memoria de coordinación de aislamiento y cálculo de distancias

PROYECTO SUBESTACIÓN CURRAMBA A 220 kV Y
AMPLIACIÓN SUBESTACIÓN SAN UIS A 220 kV EN UN
CAMPO DE LÍNEA
MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Y
CÁLCULO DE DISTANCIAS ELÉCTRICAS
SUBESTACIÓN CURRAMBA 220 kV
DOCUMENTO CLIENTE REP CURRAMBA
DOCUMENTO SIEMENS
REVISIÓN 1
MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Y DISTANCIAS
ELÉCTRICAS
1.
INTRODUCCION .................................................................................................... 4
2.
PARÁMETROS DEL SISTEMA .............................................................................. 4
3.
METODOLOGÍA PARA LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO......................... 4
3.1
3.1.1
3.1.2
3.1.3
3.1.4
3.2
3.3.1
3.3.2
3.3.3
3.4
3.4.1
3.4.2
3.5
DETERMINACIÓN DE LAS SOBRETENSIONES REPRESENTATIVAS (URP) ..................5
Tensión a frecuencia industrial ................................................................................................5
Sobretensiones temporales .....................................................................................................5
Sobretensiones representativas temporales ...........................................................................6
Sobretensiones de frente lento ................................................................................................6
DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD PARA
COORDINACIÓN (UCW) ........................................................................................................8
Sobretensiones temporales .....................................................................................................8
Sobretensiones de frente lento ................................................................................................8
Sobretensiones de frente rápido .............................................................................................8
DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD REQUERIDAS
(URW) ......................................................................................................................................9
Factor de seguridad .................................................................................................................9
Factor de corrección atmosférico ..........................................................................................10
Tensiones de soportabilidad requeridas ................................................................................10
CONVERSIÓN A TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS (UW) ..............11
Conversión a tensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial (SDW)....11
Conversión a tensión de soportabilidad del impulso tipo rayo (LIW).....................................12
SELECCIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS ................12
3.6
DISTANCIAS MÍNIMAS EN AIRE .........................................................................................12
4.
EQUIPOS SUBESTACIÓN CURRAMBA A 220 KV ............................................. 14
4.1
SELECCIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS ................14
4.2
DISTANCIAS MÍNIMAS EN AIRE .........................................................................................19
4.3
4.3.1
4.3.2
4.3.3
4.3.4
SELECCIÓN DEL PARARRAYOS .......................................................................................19
TENSIÓN CONTINUA DE OPERACIÓN (COV) ...................................................................19
SOBRETENSIÓN TEMPORAL (TOV) ..................................................................................19
TENSIÓN NOMINAL DEL PARARRAYOS ...........................................................................19
ENERGÍA EN PARARRAYOS...............................................................................................20
5.
DISTANCIAS ELÉCTRICAS ................................................................................. 23
5.1
DISTANCIAS DE SEGURIDAD ............................................................................................23
3.2.1
3.2.2
3.2.3
3.3
5.1.1
5.1.2
5.2
5.2.1
5.2.2
5.2.3
5.2.4
Valor básico ...........................................................................................................................23
Zonas de seguridad ...............................................................................................................24
DISTANCIAS PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LA SUBESTACIÓN ...........................29
Ancho de barras ....................................................................................................................29
Ancho de campo....................................................................................................................30
Altura de campo ....................................................................................................................31
Longitud del campo ...............................................................................................................33
REFERENCIAS................................................................................................................ 35
LISTA DE TABLAS
Tabla 1. Parámetros Subestación Curramba a 220 kV.......................................................................4
Tabla 2. Tensión base .........................................................................................................................5
Tabla 3. Distancia específica mínima nominal ....................................................................................5
Tabla 4. Factores de conversión para rango I...................................................................................11
Tabla 5. Correlación entre el nivel de soportabilidad al impulso tipo rayo y las distancias
mínimas en el aire .....................................................................................................................13
Tabla 6. Paso 1, determinación de las sobretensiones representativas (Urp) ..................................14
Tabla 7. Paso 2, determinación de las tensiones de soportabilidad para coordinación (Ucw) .........15
Tabla 8. Paso 3, determinación de las tensiones de soportabilidad requeridas (Urw) .....................16
Tabla 9. Paso 4, determinación de las tensiones de soportabilidad normalizadas (Uw) ..................17
Tabla 10. Resumen de las tensiones de soportabilidad requeridas..................................................18
Tabla 11. Distancias mínimas en el aire ...........................................................................................19
Tabla 12. Distancias adoptadas entre equipos de patio 220 kV .......................................................34
Tabla 13. Distancias de seguridad y dimensionamiento subestación Curramba a 220 kV .............34
LISTA DE FIGURAS
Figura 1. Valor básico........................................................................................................................24
Figura 2. Distancias medias para un operador .................................................................................25
Figura 3. Ejemplo de la franja de circulación de personal.................................................................25
Figura 4. Distancias de seguridad para circulación de vehículos .....................................................26
Figura 5. Franja de circulación usada para servicios de mantenimiento con herramientas
livianas .......................................................................................................................................27
Figura 6. Franja de circulación usada para servicios de mantenimiento con herramientas
pesadas .....................................................................................................................................28
Figura 7. Rango del movimiento de conductores flexibles durante cortocircuitos ............................29
Figura 8. Ancho de campo determinado por estructura adyacente a seccionador pantógrafo .........31
LISTA DE ANEXOS
Anexo 1.CARACTERÍSTICAS DEL PARARRAYOS EN LA SUBESTACIÓN CURRAMBA 220
kV.................................................................................................................................................1
1.
INTRODUCCION
En este documento se presenta la metodología, los datos y los resultados del
estudio de coordinación de aislamiento y de selección del pararrayos para
determinar el nivel de aislamiento de los equipos de 220 kV de la subestación
Curramba ubicada en el Perú y perteneciente a la empresa Red de Energía del
Perú REP.
Adicionalmente se presenta la selección de las diferentes distancias eléctricas
incluyendo el ancho, la altura y la longitud de los campos a partir de las
distancias mínimas fase a fase y fase a tierra seleccionadas en la Coordinación
de Aislamiento.
2.
PARÁMETROS DEL SISTEMA
En la Tabla 1 se presentan los parámetros generales para la subestación
Curramba a 220 kV.
Tabla 1. Parámetros Subestación Curramba a 220 kV
3.
Voltaje nominal
220 kV
Frecuencia nominal
60 Hz
Tensión asignada al equipo
245 kV
Tensión asignada al impulso tipo rayo
1050 kV
Tensión asignada soportada a la frecuencia industrial
460 kV
Nivel de contaminación ambiental (IEC 60815)
Muy pesado
Distancia de fuga mínima nominal
31 mm/kV
Distancia de fuga mínima entre fase y tierra
7595 mm
Máxima corriente de cortocircuito
40 kA
Sistema sólidamente puesto a tierra
En Y
Altura sobre el nivel del mar
50 m
METODOLOGÍA PARA LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO
El procedimiento de coordinación de aislamiento es la determinación de las
resistencias dieléctricas de los equipos con relación a los esfuerzos de tensión
que se pueden presentar teniendo en cuenta las características de los
elementos de protección.
Para la determinación del nivel de aislamiento de los equipos de la subestación
se siguió un método determinístico para seleccionar los aislamientos internos
(no – autorestaraubles) y un método probabilístico simplificado de la norma
IEC 60071-2 para establecer los aislamientos externos (autorestaurables).
Los principales pasos para la coordinación de aislamiento son:
1. Determinación de las sobretensiones representativas (Urp)
2. Determinación de las tensiones de soportabilidad para coordinación (Ucw)
3. Determinación de las tensiones de soportabilidad requeridas (Urw)
4. Determinación de las tensiones de soportabilidad normalizadas (Uw)
3.1 DETERMINACIÓN DE LAS SOBRETENSIONES REPRESENTATIVAS
(Urp)
3.1.1 Tensión a frecuencia industrial
Para propósitos de coordinación de aislamiento es considerado igual al voltaje
más alto del sistema, en este caso corresponde a la máxima de tensión de
diseño de los equipos de patio Us = Um y la tensión base (Ubase).
Ubase  Um  2
3
Tabla 2. Tensión base
Tensión asignada al equipo,
Um
Tensión base, Um2/3
245 kV
200 kV
La Tabla 3 muestra las diferentes distancias específicas mínimas para los
diferentes niveles de contaminación según la norma IEC 60071-2.
Tabla 3. Distancia específica mínima nominal
Nivel de polución
Distancia específica mínima nominal (mm/kV)
Ligero
16,0
Medio
20,0
Alto
25,0
Muy alto
31,0
3.1.2 Sobretensiones temporales
Se consideran los valores para las sobretensiones sugeridas en la
recomendación IEC 60071-2, los cuales incluyen factores que llevan a
resultados conservativos.
3.1.2.1
Sobretensiones por fallas a tierra
La ocurrencia de una falla a tierra en un determinado punto del sistema lleva a
un aumento de la tensión fase - tierra en las fases sanas cuyo valor depende
del grado de aterrizamiento del sistema.
Si el sistema está sólidamente puesto a tierra la norma considera que la
máxima sobretensión eficaz no sobrepasa 1,4 veces la tensión máxima eficaz
fase a tierra del sistema. Para sistemas con neutro aislado las sobretensiones
alcanzan hasta 1,73 veces la tensión eficaz máxima.
U rp ( p  e)  K *
US
3
en donde:
K: Factor de falla a tierra (Ver anexo B de la norma IEC 60071-2)
Us: Máxima tensión del sistema, kV
3.1.2.2
Sobretensiones por rechazo de carga
Otra fuente de sobretensiones temporales es el rechazo de carga el cual
produce sobre tensiones que afectan el aislamiento fase – fase y fase – tierra.
U
- Fase a tierra U rp ( p  e)  1,4 * S
3
- Fase a fase U rp ( p  p)  1,4 *U S
3.1.3 Sobretensiones representativas temporales
Las sobretensiones representativas temporales considerando las anteriores
fuentes no simultáneamente son:
- Fase a tierra U rp ( p  e)
- Fase a fase U rp ( p  p)
3.1.4 Sobretensiones de frente lento
3.1.4.1
Impulsos que afectan los equipos en la entrada de la línea
energización extremo remoto
La re-energización desde el extremo remoto resulta en impulsos de
sobretensión fase a tierra Ue2 y fase a fase Up2, seleccionados a partir de la
Figura 1 de la norma IEC 60071-2. Las sobretensiones representativas para
los equipos en la entrada de la línea sin tener en cuenta los pararrayos son los
siguientes:

