa de cebados debidos al rayo es de 0,15/(100 km. año), se deduce La = 1,3 km.

Resulta que el término de separación AL/(n(Lsp + La)) vale 130 kV. − Sobretensión representativa de frente rápido:

Urp = 1 500 kV.

− Valor correctivo para la separación:

130 kV.

− Tensión soportada de coordinación:

Ucw = 1 630 kV.

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H.2.2.2 Ucw para un aislamiento externo. La determinación de la tensión soportada de coordinación para un aislamiento externo se realiza para las sobretensiones de frente lento utilizando un método estadístico según la naturaleza del aislamiento. Puede utilizarse también un método estadístico para las sobretensiones de frente rápido, pero en general no es necesario para las tensiones de la gama II; véase H.2.2.2.2 siguiente. H.2.2.2.1 Ucw para las sobretensiones temporales. Son las mismas que para el aislamiento interno (H.2.2.1.1). H.2.2.2.2 Ucw para tensiones de frente lento. El valor del factor de coordinación estadístico Kcs proviene de la elección de un riesgo de fallo del aislamiento en el cual la experiencia ha demostrado que era aceptable. La relación entre el riesgo de fallos R y Kcs se muestra en la figura 8 y, para un valor normalmente aceptable de R del orden de 10-4, el valor de Kcs es de 1,15. La tensión soportada de coordinación es por tanto Ucw = 1 200 kV x 1,15 = 1 380 kV: − sobretensión estadística:

Ue2 = 1 200 kV;

− factor de coordinación estadística:

Kcs = 1,15;

− tensión soportada de coordinación:

Ucw = 1 380 kV.

H.2.2.2.3 Ucw para las sobretensiones de frente rápido. La determinación de la tensión soportada de coordinación de las sobretensiones de frente rápido no es necesaria en la medida en que la tensión soportada a impulso tipo rayo de las distancias mínimas que resulta de la tensión soportada a las sobretensiones de maniobra es ampliamente superior a la que se definirá únicamente mediante la tensión soportada especificada a impulso tipo rayo para el aislamiento no autorregenerable. Este punto se demostrará al final de este ejemplo, con la pregunta de las distancias en el aire a tierra. H.2.3 Etapa 3: determinación de las tensiones soportadas especificadas - valores de Urw La tensión soportada especificada se obtiene aplicando el factor de seguridad Ks a la tensión soportada de coordinación como se explica en 4.3.4. Los valores de Ks son: − para un aislamiento interno: Ks = 1,15; − para un aislamiento externo: Ks = 1,05. Para un aislamiento externo, se aplica también un factor Ka de corrección atmosférico (véase el H.2.3.2 siguiente). H.2.3.1 Urw para el aislamiento interno. − Ucw para las sobretensiones temporales:

Ucw

= 660 kV;

− Factor de seguridad:

Ks

= 1,15;

− Urw para las sobretensiones temporales:

Urw

= 759 kV;

− Ucw para las sobretensiones de frente lento:

Ucw

= 1 340 kV;

− Factor de seguridad:

Ks

= 1,15;

− Urw para las sobretensiones de frente lento:

Urw

= 1540 kV;

− Ucw para las sobretensiones de frente rápido:

Ucw

= 630 kV;

− Factor de seguridad:

Ks

= 1,15;

− Urw para las sobretensiones de frente rápido:

Urw

= 1875 kV.

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H.2.3.2 Urw para el aislamiento externo. Para la frecuencia industrial, el factor de corrección atmosférico se determinará suponiendo que es necesario un ensayo de corta duración de frecuencia industrial sobre los aisladores contaminados. Entonces m = 0,5 y suponiendo que h = 1 000 m, Ka = 1,063. Así: Urw = 660 x 1,063 x 1,05 = 737 kV: − Ucw para las sobretensiones temporales:

Ucw

= 660 kV;

− Factor de corrección atmosférico:

Ka

= 1,063;

− Factor de seguridad:

Ks

= 1,05;

− Urw para las sobretensiones temporales:

Urw

= 737 kV.

