Subido por Luis DlCruz

Capitulo 5 - Estudio de la coordinacion

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Ronald Miguel Jiménez Vélez
UNIVERSIDAD POLITECNICA SALESIANA
CAPITULO V
Tesis de Grado
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Ronald Miguel Jiménez Vélez
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COORDINACION DE AISLAMIENTO
5.1 CONCEPTOS Y DEFINICIONES
La coordinación del aislamiento es el procedimiento de correlación entre la
resistencia dieléctrica del equipo y de los aparatos de protección, con los sobrevoltaje
esperados en el sistema. En otras palabras es el procedimiento seguido para que el
equipo eléctrico no esté sometido a daños a causa de sobretensiones; y por otro lado,
para localizar los contorneos cuando económicamente no pueden ser evitados, en
puntos donde no pueden causar daños.
En el presente trabajo, el método empleado será el de coordinar en un mismo
diagrama las curvas voltaje – tiempo de los equipos a protegerse y la de los
elementos protectores, con el fin de determinar el tipo y la cantidad de aislamiento
requerido para dar un comportamiento satisfactorio al sistema.
Para definir las curvas voltaje – tiempo del aislamiento es necesario dar las
definiciones de sus valores característicos, como son:
5.1.1 DESCARGA DISRUPTIVA
Es el arco eléctrico, usualmente intempestivo, que perfora la aislación, volviéndola
conductora, definitivamente o al menos durante el tiempo que dura la descarga.
5.1.2 VOLTAJE CRÍTICO DE DESCARGA
Es el voltaje de cresta de una onda de impulso normalizada, la cual causa una
descarga en la cola de la onda para el 50 % de las aplicaciones.
5.1.3 VOLTAJE CRÍTICO DE RSISTENCIA DEL AISLAMIENTO
(Critical Withstand Voltage) Es el voltaje que es capaz de resistir el aislamiento sin
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falla o descarga disruptiva cuando se somete pruebas bajo condiciones específicas.
5.1.4 VOLTAJE DE RESISTENCIA DEL AISLAMIENTO NOMINAL
(Rated Withstand Voltage) Es el voltaje al cual un aislamiento es solicitado a
soportar sin falla o descarga disruptiva cuando se le somete a pruebas bajo
condiciones específicas y dentro de las limitaciones de normas anteriormente
establecidas.
5.1.5 NIVEL BASICO DE IMPULSO (NBI)
Es la resistencia del aislamiento frente a un impulso de referencia, expresado en
términos del valor de cresta del voltaje de resistencia del aislamiento, a una onda
completa normalizada.
TABLA V.1
Niveles de Aislamiento
TENSIÓN
MÁXIMA
PARA EL
EQUIPO
KV ef.
NIVEL DE AISLAMIENTO AL IMPULSO
NIVEL DE AISLAMIENTO A BAJA
FRECUENCIA
Aislamiento Pleno
KV cresta
Aislamiento reducido
KV cresta
Aislamiento Pleno
KV ef.
Aislamiento reducido
KV ef.
100
450
380
185
150
123
550
450
230
185
145
650
550
450
275
230
185
170
750
650
550
325
275
230
245
1050
900
825
750
460
395
360
325
300
1175
1050
900
510
460
395
362
1300
1175
1050
570
510
460
420
1675
1550
1425
1300
740
680
630
570
FUENTE: Publicación 71 de la CEI “Coordinación de Aislamiento” 4ª. Edición, 1967
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En la tabla V.1 aparecen los niveles de aislamiento adoptados por la CEI,
correspondientes a los niveles normales de tensión para alturas sobre el nivel del mar
igual o menores de 1000 metros que es la altura normalizada.
Se puede observar en la tabla que la columna del nivel de aislamiento al impulso se
divide en dos columnas, una para el aislamiento pleno y la otra para el aislamiento
reducido. A medida que el valor de la tensión máxima crece, el número de valores de
tensión del aislamiento reducido también crece para un mismo valor de la tensión
máxima.
5.1.6 ONDA COMPLETA NORMALIZADA DE IMPULSO
Es un impulso que aumenta a su valor de cresta de voltaje en 1.5 o 1.2
microsegundos y cae a la mitad de su valor de cresta en 40 o 50 microsegundos.