U et  1,25  U e2  0,25

U pt  1,25U p 2  0,43
donde:
Ue2: Valor de la sobretensión fase a tierra que tiene una probabilidad del 2%
de ser excedido (Ver figura 1 de la norma IEC 60071-2)
Uet: Valor de sesgamiento de la distribución acumulada de las sobretensiones
fase a tierra
Up2: Valor de la sobretensión fase a fase que tiene una probabilidad del 2%
de ser excedida (Ver figura 2 de la norma IEC 60071-2)
Upt: Valor de sesgamiento de la distribución acumulada de las sobretensiones
fase a fase
3.1.4.2
local
Impulsos que afectan todos los equipos energización extremo
La energización y re-energización local (extremo emisor) resulta en impulsos
de sobretensión menos críticos que para el extremo receptor, con el fin de ser
conservativos se seleccionan los valores recomendados por la norma Ue2 y Up2.
U et '  1,25 U e2 '0,25
U pt '  1,25 U p 2 '0,43
3.1.4.3
Pararrayos en la entrada de la línea energización desde el
extremo remoto
Con el fin de controlar las sobretensiones por energización de la línea en el
extremo remoto se instalan pararrayos en la entrada de la línea con las
siguientes características de protección:

El NPM (Ups, Nivel de protección al impulso tipo maniobra) es igual a la
máxima tensión residual para impulsos de corrientes de maniobra, 1kA.

El NPR (Upl, Nivel de protección para el impulso tipo rayo) es la tensión
máxima residual para un impulso atmosférico a la corriente nominal de
descarga, 10 kA.
Con el uso de pararrayos, las sobretensiones representativas pueden ser
dadas directamente por Ups para las sobretensiones fase a tierra o 2Ups para
las sobretensiones fase a fase si los valores de protección son menores a los
máximos esfuerzos de sobretensión Uet y Upt de frente lento.
Las sobretensiones de frente lento representativas son:
Para todos los otros equipos:

Fase a tierra: U rp ( p  e)

Fase a fase: U rp ( p  p)
Para equipo a la entrada de la línea:

Fase a tierra: U rp ( p  e)

Fase a fase: U rp ( p  p)
3.2 DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD PARA
COORDINACIÓN (Ucw)
3.2.1 Sobretensiones temporales
Para esta clase de sobretensiones, la tensión de soportabilidad de
coordinación es igual a la sobretensión representativa temporal, por lo tanto el
factor de coordinación Kc es igual a 1.