El factor de corrección atmosférico Ka para sobretensiones de frente lento está basado en las hipótesis sobre la altitud explicadas en 4.2.2 y por la ecuación (11). Para H = 1 000 m y m = 0,6 (según la figura 9), Ka = e0,07 = 1,07. Por tanto Urw = 1 380 kV x 1,07 x 1,05 = 1 550 kV: − Ucw para las sobretensiones de frente lento:

Ucw

= 1 380 kV;

− Factor de corrección atmosférico:

Ka

= 1,07;

− Factor de seguridad:

Ks

= 1,05;

− Urw para las sobretensiones de frente lento:

Urw

= 1 550 kV.

H.2.4 Etapa 4: conversión en tensión soportada a impulso tipo maniobra (SIW) Referente al apartado 5.1, la tensión soportada de corta duración de frecuencia industrial se convierte en tensión soportada a impulso tipo maniobra equivalente (SIW) de acuerdo con la tabla 3. − Para el aislamiento interno:

SIW

=

759 x 2,3 = 1 746 kV.

− Para el aislamiento externo:

SIW

=

737 x 1,7 = 1 253 kV.

H.2.5 Etapa 5: elección de niveles de aislamiento normalizados. Las tensiones soportadas normalizadas Uw se obtienen a partir de las tensiones soportadas especificadas, eligiendo el valor más alto más próximo en la lista de valores normalizados de la Norma CEI 60071-1. H.2.5.1 Uw para un aislamiento interno. Para las solicitaciones de sobretensiones temporales, sería necesario una tensión soportada a impulso tipo maniobra de 1 750 kV de acuerdo con lo indicado en la etapa 4. Considerando esta exigencia, son posibles varias opciones. En principio, un valor de 1 750 kV no está normalizado en la Norma CEI 60071-1, siendo el más alto 1 550 kV si bien un ensayo a impulso tipo maniobra a dicho valor sería considerado como un caso particular. Otra opción consiste en realizar otro ensayo alternativo, como se indica en el apartado 5.4 de la Norma CEI 60071-1, para verificar la tensión soportada de aislamiento interno a frecuencia industrial. Para este ejemplo, es necesario aplicar una tensión de ensayo mínima de 660 kV (1,5 p.u.) durante un tiempo mínimo de 1 min. Se recomienda referirse a las normas publicadas por los correspondientes comités de producto (como para los transformadores de potencia) que dan informaciones más detalladas para estos ensayos. Por ejemplo, para evitar la saturación, puede practicarse dicho ensayo con una fuente cuya frecuencia sea tres o cuatro veces la frecuencia nominal. Los valores fijos se recomiendan también para las tensiones y tiempos asociados a los diferentes ciclos incluidos en tal ensayo (como 1,7 p.u. durante 7 200 periodos, seguido de 1,5 p.u. durante 1 h). − Urw para las sobretensiones de frente lento:

Urw

= 1 540 kV.

− Tensión soportada a impulso tipo maniobra normalizada:

Uw

= 1 550 kV.

− Urw para las sobretensiones de frente rápido:

Urw

= 1 875 kV.

− Tensión soportada a impulso tipo rayo normalizada:

Uw

= 1 950 kV.

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H.2.5.2 Uw para un aislamiento externo. La tensión soportada a impulso tipo rayo de 1 950 kV debe aplicarse al aislamiento externo de los materiales protegidos por pararrayos tales como los transformadores o las bobinas de inductancia. En el caso de equipos alejados de los pararrayos tales como transformadores de corriente, interruptores automáticos, seccionadores y equipos del juego de barras, la distancia de separación (véase 2.3.4.5) tiene una gran importancia y se decide, para este ejemplo, elegir el valor de tensión soportada a impulso tipo rayo inmediatamente superior. La tensión soportada a impulso tipo rayo de estos equipos es por tanto en este caso Uw = 2 100 kV. − Urw para las sobretensiones de frente lento:

Urw = 1 550 kV.

− Tensión soportada a impulso tipo maniobra normalizada:

Uw = 1 550 kV.

− Tensión soportada a impulso tipo rayo normalizada (equipo protegido):

Uw = 1 950 kV.

− Tensión soportada a impulso tipo rayo normalizada(equipo no protegido):

Uw = 2 100 kV.