Estos tiempos medidos desde el mismo sitio de origen. Los tiempos de origen, así
como los de duración de la onda, varían de acuerdo a las diferentes normas.
En adición a estos valores, también se acostumbra a mostrar en la curva voltaje –
tiempo: el voltaje de resistencia de aislamiento para una sobretensión de maniobra
normalizada (100/2.100 µseg., según IEE); el voltaje de resistencia del aislamiento
para frente de onda, cuyo valor se determina en el corte de la curva voltaje – tiempo
con la pendiente de onda especificada según normas, en función del voltaje nominal
del pararrayos y el voltaje de resistencia del aislamiento para onda cortada. Estas
definiciones se ilustran en la figura V.1.
5.2 NIVEL DE AISLAMIENTO DEL TRANSFORMADOR
En el capitulo III definimos dos alternativas de pararrayos que podemos aplicar para
nuestro estudio, la alternativa 1 con un pararrayos de 48 KV de voltaje nominal, y la
alternativa 2 con un pararrayos de 60 KV de voltaje nominal. En la tabla V.2 se
detallan los valores para el nivel básico de aislamiento al impulso (NBI), como
también el nivel básico de aislamiento por maniobra (NBS).
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VOLTAJE (KV)
PENDIENTE DE ONDA
ESPECIFICADA POR NORMAS.
EN FUNCIÓN DEL VOLTAJE
NOMINAL DEL PARARRAYOS
(KV/useg)
VOLTAJE DE RESISTENCIA DEL AISLAMIENTO A ONDA CORTADA
VOLTAJE DE RESISTENCIA
DE AISLAMIENTO DE
FRENTE DE ONDA
FRENTE DE DESCARGA
DESCARGA DE CRESTA
DESCARGA DE COLA
CURVA VOLTAJE - TIEMPO
NIVEL BÁSICO DE IMPULSO
(NBI)
VOLTAJE DE DESCARGA
CRITICO (CFO)
VOLTAJE CRITICO DE
RESISTENCIA DEL
AISLAMIENTO
(WITHSTAND CRITICAL)
DESCARGAS CRITICAS
50 % DE LAS APLICACIONES
VOLTAJE DE RESISTENCIA DEL
AISLADOR PARA SOBRETENSIONES
DE MANIOBRA
VOLTAJE NOMINAL DE
RESISTENCIA DEL
AISLAMIENTO
(WITHSTAND RATED)
TIEMPO DE DESCARGA
DE CRESTA
RANGO DE TIEMPO DE
DESCARGA DE FRENTE
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FIGURA V.1
RANGO DE TIEMPO DE
DESCARGA DE COLA
RANGO DE TIEMPO SIN
DESCARGA DE IMPULSO
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CURVA VOLTAJE – TIEMPO CARACTERÍSTICA
TIEMPO (useg)
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5.2.1 Determinación del nivel de aislamiento por maniobra (NBS).
Para poder determinar los NBI y NBS del equipo se pueden emplear las siguientes
expresiones:
Para aislamientos no auto recuperables (aislamientos internos), no afectados por
condiciones ambientales.
a) Ondas por maniobra de interruptores
NBS  1.15  (Tensión de arqueo del pararrayos por impulso de maniobra) (5.1)
O también
NBS  1.15  (Valor de la onda máxima por impulso de maniobra).
b) Por rayo
NBI  1.2  (Tensión residual del pararrayos para una onda impulso de
1.2 /50)
NBI  1.043  (Tensión de arqueo por frente de onda del pararrayos).
El valor de 1.15 en el cálculo del NBS y de 1.2 en el cálculo de NBI se denomina
“relaciones de protección” y representan los márgenes de protección.
El valor de 1.043 se obtiene como el cociente de 1.2/1.15 y donde 1.15 es el valor de
la onda cortada a 3 µseg de una onda de 1.2/50 en por unidad del NBI tomado como
1.15.