Fase a tierra: U cw  U rp  K c

Fase a fase: U cw  U rp  K c
3.2.2 Sobretensiones de frente lento
La tensión de coordinación de soportabilidad es obtenida multiplicando el valor
máximo de la sobretensión representativa por un factor de coordinación
determinístico Kcd el cual depende de la relación entre el nivel de protección al
impulso de maniobra del pararrayos Ups y el valor de la sobretensión fase a
tierra Ue2, en la figura 6 de la norma IEC 60071-2 se muestra la relación.
Factor de coordinación determinístico:
Para equipo a la entrada de la línea:
U ps

Fase a tierra:

Fase a fase: 2 
U e2
 K cd
U ps
U p2
 K cd
Para todos los otros equipos:
U ps

Fase a tierra:

Fase a fase: 2 
U e2
 K cd
U ps
U p2
 K cd
Las tensiones de coordinación serán Ucw = Kcd x Urp
3.2.3 Sobretensiones de frente rápido
La metodología estadística simplificada de la norma IEC 60071-2 permite
calcular la tensión mínima de soportabilidad de los equipos mediante la
siguiente ecuación:
U cw  U pl 
A
L

n Lsp  La
Donde:
Ucw: Tensión soportable de coordinación al impulso atmosférico, kV
Upl: Nivel de protección al impulso tipo rayo del pararrayos, kV
A:
Factor dado en la Tabla F.2 de la norma IEC 60071-2 que describe el
comportamiento de la línea ante las descargas eléctricas
atmosféricas, kV
Número de líneas conectadas a la subestación, (n-1)
Separación equivalente entre el pararrayos más cercano y el equipo en
consideración, obtenido de:
n:
L:
L  a1  a2  a3  a4
a1:
a2:
Longitud de la conexión del pararrayos a la línea, m
Longitud de la conexión a tierra del pararrayos, m
a3:
Longitud del conductor de fase entre el pararrayos y el equipo a proteger
para el aislamiento interno y para el aislamiento externo, m
a4: Longitud de la parte activa del pararrayos m
Lsp: Longitud del vano de las líneas, m
La:
Sección de línea aérea calculada a partir de una tasa de salida igual a
una tasa de falla aceptable, Ra
Ra: Tasa de falla aceptable para el equipo, 0,0067 fallas/año (1 falla/150
años)
Rkm: Tasa de fallas por año del primer kilómetro de línea desde la
subestación, fallas/año/km
La 
Ra
R km
Las sobretensiones de frente rápido afectan los aislamientos fase a fase y fase
a tierra de igual forma.
3.3 DETERMINACIÓN
REQUERIDAS (Urw)
DE
LAS
TENSIONES
DE
SOPORTABILIDAD
Las tensiones de soportabilidad requeridas son obtenidas aplicando a las
tensiones de soportabilidad para coordinación dos factores de corrección:

Ka :
Factor de corrección que tiene en cuenta la altitud de la instalación

Ks :
Factor de seguridad
3.3.1 Factor de seguridad
El factor de seguridad es aplicable a cualquier tipo de sobretensión fase a fase
y fase a tierra (temporal, frente lento, frente rápido).

para aislamiento interno ks = 1,15

para aislamiento externo ks = 1,05
3.3.2 Factor de corrección atmosférico
El factor de corrección atmosférico está definido por la siguiente ecuación:
Ka  e
 H 
m

 8150 
Donde:
H
Altura sobre el nivel del mar, m
m:
1,0 para la coordinación de las tensiones de soportabilidad al impulso
tipo rayo
m:
De acuerdo a la figura 9 de la norma IEC 71-2 para la coordinación de
las tensiones de soportabilidad al impulso de maniobra
m:
1,0 voltajes de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial de
distancias en el aire y de aisladores
3.3.3 Tensiones de soportabilidad requeridas
Los valores para las tensiones de soportabilidad requeridas son obtenidos
aplicando la siguiente ecuación:
U rw  U cw  K s  K a
Para sobretensiones temporales:
Aislamiento externo
U rw  U cw  K s  K a

Fase a tierra

Fase a fase U rw  U cw  K s  K a
Aislamiento interno
U rw  U cw  K s

Fase a tierra

Fase a fase U rw  U cw  K s
Para sobretensiones de frente lento:
Equipo a la entrada de la línea
Aislamiento externo
U rw  U cw  K s  K a

Fase a tierra:

Fase a fase: U rw  U cw  K s  K a
Para otros equipos
Aislamiento externo
U rw  U cw  K s  K a

Fase a tierra:

Fase a fase: U rw  U cw  K s  K a
Aislamiento interno

Fase a tierra:
U rw  U cw  K s

Fase a fase: U rw  U cw  K s
Para sobretensiones de frente rápido:
Aislamiento externo

Fase a tierra:

Fase a fase: U rw  U cw  K s  K a
U rw  U cw  K s  K a
Aislamiento interno

Fase a tierra:

Fase a fase: U rw  U cw  K s
U rw  U cw  K s
3.4 CONVERSIÓN
A
NORMALIZADAS (Uw)
TENSIONES
DE
SOPORTABILIDAD
En el rango 1 (hasta 245 kV) el nivel de aislamiento es normalmente descrito
por la tensión soportada a frecuencia industrial y la tensión soportada al
impulso tipo rayo. La Tabla 4 muestra los factores de conversión requeridos,
obtenidos de la Tabla 2 de la norma IEC 60071-2.
Tabla 4. Factores de conversión para rango I
Aislamiento
Tensión de soportabilidad
de corta duración a
frecuencia industrial
Tensión de
soportabilidad al
impulso tipo rayo
Aislamiento externo (seco)
-
Fase a tierra
0,6+Urw/8500
1,05+Urw/6000
-
Fase a fase
0,6+Urw/12700
1,05+Urw/9000
0,6
1,3
0,5
1,10
0,5
1,00
Aislamiento limpio, húmedo
Aislamiento interno
-
Aislamiento
liquido
inmerso
-
Aislamiento sólido
en
Urw: Es la tensión de soportabilidad requerida para el impulso de maniobra
3.4.1 Conversión a tensión de soportabilidad de corta duración a
frecuencia industrial (SDW)
Equipo a la entrada de la línea
Aislamiento externo
SDW  U rw  (0,6  U rw 8500)

Fase a tierra:

Fase a fase: SDW  U rw  (0,6  U rw / 12700)
Para otros equipos
Aislamiento externo

Fase a tierra:

Fase a fase: SDW  U rw  (0,6  U rw 12700)
SDW  U rw  (0,6  U rw 8500)
Aislamiento interno

Fase a tierra:

Fase a fase: SDW  U rw  0,5
SDW  U rw  0,5
3.4.2 Conversión a tensión de soportabilidad del impulso tipo rayo (LIW)
Equipo a la entrada de la línea
Aislamiento externo
LIWL  U rw 1,3 *

Fase a tierra:

Fase a fase: LIWL  U rw  (1,05  U rw / 9000)
Para otros equipos
Aislamiento externo
LIWL  U rw 1,3 *

Fase a tierra:

Fase a fase: LIWL  U rw  (1,05  U rw / 9000)
Aislamiento interno
LIWL  U rw 1,1

Fase a tierra:

Fase a fase: LIWL  U rw 1,1
* Caso más critico para aisladores limpios y húmedos
3.5 SELECCIÓN
NORMALIZADAS
DE
LAS
TENSIONES
DE
SOPORTABILIDAD
De acuerdo a la Tabla 2 de la norma IEC 71-1 se seleccionan unos valores
normalizados de aislamiento correspondientes a un sistema con una tensión
máxima Um, estos niveles de aislamiento cubrirán cualquier aislamiento
externo e interno fase-fase y fase-tierra.
En rango I, los valores requeridos de soportabilidad al impulso de maniobra
fase a tierra son cubiertos por la prueba de corta duración a frecuencia
industrial. Los valores de soportabilidad al impulso de maniobra fase a fase son
cubiertos por la prueba de corta duración a frecuencia industrial ó por la prueba
de soportabilidad al impulso tipo rayo.
3.6 DISTANCIAS MÍNIMAS EN AIRE
Las distancias en el aire fase a fase y fase a tierra son determinadas de
acuerdo al nivel de aislamiento al impulso tipo rayo seleccionado en el numeral
anterior (ver Tabla A1 de la norma IEC 60071-2). En la siguiente tabla se
muestran las distancias mínimas en el aire de acuerdo al nivel de aislamiento
al impulso tipo rayo para los equipos de rango I.
Tabla 5. Correlación entre el nivel de soportabilidad al impulso tipo rayo y
las distancias mínimas en el aire
Distancia mínima en el aire
mm
Tensión de soportabilidad al
impulso tipo rayo
kV
Varilla-estructura
Conductor-estructura
20
40
60
75
95
125
145
170
250
325
450
550
650
750
850
950
1050
60
60
90
120
160
220
270
320
480
630
900
1100
1300
1500
1700
1900
2100
1600
1700
1900
NOTA:
-
Para la distancia mínima fase a tierra es aplicable la configuración conductor-estructura y
varilla-estructura.
-
Para la distancia mínima fase a fase, es aplicable la configuración varilla-estructura.
4.
EQUIPOS SUBESTACIÓN CURRAMBA A 220 kV
4.1 SELECCIÓN
NORMALIZADAS
DE
LAS
TENSIONES
DE
SOPORTABILIDAD
En la Tabla 6, Tabla 7, Tabla 8 y la Tabla 9 se muestran los pasos para la
coordinación de aislamiento en el nivel de tensión de 220 kV.
Tabla 6. Paso 1, determinación de las sobretensiones representativas
(Urp)
Step 1: Determination of the representative overvoltages (Urp)
Power-frecuency voltage
Us phase-to-phase kV
1.0 p.u. en kV (pico)
245
200
Temporaly overvoltages
Earth faults
Load rejection
Earth-fault factor: k =
1.40
Urp (p-e) en kV
198
Max. overvoltage p.u.=
1.40
Urp (p - e) en kV
Urp (p - p) en kV
198
343
Phase-to-earth: Urp (p-e) en kV
Resulting representative overvoltages
198
Phase-to-phase: Urp (p-p) en kV
343
Slow-front overvoltages
For line entrance equipment
For other equipment
Re-energization
Energization and re-energization
Ue2 en p.u.
Up2 en p.u.
3.26
4.86
Ue2 en p.u.
Up2 en p.u.
2.09
3.11
Uet en p.u.
Upt en p.u.
3.83
5.65
Uet en p.u.
Upt en p.u.
2.36
3.46
Uet en kV
Upt en kV
765.16
1129.35
Uet en kV
Upt en kV
471.7
691.8
Arresters at line entrance and near transformers:
For line entrance equipment
Ups en kV
Upl en kV
375
451
For other equipment
With or without capcitor switching
Uet > Ups y Upt > 2 Ups
Phase-to-earth en kV: Urp = Ups =
Phase-to-phase en kV: Urp = 2 Ups =
Fast-front overvoltages
375
750
Urp (p-e) en kV
Urp (p-p) en kV
375
692
Evaluated in step 2
Notas:
1. En el nivel de 220 kV se tiene un sistema sólidamente puesto a tierra y de
acuerdo a la recomendación de la norma el factor de falla a tierra no es
superior a 1,4, siendo un valor conservativo.
2. Las sobretensiones por rechazo de carga producen sobretensiones fase a
fase y fase a tierra del orden de 1,4, valor recomendado por la norma.
3. El nivel de protección del pararrayos al impulso de maniobra, Ups es igual a
375 kV.
4. El nivel de protección del pararrayos al impulso tipo rayo, Upl es igual a
451 kV.
5. Los valores de las sobretensiones por energización en el extremo local son
seleccionados teniendo en cuenta las máximas sobretensiones esperadas
según el capitulo 5 de la referencia [6].
Tabla 7. Paso 2, determinación de las tensiones de soportabilidad para
coordinación (Ucw)
Step 2: Determination of the coordination withstand voltages (Ucw)
Kc factor =
Temporary overvoltages
Phase-to-earth, en kV:
Phase-to-phase, en kV:
Ucw = Kc x Urp =
Ucw = Kc x Urp =
1.0
198
343
Slow front overvoltages
Deterministic method used = Kcd factor
Line entrance equipment (external insulation only)
Other equipment
Phase-to-earth
Phase-to-phase
Phase-to-earth
Phase-to-phase
Ups/Ue2=
0.58
2Ups/Up2=
0.77
Ups/Ue2=
0.90
2Ups/Up2=
1.21
Kcd =
1.10
Kcd =
1.03
Kcd =
1.06
Kcd =
1.00
Retained value
Kcd =
1.10
Ucw = Kcd x Urp
Ucw =
413
Retained value
Kcd =
1.06
Ucw = Kcd x Urp
Ucw =
774
Ucw = Kcd x Urp
Ucw =
399
Simplified statistical method used
Fast-front overvoltages
Data from experience
Performance required
Parameter A =
Span length Lsp =
Outage rate =
Acceptable failure rate =
Arrester lighthing protection level, Upl =
Max. Separation from internal insulation, L =
Max. Separation from external insulation, L =
Internal insulation
External insulation
Ucw = Kcd x Urp
Ucw =
692
Ucw en kV
Ucw en kV
451.00
41.84
49.84
602
631
kV
m
m
4500
400
0.03
0.01
La, en m =
m
km/y
years
222.22
Notas:
1. Para el cálculo las sobretensiones de frente rápido se tienen los siguientes
parámetros:

Longitud del vano de las líneas, 400 m.

Parámetro A, 4.500 kV.

Ra, tasa de falla aceptable para el equipo 1 falla/150 años.

Rkm, 3 salidas al año por cada 100 km de línea.