La tensión soportada a impulso tipo maniobra normalizada de 1 550 kV es más que suficiente para cubrir la tensión soportada a impulso tipo maniobra necesaria de 1 253 kV equivalente a las condiciones para la frecuencia industrial (aislamiento externo). H.2.6 Consideraciones relativas a la coordinación del aislamiento entre fases La rigidez dieléctrica entre fases del aislamiento externo de un equipo trifásico se ensaya normalmente con impulsos iguales de polaridad positiva y negativa. Los valores de ensayo se determinan a partir de las sobretensiones de frente lento de polaridad positiva y negativa (que son los más críticos) como se indica en D.4. Aquí se supone que B = 0,6 de donde se extrae F1 = 0,463 y F2 = 0,074. En este ejemplo, el valor de B (B = tg φ) proviene de la figura D.5 que da un ángulo de inclinación φ ≅ 30° para el equipo trifásico considerado (altura por encima del suelo ≅ 16 m y distancia entre fases ≅ 8 m). Las tensiones de ensayo especificadas se obtienen como sigue: − sobretensión de frente lento fase-tierra:

Ue2 = 1 200 kV;

− sobretensión de frente lento entre fases:

Up2 = 2 040 kV.

La sobretensión de frente lento fase-tierra se ha determinado en H.2.1. La sobretensión de frente lento entre fases proviene de la figura 2: para Ue2 = 1,92 p.u, la relación Up2/Ue2 es de 1,7 lo que da: Up2 = 2 040 kV. La ecuación (D.14) da la sobretensión representativa entre fases: Up2-re = 2 (F1 Up2 + F2Ue2) = 2 067 kV La tensión soportada de coordinación entre fases se obtiene aplicando un factor de coordinación Kcs = 1,15: Up-cw = Kcs Up2-re = 2 377 kV La tensión soportada especificada entre fases se determina a partir del factor de corrección de altitud Ka = 1,07 y del factor de seguridad Ks = 1,05 (mismo procedimiento que para el aislamiento fase-tierra, véase H.2.3): Up-rw = Ka Ks Up-cw = 2 670 kV Por consiguiente, los valores de los ensayos quedan especificados como ± 1 335 kV, pero como estos valores no están normalizados, el ensayo no se considera normalizado en la medida en que hay muy pocos materiales trifásicos a 735 kV.

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Para las sobretensiones temporales, la sobretensión representativa fase-tierra encontrada para la etapa 1 es de 660 kV, lo que conduce a una tensión fase-fase de 1 143 kV. Esto se traduce por un valor idéntico para la tensión soportada de coordinación ya que Kc = 1,0 como en la etapa 2. Aplicando los factores de seguridad y de corrección atmosférico, se obtienen las tensiones soportadas especificadas: − aislamiento interno: Urw = 1 143 x 1,15 = 1 314 kV; − aislamiento externo: Urw = 1 143 x 1,063 x 1,05 = 1 276 kV. Estos valores se convierten en tensiones soportadas a impulso tipo maniobra fase-fase (SIW): − aislamiento interno: SIW = 1 314 x 2,3 = 3 022 kV; − aislamiento externo: SIW = 1 276 x 1,7 = 2 169 kV. La tensión de ensayo a impulso tipo maniobra de 2 670 kV determinada anteriormente es satisfactoria para cubrir las exigencias del aislamiento externo a frecuencia industrial, pero no aquellas del aislamiento interno. Serán necesarios medidas particulares tales como las descritas en H.2.5.1. H.2.7 Distancias fase-tierra Puede obtenerse la distancia fase-tierra especificada para el impulso tipo maniobra a partir de la tabla A.2 y del valor de 1 550 kV de la tensión soportada a impulso tipo maniobra normalizada. Para la configuración conductor-estructura (factor de intervalo para frente lento K = 1,35), la distancia mínima es de 4 900 mm. Para la configuración punta-estructura (factor de intervalo para frente lento K < 1,15), la distancia mínima es de 6 400 mm. La tensión soportada a impulso tipo rayo de dichos intervalos puede evaluarse a partir de las fórmulas del anexo G. Utilizando la ecuación (G.7) para obtener el factor de intervalo equivalente para el frente rápido, se tiene que: − conductor - estructura: K ff+ = 0,74 + 0,26 x 1,35 = 1,05; − punta - estructura: K ff+ = 0,74 + 0,26 x 1,15 = 1,04. Tomando K ff+ = 1,04 para un cálculo más conservador, se obtienen, a partir de las ecuaciones (G.6) y (7): − U50RP = K ff+ 530 d = 1,04 x 530 x 4,9 = 2 700 kV.