De acuerdo a la tabla III.2 del capitulo 3, determinamos el NBS de la siguiente
manera
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TABLA V.2
NIVELES DE AISLAMIENTO TRANSITORIO (NBI Y NBS) PARA TRANSFORMADORES SUMERGIDOS EN ACEITE, INTERRUPTORES Y
CUCHILLAS DE 46 A 550 KV
(NBS = 0.83 NBI)
TENSIÓN DEL SISTEMA
(KV)
TRANSFORMADORES
(INTERIOR)
BOQUILLAS DE
TRANSFORMADORES
INTERRUPTORES
CUCHILLAS
NBI
NBS
NBI
NBS
NBI
NBS
NBI
NBS
(KV)
(KV)
(KV)
(KV)
(KV)
(KV)
(KV)
(KV)
48.3
250
----
250
----
250
----
250
----
69
72.5
350
----
350
----
350
----
350
----
115
123
350
450 (*)
550
290
375
460
550
----
550
----
550
----
138
145
450
550 (*)
650
375
460
540
650
----
550
----
550
----
161
169
650
750
540
620
750
----
750
----
750
----
230
245
750
825
900 (*)
975
1050
620
685
745
810
870
750
900
1050
----------
900
-------
900
1050
-------
900
700
1300
825
1050
(700)
900
1050(*)
1175
1300
745
870
975
1080
1050
1175
825
825
1175
(825)
NOMINAL
MAXIMA
46
362
362
NOTAS:
1. (*) valores preferidos de NBI.
2. Los valores de NBS para tensiones de 362 KV y mayores que están entre paréntesis no han sido normalizados.
3. Para 362 KV y tensiones mayores solo se emplea la tensión máxima.
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Alternativa 1: Pararrayos con voltaje nominal de 48 KV.
NBS  1.15  155  179 KV.
Alternativa 2: Pararrayos con voltaje nominal de 60 KV.
NBS  1.15  190  219 KV.
5.2.2 Tensión máxima en el lugar de ubicación del pararrayos.
Estudios realizados anteriormente aconsejan un valor para el nivel básico de impulso
(NBI), que toma en cuenta el voltaje de descarga del pararrayos, más el aumento
producido por la distancia existente entre pararrayos y el transformador (x). Para
aplicar este método al presente sistema se ha asumido que la distancia entre el
transformador y el pararrayos sea de 27 metros, siendo este valor el determinado
empleando el pararrayos de 60 KV de voltaje nominal.
5.2.2.1 El primer paso consiste en determinar el nivel de protección del pararrayos
(Vp) que esta definido como la tensión máxima que puede aparecer en le punto de
conexión del pararrayos con la línea, durante el ciclo de funcionamiento. Se escoge
uno de los mayores niveles siguientes:
a) Vp1 = Máximo voltaje de descarga que se produce en condiciones de
servicio. Según dato del fabricante para el pararrayos de 60 KV se tiene
un valor de 190 KV de cresta de descarga para onda de 1.2 x 50, según
normas ANSI (Tabla III.2).
b) Vp2 = Máxima tensión que aparece en el punto de conexión del
pararrayos, una vez producida la descarga del explosor, este valor será:
Vp2  ER  L
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di
dt
(5.2)
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Figura V.2
MAXIMA TENSIÓN Vp2 EN EL PUNTO DE LOCALIZACIÓN DEL PARARRAYOS
-
El valor de ER es de 160 KV para una corriente de descarga determinada
de 5 KA. (Tabla III.2).
-
La inductancia del cable de 266.8 MCM es aproximadamente 0.41
-
Para saber el valor de la pendiente
H
m
di
se sabe que la corriente de descarga
dt
es de 5 KA y es su forma de onda típica especificada por normas IEC de
8/20 µseg.
Entonces la pendiente resultante de la onda de corriente será:
5KA
di
KA

 0.625
dt 8seg.
seg.
Y aplicando la formula 5.2 para una longitud de conexión pararrayos – línea de 15
metros.
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Vp2  160 KV .  0.41
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H
m
 15m.  0.625
KA
seg.
| Vp2  164 KV .
Como Vp1 es mayor que Vp2 escogemos un nivel de protección de 190 KV.