El número de líneas conectadas a la subestación se considera igual a 2
ya que la subestación según su configuración tendrá conectada por lo
menos dos líneas.
2. Las distancias de protección del aislamiento interno y externo fueron
tomadas del plano G63004-U1010-200.
Tabla 8. Paso 3, determinación de las tensiones de soportabilidad
requeridas (Urw)
Step 3: Determination of the required withstand voltages (Urw)
Safety factor
Internal insulation Ks =
External insulation Ks =
1.15
1.05
Atmospheric correction factor
Altitude H, en m =
50
Power frecuency withstand
Phase-to-earth
Switching impulse withstand
lightning impulse withstand
Phase-to-phase
Phase-to-earth
Phase-to-phase
Valor m =
1.0
0.8
1.0
1.0
Valor Ka =
1.131
1.103
1.131
1.131
Phase-to-phase
Internal insulation = Urw = Ucw x Ks
External insulation = Urw = Ucw x Ks x Ka
Required withstand voltages
Power frecuency withstand
Phase-to-earth
Switching impulse withstand
lightning impulse withstand
Phase-to-earth
Phase-to-phase
Phase-to-earth
Phase-to-phase
Phase-to-earth
Phase-to-phase
Internal
insulation kV
Internal
insulation kV
Internal
insulation kV
394
Line entrance
equipment
External
insulation kV
919
Internal
insulation kV
228
Line entrance
equipment
External
insulation kV
478
693
693
External
insulation kV
External
insulation kV
Other equipment
Other equipment
External
insulation kV
External
insulation kV
235
407
internal
insulation kV
458
Internal
insulation kV
796
749
749
External
insulation kV
External
insulation kV
462
821
Notas:
1. El factor de corrección atmosférico Ka se toma igual a 1,131 teniendo en
cuenta los requerimientos de la interventoría, considerando así que la
subestación Curramba se encuentra a una altura de 1.000 m sobre el nivel
del mar.
2. El valor de m se considera unitario para las sobretensiones por maniobra
fase-fase y las atmosféricas fase-fase y fase-tierra, mientras que para las
sobretensiones por maniobra fase-tierra toma el valor de 0.8 según la
figura 9 de la norma IEC-60071-2. Para las sobretensiones a frecuencia
industrial se utiliza el valor de m unitario ya que resulta en valores mas
conservativos.
Tabla 9. Paso 4, determinación de las tensiones de soportabilidad
normalizadas (Uw)
Step 4: Conversion to withstand voltages normalized to range I
Conversion of switching impulse withstand voltages
to short duration power frequency withstand
voltages
Conversion of switching impulse withstand voltages to
lighthing impulse withstand voltages
Conversion factors
External insulation
- Phase-to-earth
0.6 + Urw/8500
- Phase-to-phase
0.6 + Urw/12700
Conversion factors
External insulation
- Phase-to-earth
1.3
- Phase-to-phase
1.05 + Urw/9000
Internal insulation
- Phase-to-earth
- Phase-to-phase
Internal insulation
- Phase-to-earth
- Phase-to-phase
0.5
0.5
Line entrance equipment
Other equipment
External insulation kV
- Phase-to-earth
314
- Phase-to-phase
618
External insulation kV
- Phase-to-earth
302
- Phase-to-phase
546
Internal insulation kV
- Phase-to-earth
229
- Phase-to-phase
398
Line entrance
equipment
External insulation kV
- Phase-to-earth
621
- Phase-to-phase
1059
1.1
1.1
Other equipment
External insulation kV
- Phase-to-earth
600
- Phase-to-phase
937
Internal insulation kV
- Phase-to-earth
504
- Phase-to-phase
875
En la Tabla 10 se muestra el resumen de las tensiones de soportabilidad
requeridas Urw(s) y su correspondiente valor a las tensiones de conversión
Urw(c).
Tabla 10. Resumen de las tensiones de soportabilidad requeridas
* kV r.m.s para
frecuencia industrial
* kV pico para impulsos
de maniobra y rayo
Aislamiento externo
Equipos entrada
de línea
Otros equipos
Aislamiento
interno
Urw(s)
Urw(c)
Urw(s)
Urw(c)
Urw(s)
Urw(c)
Frecuencia
industrial
Fase-tierra
235
314
235
302
228
229
Fase-fase
407
618
407
546
394
398
Impulso de
maniobra
Fase-tierra
478
Fase-fase
919
Impulso
atmosférico
Fase-tierra
749
621
749
600
693
504
Fase-fase
749
1059
749
937
693
875
(1)
462
821
(1)
458
796
(1)
De acuerdo a la Tabla 2 de la norma IEC 60071-1 se seleccionan unos valores
normalizados de aislamiento correspondientes a un sistema con una tensión
máxima Um, estos niveles de aislamiento cubrirán cualquier aislamiento
externo e interno fase-fase y fase-tierra. Para el aislamiento interno y externo
se seleccionan las siguientes tensiones de soportabilidad:

460 kV para la tensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia
industrial, a tierra y entre polos.

1050 kV para la tensión de soportabilidad al impulso atmosférico, a tierra y
entre polos.
Este nivel de aislamiento es requerido en las características garantizadas para
el aislamiento de la subestación.
Notas:
(1) En rango I, los valores requeridos de soportabilidad al impulso de maniobra
fase a tierra son cubiertos por la prueba de corta duración a frecuencia
industrial fase tierra. Los valores de soportabilidad al impulso de maniobra
fase a fase son cubiertos por la prueba de corta duración a frecuencia
industrial ó por la prueba de soportabilidad al impulso tipo rayo.
(2) Aunque el aislamiento externo fase-fase se supere en el equipo instalado a
la entrada de la línea, para el cual se requiere una soportabilidad de
1059 kV, este valor puede ser aceptado debido a que en la entrada de la
línea no se instala equipo trifásico. Solo es necesario especificar una
separación entre fases para los equipos mayor a 2.350 mm
(correspondiente a un nivel de aislamiento al impulso tipo rayo de
1.175 kV), de acuerdo a la tabla A1 de la norma IEC 60071-2.
4.2 DISTANCIAS MÍNIMAS EN AIRE
Las distancias en el aire fase a fase y fase a tierra son determinadas de
acuerdo al nivel de aislamiento al impulso tipo rayo seleccionado en el numeral
anterior (ver Tabla A1 de la norma IEC 60071-2). En la siguiente tabla se
muestran las distancias mínimas de acuerdo al nivel de aislamiento al impulso
tipo rayo para los equipos de rango I.
Tabla 11. Distancias mínimas en el aire
BIL (kV)
Distancia mínima
(mm)
Fase – fase
1175
2350
Fase – tierra
Varilla – Estructura
Conductor – Estructura
1050
1050
2100
1900
Fase – fase
1050
2100
Fase – tierra
Varilla – Estructura
Conductor – Estructura
1050
1050
2100
1900
Localización
Equipo a la entrada
de la línea
Otros equipos
4.3 SELECCIÓN DEL PARARRAYOS
4.3.1 TENSIÓN CONTINUA DE OPERACIÓN (COV)
COV 
Um
3