− LIW = U50RP - 1,3 Z = U50RP (1 - 1,3 z) = 2 700 (1 - 1,3 x 0,03) = 2 595 kV, bastante por encima de la tensión soportada normalizada a impulso tipo rayo de 2 100 kV de H.2.5.2. H.2.8 Distancias entre fases Puede obtenerse la distancia especificada entre fases a partir de la ecuación (D.12) que da U0+ = U+ + B U– donde U0+ es una tensión equivalente fase-tierra que representa el efecto de una tensión positiva en una fase (U+) y negativa en otra fase (U–). A partir de los resultados obtenidos en H.2.6, para los valores de U+ = U– = 1 335 kV, y de B = 0,6 puede calcularse U0+: U0+ = 1 335 x 1,6 = 2 136 kV El valor correspondiente de U50 es: U50 = U10 / 0,922 = 2 317 kV. Se obtiene d a partir de las ecuaciones (G.3) y (G.5); con un factor de intervalo K = 1,62 (configuración conductor en paralelo) y K = 1,45 (configuración punta-conductor): 2 317 = K 1 080 ln (0,46 d + 1)

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de donde se obtiene la distancia entre fases: − conductor en paralelo: d = 6,0 m; − punta-conductor: d = 7,4 m. A partir de la tabla A.3, una tensión soportada normalizada a impulso tipo maniobra fase-tierra de 1 550 kV conduce a una distancia normalizada mínima fase-fase de 7,6 m (conductor-conductor) y de 9,4 m (punta-conductor). En consecuencia, la utilización de las distancias calculadas anteriormente requeriría un ensayo especial. H.3 Ejemplo numérico para subestaciones de redes de distribución con Um hasta 36 kV en la gama I Para el material de esta gama de tensión, la Norma CEI 60071-1 especifica las tensiones normalizadas asignadas de corta duración a frecuencia industrial, así como las tensiones soportadas a impulso tipo rayo. Estos valores se presentan en la tabla H.3 para Um = 24 kV, sólo constituyen ejemplos no permitiendo una aplicación de carácter general. Para el propósito de este ejemplo, se partirá de los datos de base siguientes: − la tensión más elevada de la red es: Us = 24 kV; − el nivel de contaminación es bajo; − la altura es: H = 1 000 m La altura elegida se supone cubre todas las ubicaciones posibles. H.3.1 Etapa 1: determinación de las sobretensiones representativas - valores de Urp H.3.1.1 Sobretensiones temporales de frecuencia industrial. Debido a la práctica consistente en conectar el neutro a tierra, las sobretensiones fase-tierra más elevadas están provocadas por defectos a tierra. A menudo se alcanza la tensión de red más elevada. En este ejemplo, la sobretensión temporal representativa es el valor máximo estimado igual a la tensión más elevada de la red 24 kV. El origen de las sobretensiones entre fases es la pérdida de carga. Una perdida de carga total en la red de distribución no provoca sobretensiones muy fuertes. No obstante, una pérdida de carga en la red de transporte a la cual está conectada la red de distribución puede requerir un examen. En este ejemplo, se supone que la sobretensión temporal debida a la pérdida de carga alcanza 1,15 veces la tensión más elevada de la red, es decir 1,15 x Us = 27,6 kV o aproximadamente 28 kV. Este valor se supone que es la solicitación más fuerte de tensión posible y es así la sobretensión temporal representativa entre fases Urp = 28 kV. H.3.1.2 Sobretensiones de frente lento. Estas sobretensiones pueden resultar de defectos a tierra, de la conexión o del reenganche de la línea. En la medida en que los transformadores de distribución permanezcan generalmente conectados durante un reenganche, y como el cierre no es rápido, la presencia de cargas residuales es improbable. Las sobretensiones debidas al reenganche presentan por tanto la misma distribución de probabilidad que las sobretensiones en la conexión. Los valores al 2% de la tabla H.3 se han determinado de acuerdo con el anexo D según el método de valor de cresta por fase, teniendo en cuenta las condiciones de explotación habituales sin resistencia de cierre, una red-fuente de configuración compleja y ninguna compensación paralela. Los valores al 2% se toman iguales a ue2 = 2,6 p.u entre fase y tierra y a up2 = 3,86 p.u. entre fases. Dado que el procedimiento determinista de coordinación del aislamiento es suficiente para las redes de distribución y puesto que los pararrayos no limitan generalmente las sobretensiones de frente lento en esta gama de tensión, las sobretensiones representativas de frente lento Urp se consideran como correspondientes a los valores de truncamiento Uet y Upt de la distribución estadística de las sobretensiones. Con las fórmulas del anexo D, se obtienen los valores de truncamiento uet = 3,0 p.u. lo que conduce a Urp = 59 kV entre fase y tierra y upt = 4,4 p.u., que conduce a Upt = 86 kV entre fases. H.3.1.3 Sobretensiones de frente rápido. Salvo en caso de maniobra de motores mediante algunos interruptores automáticos, pueden despreciarse las sobretensiones de frente rápido debidas a maniobras.