5.2.2.2 El voltaje máximo que se presentaría en el transformador (VMT), luego de la
descarga, obedece a la formula siguiente: (ver Capitulo IV)
VMT  Vp  2 XT
(5.3)
Figura V.3
MAXIMA TENSIÓN Vp EN EL PUNTO DE LOCALIZACIÓN DEL PARARRAYOS
O sea que al arribar la sobretensión a través de la línea, a la localización del
pararrayos, este descarga a un valor igual a su nivel de protección. La onda cortada
por el pararrayos de una pendiente determinada S (KV/µseg.), recorre la distancia X
en un tiempo T con una velocidad igual a la de la luz (300m/µseg.); y llega al
transformador aumentando al doble de su valor debido a la reflexión (Figura V.3).
Para nuestro caso asumiremos una pendiente de voltaje (S) a 500 KV/µseg., que
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corresponde a una descarga que cae sobre el conductor de la línea a la distancia de
una milla de la subestación; debido a una falla del apantallamiento.
Si el equipo por proteger principalmente el transformador, se debe tener un margen
de protección mínimo del 20 % debajo de su nivel de aislamiento de manera que la
tensión máxima permisible en el transformador sería (Tabla V.2)
V max  350  0.2  350  280 KV .
Entonces las distancias máximas permisibles determinadas en el capitulo IV serían
X

Para la alternativa 1; Vp = 155 KV; asumiremos S = 400 KV/µseg.
X

300  V max  Vp 
2S
300  280  155
 46.87 metros.
2  400
Para la alternativa 2; Vp = 190 KV; con S = 500 KV/µseg.
X
300  280  190
 27 metros.
2  500
Suponiendo que el transformador se encuentra a X = 15 metros del pararrayos al
ingreso de la subestación, el tiempo empleado T en cubrir la distancia X será:
T
15m.
 0.05seg.
300m / seg.
Y la tensión máxima que aparecería aplicando la formula 5.3 seria:
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
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Para la alternativa 1; Vp = 155 KV.
VMT  155KV  2  500
KV
 0.05seg.
seg.
VMT  195KV .

Para la alternativa 2; Vp = 190 KV.
VMT  190 KV  2  500
KV
 0.05seg.
seg.
VMT  240KV .
Para tomar la decisión de que pararrayos seleccionar según las dos alternativas
propuestas, las cuales resuelven el problema satisfactoriamente se deberá considerar
lo siguiente:
1. Que con el pararrayos de la alternativa 1 se tiene un mayor margen de
protección, pero es probable que opere con mayor frecuencia, ya que su
tensión de operación es baja 48 KV respecto al valor teórico calculado de 58
KV.
2. Que con el pararrayos de la alternativa 2 se cubre también el margen de
protección, va a operar con menor frecuencia que el de la alternativa 1 pero
probablemente su costo sea superior.
5.2.2.3 La presente referencia da un factor de seguridad de 25 % entre este valor de
VMT y el NBI, es decir:
NBI  1.25  VMT
(5.4)
NBI  1.25  240  300 KV.
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De acuerdo a los criterios expuestos en 5.2.1 y 5.2.2 se ha escogido un NBI
normalizado de 350 KV aconsejado por normas IEC 99.1 (Tabla V.2).
5.2.3 Pruebas de aislamiento del transformador.
En complemento con la selección del nivel básico de aislamiento (NBI), se debe
estipular en el diseño las pruebas a que debe someterse el aislamiento del
transformador en el momento de su recepción, para la cual se ha seguido uno de los
últimos reportes de la IEEE, que presenta un método de coordinación de aislamiento
basado en estas pruebas.
5.2.3.1 Pruebas de Impulso
a) La magnitud mínima de la onda de impulso para estas pruebas debe ser de
1.25 veces el máximo nivel de protección del pararrayos empleado.
Este criterio podría aplicarse para la selección del nivel básico de
impulso, pero para nuestro caso como ya hemos escogido un nivel de 350
KV debemos usar este mismo voltaje para esta prueba, como lo
prescriben las normas internacionales.
Este nivel es muy superior al mínimo prescrito de 1.25 veces el nivel de
protección del pararrayos empleado de 60 KV que seria de
1.25  190  238 KV.
b) Para prueba de impulso con onda cortada se debe tener un mínimo de 1.15
veces el nivel de impulso de onda completa (1.2 x 50), es decir
1.15  350  403 KV.