245 kV
3
 141,5 kV
4.3.2 SOBRETENSIÓN TEMPORAL (TOV)
TOV  Ke  COV
Ke: Factor de falla a tierra, que para el caso es de 1,4 por ser el sistema
sólidamente puesto a tierra.
TOV  1,4  141,5 kV  198 kV
4.3.3 TENSIÓN NOMINAL DEL PARARRAYOS
La tensión nominal del pararrayos R, es el valor mayor entre Ro y Re.
Ro 
COV
Ko
Ko: Factor de diseño del pararrayos. Para el caso es Ko = 0,8
Ro 
141,5 kV
 176,8 kV
0.8
Re 
TOV
Kt
Kt: Es la capacidad del pararrayos y depende del tiempo de duración de la
sobretensión temporal. Se elige Kt = 1,15 para un tiempo de despeje de
falla de 1 seg, que es lo esperado cuando el sistema está sólidamente
puesto a tierra.
Re 
198 kV
 172,2 kV
1,15
Dado que RoRe, la tensión nominal del pararrayos es Ro multiplicada por un
factor de seguridad que para sistemas mayores de 100 kV es del 5%. Así la
tensión nominal del pararrayos es:
R  1,05 Ro  1,05 176,8 kV  185,7 kV
De acuerdo con la norma IEC99-3 y para dar cumplimiento a las características
garantizadas, el valor normalizado tomado es de 192 kV, el cual posee los
niveles de protección descritos previamente:
-
NPM: Nivel de protección al impulso tipo maniobra (1 kA): Ups = 375 kV
-
NPR: Nivel de protección al impulso tipo rayo (10 kA):
Upl = 451 kV
En el Anexo 1 se muestra el catálogo del pararrayos ha ser suministrado.
4.3.4 ENERGÍA EN PARARRAYOS
Los pararrayos deben ser capaces de absorber la energía debida a los
transitorios de tensión en el sistema. Los transitorios de tensión se pueden
presentar por:

Cierre y recierre de líneas

Descargas atmosféricas
Con el conocimiento de los niveles de protección, la energía absorbida por los
pararrayos en cada uno de los casos anteriores puede ser calculada.
4.3.4.1
Cierre y recierre de líneas
W
2Ups * (Ue  Ups ) * Tw
Z
Donde:
W:
Energía absorbida
Ups: Nivel de protección al impulso de maniobra, 375 kV
Ue: Sobretensión esperada sin pararrayos, (3,26 p.u) 652.14 kV
Z:
Impedancia característica de la línea, 400 Ohmios
Tw: Tiempo de viaje de la onda, el cual es igual a la longitud del tramo de
línea por la velocidad de propagación
Tw 
Longitudlinea km
300m / s
En este caso, la línea más larga es hacia la subestación Independencia con
una longitud de 164,85 km, que corresponde a un tiempo de viaje de la onda
de 549,5 microsegundos.
La capacidad de energía requerida por el pararrayos, W:
W=
285.5 kJ
4.3.4.2
Descargas atmosféricas
Aunque el nivel ceráunico de la zona es cero, se realiza el calculo teniendo en
cuenta que puede existir una descarga en un extremo remoto de la línea en la
cual el nivel ceráunico sea diferente de cero y el pararrayos del extremo local
consuma toda la energía (caso poco probable).
W  2Uf  NUpl * (1  ln(2Uf / Upl ))  *
Upl * Tl
Z
Donde:
W:
Energía absorbida
Upl: Nivel de protección al impulso tipo rayo, 451 kV
Uf:
Tensión de flameo inverso negativo de la línea, 1430 kV
Z:
Impedancia característica de la línea, 400 Ohmios
N:
Número de líneas conectadas al pararrayos, 2 líneas
Tl:
Duración equivalente de la corriente de la descarga, 3,0E-04 segundos
incluyendo la primera y las descargas subsecuentes (Valor recomendado
por la norma IEC60099-5
La capacidad de energía requerida por el pararrayos, W:
W=
98.7 kJ
La capacidad de energía requerida que cumpla para cada uno de los casos
será de 285.5 kJ que corresponde a una capacidad de energía específica de
1.49 kJ/kVUr.
El pararrayos a suministrar tiene una capacidad de energía específica de
10 kJ/kVUr, que corresponde a una capacidad de 1980 kJ, cumpliendo con la
capacidad de energía definida en las características garantizadas.
5.
DISTANCIAS ELÉCTRICAS
La metodología a seguir comprende el cálculo de las distancias mínimas y de
seguridad que deben tenerse en cuenta en el diseño de una subestación para
garantizar la seguridad de las personas y el adecuado dimensionamiento de la
subestación.
5.1 DISTANCIAS DE SEGURIDAD
Corresponden a las separaciones mínimas que deben mantenerse en el aire
entre partes energizadas de equipos y tierra, o en equipos sobre los cuales es
necesario realizar un trabajo.
Las distancias de seguridad son el resultado de sumar los siguientes valores:

Un valor básico relacionado con el nivel de aislamiento, el cual determina
una “zona de guarda” alrededor de las partes energizadas.

Un valor que es función de movimientos del personal de mantenimiento así
como del tipo de trabajo y la maquinaria usada. Esto determina una zona
de seguridad dentro de la cual queda eliminado cualquier peligro
relacionado con acercamientos eléctricos.
5.1.1 Valor básico
El valor base corresponde a la distancia mínima fase-tierra en el aire, adoptada
para el diseño de la subestación de acuerdo con lo establecido en las
publicaciones IEC 60071-1 [1] y IEC 60071-2 [2], para garantizar el
espaciamiento adecuado que prevenga el riesgo de flameo aún bajo las
condiciones más desfavorables.
El valor básico se calcula incrementando el valor de la distancia mínima fasetierra, (ver numeral 4.2) en un porcentaje comprendido entre el 5% y el 10 %
como factor de seguridad.
Para todos los equipos conectados a la entrada de la línea y al interior de la
subestación se debe usar una distancia mínima de separación en el aire de
2100 mm correspondiente a un BIL de 1050 kV, se seleccionará entonces este
valor, como la distancia mínima de seguridad.
VB = 1,05* dmin
Donde:
VB : Valor básico [mm]
dmin : Distancia mínima fase-tierra mm
VB = 1,05* dmin = 1,05*2.100 mm = 2.205 mm
Figura 1. Valor básico
5.1.2 Zonas de seguridad
Las dimensiones de esta zona de seguridad se definen adicionando al valor
básico, VB, un valor promedio de la altura del personal de mantenimiento y la
naturaleza del trabajo a realizar sobre los equipos, incluyendo los
requerimientos de movimiento y acceso al lugar. Estas distancias están
basadas en las dimensiones medias de una persona en condiciones de trabajo
tal como se muestra en la Figura 1, Figura 2 y Figura 3.
5.1.2.1
Circulación de personal
Cuando no existen barreras o mallas protectoras en la subestación, es
necesario definir una distancia mínima de seguridad para la circulación libre del
personal. En general, la zona de circulación del personal, se determina
adicionando al valor básico calculado, VB, un valor de 2.250 mm, que es la
altura promedio de un operador con los brazos estirados verticalmente; ver
Figura 2. De esta manera la distancia entre la parte inferior de la porcelana del
equipo y tierra no debe ser menor de 2.250 mm. El aislador o porcelana del
equipo se considera como un componente energizado que va reduciendo la
tensión de modo que solamente la parte inferior metálica está al mismo
potencial de tierra.
Teniendo en cuenta los requerimientos de REP para el dimensionamiento de la
subestación, la distancia para circulación de personas será de 4.500 mm:
Distancia circulación de personal = 4.500 mm
En la Figura 3 se muestra la composición de la distancia básica con una zona
de seguridad que tiene en cuenta la libre circulación de las personas.
Figura 2. Distancias medias para un operador
Figura 3. Ejemplo de la franja de circulación de personal
5.1.2.2
Movimiento de vehículos
Para el montaje y mantenimiento de equipos es necesario utilizar grúas o
vehículos similares y por lo tanto se debe prever una zona de seguridad para
estos casos. Esta zona está delimitada por el perfil del vehículo más 700 mm
de manera que permita imprevisiones en la conducción, ver Figura 4. De igual
forma se debe prever una zona de circulación perimetral.
Figura 4. Distancias de seguridad para circulación de vehículos
La zona de seguridad para la circulación de vehículos está determinada de
acuerdo con lo siguiente:
Movimiento de vehículos = P.V + 700 mm
Donde:
P.V : Perfil del vehículo [mm]
Si se considera un vehículo con un perfil de 2.500 mm x 2.500 mm como
dimensiones típicas, de esta manera se tiene que:
Movimiento de vehículos = 2.500 mm + 700 mm = 3.200 mm
En la subestación Curramba a 220 kV se tendrán los siguientes anchos de vía
para cada uno de los accesos