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Las subestaciones conectadas a las líneas aéreas se someten a sobretensiones tipo rayo de frente rápido transmitidas por estas líneas. El método estadístico simplificado descrito en F.4 se aplica para estimar los períodos de retorno de las sobretensiones tipo rayo representativas. No está especificado ningún valor y, en consecuencia, no puede darse ningún valor en la tabla H.3. H.3.2 Etapa 2: determinación de las tensiones soportadas de coordinación - valores de Ucw H.3.2.1 Sobretensiones temporales. Como las sobretensiones temporales representativas anteriormente definidas corresponden a las solicitaciones de tensión estimada máxima, es aplicable el procedimiento determinista de coordinación del aislamiento (véase el capítulo 3). El factor de coordinación determinista es Kc = 1 y las tensiones soportadas de coordinación de frecuencia industrial Ucw resultantes corresponden a las sobretensiones representativas Urp (Ucw = Kc Urp = Urp). H.3.2.2 Sobretensiones de frente lento. Las tensiones soportadas de coordinación Ucw se obtienen por: Ucw = Kcd Urp. El factor de coordinación determinista es Kcd = 1 porque el procedimiento de coordinación del aislamiento se aplica a los valores de truncamiento de las distribuciones de las sobretensiones (sin efectos de asimetría como se indica en 3.3.2.1). En consecuencia, en este ejemplo, los valores de las tensiones soportadas de coordinación son las mismas que aquellas de las sobretensiones representativas de frente lento: Ucw = 59 kV entre fase y tierra y Ucw = 86 kV entre fases. H.3.2.3 Sobretensiones de frente rápido. Para la determinación de las tensiones de coordinación soportadas a impulso tipo rayo, se parte de los datos siguientes: − el nivel de protección contra los impulsos tipo rayo del pararrayos es Upl = 80 kV; − cuatro líneas en poste de madera (n = 4) se conectan a la subestación. Refiriéndose a la tabla F.2, el valor correspondiente para el factor A es 2 700; − el número observado de fulminaciones de estas líneas es de 6/(100 km.año), o, en las unidades aconsejadas Rkm = 6 x 10 -5/(m.año); − la longitud del vano es Lsp = 100 m; − la tasa de fallo admisible es Ra = 1/400 año. La práctica normal consiste en implantar los pararrayos en las proximidades de los transformadores de potencia. La distancia entre el pararrayos y el aparato considerado puede por tanto ser diferente según si se trata de un aislamiento interno (ejemplo: 3 m) o externo (ejemplo: 5 m). Las tensiones soportadas de coordinación Ucw pueden por tanto variar en función del equipo considerado. Con estos valores, la parte de la línea aérea en la cual la tasa de defectos sea igual a la tasa de fallo aceptable, estará de acuerdo con la ecuación (F.18): La = 42 m Esto significa que la protección contra los impactos de rayo es necesaria en el primer vano de la línea aérea. Las tensiones soportadas a impulso tipo rayo de coordinación se obtienen de acuerdo con la ecuación (F.19). Los valores son Ucw = 94 kV para el aislamiento interno (transformador de potencia, distancia del pararrayos = 3 m) y Ucw = 104 kV para el aislamiento externo más alejado. H.3.3 Etapa 3: determinación de las tensiones soportadas especificadas - valores de Urw Las tensiones soportadas especificadas pueden obtenerse aplicando los factores de seguridad recomendados (véase 4.3.4) y la corrección de la altura (véase 4.2.2). Para el ejemplo mencionado, se supone que las subestaciones de igual configuración se utilizan hasta una altura de 1 000 m.