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5.2.3.2 Pruebas de sobretensiones de maniobra.
a) Para las pruebas con ondas correspondientes a sobretensiones de
maniobra tanto en seco como en húmedo, el voltaje mínimo de prueba
fase – neutro será de 1.15 veces el nivel de protección a maniobra del
pararrayos aplicado.
Prueba de sobretensión de maniobra fase – neutro:
1.15  160  184 KV.
b) Para las pruebas fase – fase de maniobra, el voltaje será menor a 3.4 pu
con respecto al máximo voltaje de pico fase – neutro del sistema.
Prueba de sobretensión de maniobra fase – fase:
3.4  72.5 
2
 202 KV.
3
Esta prueba no depende de las características del pararrayos, sino de la
clase de voltaje del sistema.
5.2.3.3 Pruebas a frecuencia industrial
Los voltajes mínimos de prueba deben ser 1.5 veces el máximo voltaje nominal
Fase – neutro del equipo. Este valor debe ser soportado por el aislamiento durante
una hora.
Esta prueba ha sido también obligatoriamente prescrita por normas internacionales
para cada nivel básico de impulso. En el caso en estudio tenemos
1.5  72.5  2
Tesis de Grado
3  89 KV.
- 124 -
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Los valores seleccionados para las pruebas de maniobra deben escogerse de entre los
valores de niveles básicos de aislamiento (NBI) que más se ajusten a los valores
calculados para la forma de onda especificada.
Es decir que la magnitud de voltaje de prueba para onda de maniobra se obtiene a
partir de la tabla V.3, que muestra los valores normalizados de niveles básicos de
impulso.
TABLA V.3
VALORES DE NIVELES BASICOS DE IMPULSO PARA SELECCIÓN DE
PRUEBAS DE SOBRETENSIONES DE MENIOBRA SEGÚN NORMAS IEC
NBI (KV.)
380
1050
450
1175
550
1300
650
1425
750
1550
825
1675
900
1800
Este método es convencional y se basa en varias experiencias. Asume un valor en el
sistema; y luego aplica un margen de seguridad, del cual se deriva el voltaje que debe
soportar el aislamiento. Cabe indicar además que el máximo valor de sobretensión de
maniobra asumido por este método es de 2.5 pu del voltaje máximo fase – neutro, es
decir que, si en un sistema en estudio se presentan sobrevoltajes mayores, es
necesario limitar el sobrevoltaje a este valor antes de aplicarlo.
Los valores de pruebas a que se debe someterse el aislamiento del transformador, así
como las características de protección del pararrayos, se resumen en la tabla V.4.
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TABLA V.4
COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO TRANSFORMADOR – PARARRAYOS
(KV)
(Para pruebas de impulso, Onda cortada y Maniobra)
1. Voltaje nominal del sistema VN
69
2. Máximo voltaje de operación del sistema
(1.05 x VN) = VMS
3. Voltaje nominal del sistema VN
72.5
60
4. Niveles de protección del pararrayos
-
Para impulso (1.2 x 50) / Voltaje de descarga (ER) a 5 KA
-
Para sobretensiones de maniobra
190/160
160
5. Mínimos niveles de aislamiento del transformador:
-
Para impulso 1.25 (1.2 x 50) o 1.25 (ER)
238
-
Para maniobra fase – neutro 1.15 x (S.S.LA)
184
-
Para frecuencia industrial (1.5 x VMS)
89
6. valores de prueba según normas IEC:
-
Para impulso (pruebas de rutina normalizadas)
350
-
Para maniobra
350
-
Para onda cortada
-----
-
Para frecuencia industrial (pruebas de rutina normalizadas)
140
Es necesario hacer notar que el aislamiento de los bushings del transformador
(aislamiento externo), sufren una disminución de resistencia dieléctrica debido a la
altitud de instalación (2100 metros); es decir que es proporcional al valor de la
densidad relativa del aire en las condiciones del terreno, cuyo valor es de 0.748,
obtenido en el punto 2.5.2.1 del Capítulo II.