Acceso campo de acople: 4,0 m.

Accesos campos de línea: 4,0 m.

Acceso entradas de línea: 4,5 m
5.1.2.3
Trabajo sobre equipos o conductores en ausencia de
maquinaria pesada
Se considera que el trabajo sobre los equipos o conductores se realiza con la
subestación energizada parcial o totalmente. Para estos cálculos se tiene en
cuenta los valores previstos en la Figura 2: Horizontalmente se toman
1.750 mm que tiene en promedio una persona con los brazos abiertos, y
verticalmente se toman 1.250 mm que tiene en promedio una persona con una
mano alzada sobre el plano de trabajo. Luego estas distancias están
determinadas de la siguiente manera:
Distancia Horizontal = 1.750 mm + VB
Distancia Vertical = 1.250 mm + VB
Donde:
VB : Valor básico [mm]
Distancia horizontal = 1.750 mm + 2.205 mm = 3.955 mm
Distancia Vertical = 1.250 mm + 2.205 mm = 3.455 mm
Figura 5. Franja de circulación usada para servicios de mantenimiento
con herramientas livianas
Figura 6. Franja de circulación usada para servicios de mantenimiento
con herramientas pesadas
Cuando los trabajos a ejecutar involucran el uso de herramientas pesadas o
vehículos, se debe adicionar a la zona de seguridad una distancia de holgura
previniendo situaciones asociadas a estas circunstancias. Figura 6 ilustra estas
distancias.
5.2 DISTANCIAS PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LA SUBESTACIÓN
El dimensionamiento de la subestación está condicionado básicamente por las
siguientes distancias:

Ancho de barras

Ancho de campo

Altura de campo

Longitud de campo
Estos aspectos son una aplicación directa de las distancias mínimas y de
seguridad, además de la facilidad para mantenimientos.
5.2.1 Ancho de barras
El ancho de barras (barra principal más barra de transferencia) se determina
por la separación entre las fases y el movimiento que tendrían los conductores
debido a cortocircuitos, ver Figura 7.
La separación entre fases de las barras principal y de transferencia adoptada
para el diseño es de 4.000 mm. Se verificó que no se produjeran cercamientos
entre las fases siguiendo la metodología que se incluye en la guía de obras
civiles, basado en el documento “The Mechanical Effects of Short-Circuit
Currents in Open Substations” del comité No. 23 del Cigre.
Yo
a
1.2 Yo
40°
Yo
d min
Yk
Figura 7. Rango del movimiento de conductores flexibles durante
cortocircuitos
5.2.2 Ancho de campo
Es la distancia de separación entre los ejes de las columnas que forman el
pórtico de entrada de la línea. El ancho de campo de una subestación está
determinado por la configuración, las dimensiones de los equipos y de los
barrajes utilizados. El ancho de campo se analiza para los siguientes casos y
se toma la distancia mayor:

Templas superiores a lo largo del campo.