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H.3.3.1 Factores de seguridad. Los factores de seguridad recomendados en 4.3.4 son los siguientes: − para el aislamiento interno: Ks = 1,15; − para el aislamiento externo: Ks = 1,05. H.3.3.2 Factor de corrección de altura. El factor de corrección de altura se define en 4.2.2. Se aplica solamente al aislamiento externo y su valor depende de la forma de la sobretensión (parámetro m en la ecuación (11)). − Para la frecuencia industrial (aisladores limpios), m = 1,0. − Para las sobretensiones de frente lento, el valor de m depende del valor de Ucw. Para los valores de Ucw inferiores a 300 kV entre fase y tierra ó 1 200 kV entre fases, m = 1,0. − Para las sobretensiones de frente rápido, m = 1,0 y Ka = 1,13. H.3.3.3 Sobretensiones temporales − Entre fase y tierra: •

aislamiento interno

⇒ Urw = Ucw x 1,15 = 24 x 1,15 = 28 kV;

•

aislamiento externo

⇒ Urw = Ucw x 1,05 x 1,13 = 24 x 1,05 x 1,13 = 28 kV.

− Entre fases: •

aislamiento interno

⇒ Urw = Ucw x 1,15 = 28 x 1,15 = 32 kV;

•

aislamiento externo

⇒ Urw = Ucw x 1,05 x 1,13 = 28 x 1,05 x 1,13 = 33 kV.

H.3.3.4 Sobretensiones de frente lento − Entre fase y tierra: •

aislamiento interno

⇒ Urw = Ucw x 1,15 = 59 x 1,15 = 68 kV;

•

aislamiento externo

⇒ Urw = Ucw x 1,05 x 1,13 = 59 x 1,05 x 1,13 = 70 kV.

− Entre fases: •

aislamiento interno

⇒ Urw = Ucw x 1,15 = 86 x 1,15 = 99 kV;

•

aislamiento externo

⇒ Urw = Ucw x 1,05 x 1,13 = 86 x 1,05 x 1,13 = 102 kV.

H.3.3.5 Sobretensiones de frente rápido − aislamiento interno

⇒ Urw = Ucw x 1,15 = 95 x 1,15 = 109 kV;

− aislamiento externo

⇒ Urw = Ucw x 1,05 x 1,13 = 95 x 1,05 x 1,13 = 125 kV.

H.3.4 Etapa 4: Conversión hacia las tensiones soportadas normalizadas a corta duración a frecuencia industrial y a impulso tipo rayo Para seleccionar las tensiones soportadas normalizadas en la tabla 2 de la Norma CEI 60071-1, es preciso convertir las tensiones especificadas soportadas a impulso tipo maniobra en tensiones soportadas de corta duración a frecuencia industrial y en tensiones soportadas a impulso tipo rayo aplicando los factores de conversión de ensayo de la tabla 2 (para el aislamiento interno, se seleccionan los valores relativos al líquido en el que está sumergido el aislamiento).

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H.3.4.1 Conversión hacia la tensión soportada de corta duración a frecuencia industrial (SDW). − Fase-tierra: •

aislamiento interno

⇒

SDW = Urw x 0,5 = 68 x 0,5 = 34 kV;

•

aislamiento externo

⇒

SDW = Urw x 0,6 = 70 x 0,6 = 42 kV.

− Fase-fase: •

aislamiento interno

⇒

SDW = Urw x 0,5 = 99 x 0,5 = 50 kV;

•

aislamiento externo

⇒

SDW = Urw x 0,6 = 102 x 0,6 = 61 kV.

H.3.4.2 Conversión hacia la tensión soportada a impulso tipo rayo (LIW). − Fase-tierra: •

aislamiento interno

⇒

LIW = Urw x 1,10 = 68 x 1,1 = 75 kV;

•

aislamiento externo

⇒

LIW = Urw x 1,06 = 70 x 1,06 = 74 kV.

− Fase-fase: •

aislamiento interno

⇒

LIW = Urw x 1,10 = 99 x 1,1 = 109 kV;

•

aislamiento externo

⇒

LIW = Urw x 1,06 = 102 x 1,06 = 108 kV.

H.3.5 Etapa 5: elección de las tensiones soportadas normalizadas La tabla 2 de la Norma CEI 60071-1 establece, para Um = 24 kV una tensión soportada de corta duración a frecuencia industrial normalizada de 50 kV. Esto es adecuado para cubrir las exigencias relativas a las sobretensiones temporales y todas las sobretensiones de frente lento salvo las exigencias relativas al aislamiento externo entre fases que pueden resolverse por las distancias en el aire adecuadas. La tabla 2 de la Norma CEI 60071-1 propone para Um = 24 kV tres valores posibles para la tensión soportada a impulso tipo rayo normalizada. La elección del valor de 125 kV cubre las exigencias relativas a impulso tipo rayo así como aquellas relativas a la tensión soportada a impulso tipo maniobra para el aislamiento externo entre fases. H.3.6 Resumen del procedimiento de coordinación del aislamiento para el ejemplo H.3 La tabla H.3 resume los valores obtenidos durante el desarrollo del procedimiento de coordinación del aislamiento para este ejemplo relativo a una tensión de servicio máxima Us = 24 kV.

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Tabla H.3 Valores relativos al procedimiento de coordinación de aislamiento para el ejemplo H.3 Temporal Tipo de sobretensión

Fase-tierra

Aislamiento

Interno

Frente lento Fase-fase

Fase-tierra

Frente rápido

Fase-fase

Fase-tierra y fase fase

Externo Interno Externo Interno Externo Interno Externo Interno Externo

Etapa 1 Solicitación de tensión en servicio representativa Etapa 2 Tensiones soportadas de coordinación Etapa 3 Tensiones soportadas especificadas

Valores de Urp:

24 k

24 kV

28 kV

28 kV

59 kV

59 kV

86 kV

86 kV

–

–

Valores de Kc o Kcd:

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

–

–

Valores de Ucw:

24 kV

24 kV

28 kV

28 kV

59 kV

59 kV

86 kV

86 kV

95 kV

105 kV

1,15

1,05

1,15

1,05

1,15

1,05

1,15

1,05

1,15

1,05

–

1,13

–

1,13

–

1,13

–

1,13

–

1,13

Valores de Urw

28 kV

28 kV

32 kV

33 kV

68 kV

70 kV

99 kV

1) Factor de conversión de ensayo

Etapa 5

125 kV

De corta duración a frecuencia industrial

0,5

0,6

0,5

0,6

A impulso tipo rayo

1,10

1,06

1,10

1,06

2) Tensiones soportadas especificadas resultantes

Corta duración a frecuencia industrial

34 kV

42 kV

50 kV

61 kV

Impulso tipo rayo

75 kV

74 kV

109 kV 108 kV

Selección de las tensiones soportadas normalizadas

Corta duración a frecuencia industrial

Impulso tipo rayo

50 kV

125 kV

Etapa 4 Tensiones soportadas normalizadas

102 kV 109 kV

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Factor de seguridad Ks Factor de corrección atmosférico Ka

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ANEXO J (Informativo) BIBLIOGRAFÍA

[1]

CIGRE GT 33.02 − Coordinación de aislamiento entre fases. Parte 1: Sobretensiones de maniobra en las redes trifásicas, ELECTRA 64 1979, pág. 138-158.

[2]

CIGRE GT 13-02 − Sobretensiones de maniobra en las redes de muy alta y extra alta tensión, y, en particular, las sobretensiones de conexión y reenganche de las líneas de transporte, ELECTRA 30, 1973, pág. 70-122.

[3]

Hileman A.R., Roguin J. y Weck K. H. − Pararrayos de óxido metálico en las redes de corriente alterna. Parte V: Prestaciones de protección de los pararrayos de óxido metálico, ELECTRA 133, 1990, pág. 132-144.

[4]

CIGRE GT 33-07 − Guía para la evaluación de la rigídez dieléctrica del aislamiento externo, CIGRE informe técnico nº 72.

[5]

CIGRE GT 33.03 − Coordinación de aislamiento entre fases. Parte 2: Rigidez dieléctrica frente a las sobretensiones de maniobra de los aislamientos entre fases, ELECTRA 64, 1979, pág. 158-181.

[6]

CIGRE GT 33.06 − Coordinación de aislamiento entre fases. Parte 3: Diseño y ensayo del aislamiento entre fases, ELECTRA 64, 1979, pág. 182-210.