Estructura adyacente a Seccionador pantógrafo.
5.2.2.1
Templas superiores a lo largo del campo
El ancho del campo se determina por la separación entre las fases y el
movimiento que tendrían los conductores debido a cortocircuitos en las templas
superiores a lo largo del campo.
La separación entre fases de las templas superiores del campo adoptada para
el diseño es de 4.000 mm. Se verificó que no se produjeran acercamientos de
acuerdo al calculo de las tensiones de tendido que se incluye en la guía de
obras civiles, basado en el documento “The Mechanical Effects of Short-Circuit
Currents in Open Substations” del comité No. 23 del Cigre.
En consecuencia el ancho del campo sería dos veces la separación entre
fases mas la distancia mínima fase-tierra incrementada, a lado y lado, en un
25% para considerar un posible barraje adyacente.
AC = 2*a + 2*dmin * 1,25
AC = 2*4.000 mm + 2*2.100 * 1,25 = 13.250 mm
5.2.2.2
Estructura adyacente a seccionador pantógrafo
El cálculo cuando se tiene la estructura del pórtico adyacente a un seccionador
pantógrafo se analiza de acuerdo a la siguiente figura.
b
a
z
z
z
I1/2
I2/2
Ancho de campo
Figura 8. Ancho de campo determinado por estructura adyacente a
seccionador pantógrafo
De acuerdo a la Figura 8, el ancho de campo estará dado por la siguiente
ecuación:
AC =i1/2 + i2/2 + 2*b + 2*a + 3*z
La separación entre fases está dada por:
Separación entre fases = a + z
donde:
b: Distancia mínima fase - tierra, [mm]
ii: Ancho de la estructura, se tienen estructuras de 2.500 y de 1500 [mm].
z: ancho del seccionador pantógrafo, 700 [mm]
a: Distancia mínima fase – fase, [mm]
Separación entre fases = 2.100 mm +700 mm =2.800 mm
AC =1250 mm + 750 mm + 2*2.100 mm + 2*2.100 mm + 3*700 mm
AC = 12.500 mm
Para el diseño se consideró un ancho de campo de 16.000 mm, con una
separación entre fases de 3.800 mm (correspondiente al la distancia de
separación del seccionador de rotación central).
5.2.3 Altura de campo
Está determinada principalmente por el número de niveles de conexión que
requiera la configuración de la subestación y por el tipo de conductores que se
utilicen en la subestación.
5.2.3.1
Primer nivel
Corresponde a la altura de conexión de los equipos y está determinado por las
distancias de seguridad para la circulación de personas: Es decir, el valor
básico (VB) más la altura de una persona con los brazos levantados
verticalmente.
P.N = VB + 2250 mm
Donde:
VB : Valor básico [mm]
P.N = 2.205 mm + 2.250 mm = 4.455 mm
Teniendo en cuenta que el pararrayos y el transformador de tensión se
encuentran ubicados al inicio de cada campo y son los equipos de mayor
altura, se elige una altura de conexión para el primer nivel de 5.700 mm para
los equipos a la entrada de la línea, sin embargo para no incurrir en estructuras
demasiado altas en los demás equipos, se eligió una altura de conexión para el
primer nivel de 5.100 mm, esta última altura servirá para el calculo de los
niveles superiores.
5.2.3.2
Segundo nivel
Conformado por la altura de los barrajes de la subestación, su altura debe ser
superior a la del primer nivel en por lo menos la distancia mínima fase-fase,
más la flecha máxima del barraje.
S.N = P.N + dmin * 1,1 + YB
Donde:
YB : Flecha máxima del barraje
dmin: Distancia mínima fase-fase, cable-cable mm
En la práctica, YB  0,03*S, siendo (S) el vano del barraje. En la subestación
Curramba 220 kV el vano más largo tiene una longitud de 32 m.
Luego:
YB = 0,03*S
S.N = P.N + dmin*1,1 + 0,03*S
S.N = 5.100 mm + 2.100 mm*1,1 + 0,03*32.000 mm = 8.370 mm
Para el diseño se eligió una altura de conexión para el segundo nivel de
10.500 mm.
5.2.3.3
Tercer nivel
Conformado por las templas superiores, cuya altura debe ser superior a la
altura del barraje, por lo menos en la distancia mínima fase-fase, cable-cable,
más la flecha máxima de la templa.
T.N = S.N + dmin * 1,1 + YT
donde:
YT : Flecha máxima de la templa superior
dmin: Distancia mínima fase-fase, cable-cable mm
En la práctica, YT  0,03*S, siendo S el vano de la templa flexible. En la
subestación Curramba 220 kV el vano de la templa flexible tendrá una longitud
de 32 m.
Luego:
YT = 0,03*S
T.N = S.N + dmin * 1,1 + 0,03*S
T.N = 11.000 mm + 2.100 mm*1,1 + 0,03*32.000 mm = 14.270 mm
Para el diseño se eligió una altura de conexión para el tercer nivel de
14.500 mm.
5.2.4 Longitud del campo
Está determinada por la configuración de la subestación y por las distancias
entre los diferentes equipos. Esta distancia se define básicamente por razones
de mantenimiento, montaje y estética. La longitud del campo no se determina
por las distancias mínimas o de seguridad. Las distancias adoptadas entre los
equipos de patio de 220 kV se muestran en la Tabla 12.
Tabla 12. Distancias adoptadas entre equipos de patio 220 kV
Distancia en mm para
Um = 245 kV
Equipos
Pararrayos y transformador de instrumentación
Transformador de instrumentación y trampa de onda
Transformadores de instrumentación
Transformador de instrumentación y seccionador pantógrafo
Seccionador pantógrafo y seccionador
Seccionador e interruptor con vía de circulación
Interruptor y seccionador pantógrafo
Interruptor y transformador de instrumentación
Transformador de instrumentación y seccionador
Pararrayos y cerco perimetral
3.000
3.000
3.000
3.500
4.000
8.500
4.000
4.000
4.000
4.900
En la Tabla 13 se presenta el resumen de las distancias de seguridad y el
dimensionamiento adoptado para el diseño de la subestación Curramba a
220 kV.
Tabla 13. Distancias de seguridad y dimensionamiento subestación
Curramba a 220 kV
Distancia [mm]
DESCRIPCIÓN
Distancia mínima fase a tierra
Valor básico
Altura entre el piso y la parte inferior de la porcelana del equipo.
Circulación de personal requerida REP
Campos de Línea
Movimiento de vehículos
(ancho x alto)
Entradas de Línea
Separación entre fases en barras y templas
Separación entre fases en equipos
Primer nivel
Alturas de campo
Segundo nivel
Tercer nivel
Ancho de campo
Calculada
Adoptada
2.100
2.205
2.300
---3.200 x 3.000
3.200 x 3.000
2.800
2.800
4.455
8.370
14.270
2.100
2.205
2.300
4.500
4.000 x 3.000
4.500 x 3.000
4.000
3.800
5.100
10.500
14.500
En templas
13.250
En estructura adyacente a
seccionadores pantógrafo
12.500
16.000
REFERENCIAS
1
IEC STANDARD 60071-1 - 1993, INSULATION CO-ORDINATION:
DEFINITION, PRINCIPLES AND RULES
2
IEC STANDARD 60071-2 - 1996, INSULATION CO-ORDINATION:
APPLICATION GUIDE
3
IEC STANDARD 60071-4 - 1996, INSULATION CO-ORDINATION:
APPLICATION GUIDE
4
IEC STANDARD 815 - 1986, GUIDE FOR SELECTION
INSULATORS IN RESPECT OF POLLUTED CONDITIONS
5
IEC STANDARD 60099-5 - 2000, SURGE ARRESTERS: SELECTION
AND APPLICATION RECOMMENDATIONS
[6]
TRANSITORIOS ELECTRICOS E COORDENACAO DE ISOLAMENTO.
Aplicacao em sistemas de potencia de alta-tencao.
OF
Anexo 1.CARACTERÍSTICAS DEL PARARRAYOS
EN LA SUBESTACIÓN CURRAMBA 220 kV
DATOS TÉCNICOS
Tipo 3EP2 195-3PG42-2KF1
Marca SIEMENS
Norma
Máxima Altitud de instalación
Tensión máxima de servicio entre fases
Conexión de neutro
Nivel de aislamiento del equipo que se protege BIL
Tensión nominal del pararrayos
Tensión de operación continua ( COV )
Intensidad nominal de descarga con onda 8/2Ous
Clase de descarga de línea
Capacidad de absorción de energía- térmica
Capacidad de absorción de energía- Impulso
Intensidad de descarga para onda de larga duración (2 ms)
Intensidad de cortocircuito ( 0.2 s )
Máxima tensión residual con corrientes de descarga
20 kA 1/2us
5kA 8/20us
10 kA8/0us
20 kA 8/20us
40 kA 8/20us
500 A 30/60us
1 kA 30/60us
2 kA 30/60us
Sobretensiones temporales 1 s
Sobretensiones temporales 10 s
Nivel de aislamiento a frecuencia Ind. (1 min. húmedo) Zno completo
Nivel de aislamiento a impulso atmosférico Zno completo
Distancia de fuga
Fuerzas máximas admisibles en el cabezal
Estática
Dinámica
Número de unidades
Peso
Altura
Color de la envolvente
IEC-60099-4
3.800 m
245 kV
puesto a tierra rígidamente
1050 kV
192 kV
154 kV
20 kA
4
10 kJ/kVr
5.6 kJ/kVr
1200 A
65.0 kA
528 kV
424 kV
451 kV
496 kV
541 kV
366 kV
375 kV
393 kV
221 kV
206 kV
480 kV
1200 kV
8070 mm
1540 N
3850 N
2
275 kg
3240 mm
Marrón