[7]

CIGRE GT 33-03.03 − Coordinación de aislamiento entre fases. Parte 4: Influencia de condiciones no normalizadas en la rigidez dieléctrica, frente a las sobretensiones de maniobra del aislamiento entre fases, ELECTRA 64, 1979, pág. 211-230.

[8]

CIGRE GT 33.01 − Guía de procedimientos para la evaluación del comportamiento contra el rayo de las líneas de transporte, CIGRE informe técnico nº 63, 1991.

[9]

A. J. Eriksson, K. H. Weck − Procedimiento simplificado para determinar las sobretensiones representativas de choques de rayos en subestaciones, CIGRE 33-16, 1988.

[10]

I. Kishizima, K. Matsumoto, Y. Watanabe − Nuevos equipos para ensayos de fases a impulsos tipo maniobra y varios resultados de ensayos, IEEE PAS TO3 nº 6, junio 1984, pág. 1211-1216

[11]

L. Paris, R. Cortina − Características de descarga a los impulsos tipo rayo y tipo maniobra de separaciones en el aire grandes y cadenas de aisladores largas, IEEE Trans on PAS, vol. 87, nº 4, abril 1968, pág, 947-957.

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ANEXO ZA (Normativo)

OTRAS NORMAS INTERNACIONALES CITADAS EN ESTA NORMA CON LAS REFERENCIAS DE LAS NORMAS EUROPEAS CORRESPONDIENTES

Esta norma europea incorpora disposiciones de otras normas por su referencia, con o sin fecha. Estas referencias normativas se citan en los lugares apropiados del texto de la norma y se relacionan a continuación. Las revisiones o modificaciones posteriores de cualquiera de las normas referenciadas con fecha, solo se aplican a esta norma europea cuando se incorporan mediante revisión o modificación. Para las referencias sin fecha se aplica la última edición de esa norma (incluyendo sus modificaciones). NOTA − Cuando una norma internacional haya sido modificada por modificaciones comunes CENELEC, indicado por (mod), se aplica la EN/HD correspondiente.

Norma Fecha Título Internacional CEI 60056 (mod) 1987 Interruptores automáticos de corriente alterna para alta tensión CEI 60060-1 1989 Ensayos de alta tensión. Parte 1: Definiciones y prescripciones generales relativas a los ensayos CEI 60071-1 1993 Coordinación de aislamiento. Parte 1: Definiciones, principios y reglas. CEI 60099-1 1991 Pararrayos. Parte 1: Pararrayos de resistencia variable con explosores para redes de corriente alterna. CEI 60099-4 1991 Pararrayos. Parte 4: Pararrayos de óxido metálico sin explosores para sistemas de corriente alterna CEI 60099-5 1996 Pararrayos. Parte 5: Recomendaciones para la selección y utilización (mod) CEI 60505

CEI 60507

CEI 60721-2-3

CEI 60815

EN/HD HD 348 S62)

Norma UNE correspondiente1) 1995 UNE 21081:1994

HD 588.1 S1

1995 UNE 21308:1994

EN 60071-1

1995 UNE-EN 60071-1:1997

EN 60099-1

1994 UNE-EN 60099-1:1996

EN 60099-4

1993 UNE-EN 60099-4:1995

EN 60099-5

1996 PNE-EN 60099-53)

1975 Guía para la evaluación y la identi– ficación de los sistemas de aislamiento del material eléctrico. 1991 Ensayo de contaminación artificial de EN 60507 aisladores para alta tensión, destinados a redes de corriente alterna. 1987 Clasificación de las condiciones am- HD 478.2.3 S1 bientales. Parte 2: Condiciones presentes en la naturaleza. Presión atmósferica. 1986 Guía para la selección de aisladores – con respecto a condiciones de contaminación.

Fecha

–

UNE 21403:1992

1993 UNE-EN 60507:1995

1990 UNE 20675-2-3:1993

–

1) Esta columna se ha introducido en el anexo original de la norma europea únicamente con carácter informativo a nivel nacional. 2) HD 348 S6 incluye A1: 1992 + A2:1995 a la CEI 60056. 3) En preparación.

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Dirección

C Génova, 6 28004 MADRID-España

Teléfono 91 432 60 00

Fax 91 310 40 32

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