Es decir que el aislamiento externo del transformador deberá tener un nivel básico de
impulso (NBI) de 350 KV., según normas IEC 99.1, para que a sus condiciones de
instalación se comporte como un nivel de 350 x 0.748 = 262 KV.
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5.3
NIVEL
DE
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AISLAMIENTO
DE
TRANSFORMADORES
DE
CORRIENTE, DE TENSIÓN, DE DISYUNTORES, SECCIONADORES Y
CAPACITORES DE ACOPLAMIENTO
Para todo este equipo eléctrico de la subestación se ha considerado un nivel básico de
impulso de aislamiento (NBI) preferido por normas internacionales, para este nivel
de voltaje de 69 KV que corresponde a un valor de 350 KV. (Ver tabla V.2).
Se debe hacer notar que el aislamiento de este equipo eléctrico está totalmente
expuesto a las condiciones atmosféricas, es decir que sufrirá una disminución de su
resistencia dieléctrica proporcional al valor de densidad relativa del aire de 0.748;
igualmente que para el aislamiento externo del transformador.
5.4 CURVAS VOLTAJE – TIEMPO
De lo anotado anteriormente, y con los datos obtenidos del aislamiento de la línea del
capitulo II, se ha procedido a elaborar la coordinación de aislamiento de las curvas
voltaje – tiempo de los distintos aislamientos componentes de la subestación.
Se ha estimado conveniente que el nivel mayor de aislamiento este dado para las
barras de la subestación, lo cual se consigue aumentando una o dos unidades a las
cadenas de la línea de transmisión.
La coordinación de aislamiento se muestra en la figura V.4 en función del voltaje
pico KV como ordenada y el tiempo en µseg como abscisa al nivel del mar.
5.5
DETERMINACIÓN
DE
DISTANCIAS
DIELÉCTRICAS
EN
SUBESTACIONES
En este punto del presente trabajo tiene por objeto especificar los espaciamientos
mínimos que deben guardar entre si los conductores que forman las barras, así como
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1000
900
800
Barra (9 Aisladores)
700
Línea (8 Aisladores)
600
FRENTE DE ONDA
500 KV/useg
500
PRUEBA DE IMPULSO
(onda cortada)
400
PRUEBA DE IMPULSO
(onda completa)
350 KV NBI
300
TRANSFORMADOR = 83 % NBI
200
5
PARARRAYOS DE 60 KV
100
* VOLTAJES MÁXIMOS DE DESCARGA (IR) PARA
ONDA DE 8 x 20 useg QUE TIENE LA MAGNITUD
ANOTADA EN KA
1
2
3
4
5
10
100
1000
TIEMPO EN MICROSEGUNDOS
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también las distancias mínimas entre conductores y tierra; para evitar la presencia del
arco a través del aislamiento dado por la separación del aire.
En una subestación, para tener una coordinación de aislamiento adecuada, se deben
fijar las distancias mínimas a través del aire, entre partes vivas de fases diferentes, y
entre parte viva de fase y tierra.
Para ello vamos a definir ciertos conceptos que utilizaremos, para comprender el
problema.
Tensión critica de flameo (TCF). Se designa como tensión crítica de flameo a la
tensión obtenida en forma experimental, que presenta una probabilidad de flameo del
50 %.
La relación entre TCF y el NBI para una probabilidad de falla del 10 %, esta dada en
forma experimental por:
NBI = 0.961 TCF (Considerando una desviación estándar del fenómeno de 3%).
En las normas se calcula el valor de la tensión crítica de flameo a partir del nivel
básico de impulso al nivel del mar, o sea
(TCF ) normal 
NBI
0.961
Para el caso de una tensión nominal de 69 KV, con un NBI = 350 KV,
(TCF ) normal 
350
 364.2 KV
0.961
Para diseño se utiliza la (TCF) normal corregida por altitud y por humedad o sea
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(TCF ) diseño 
(TCF ) normal  K h

(5.5)
Donde
(TCF) normal = valor de la tensión crítica de flameo en condiciones normales
de temperatura, presión y humedad, ósea cuando δ = 1 y Kh = 1.
δ = Factor de densidad del aire de acuerdo con la altitud y temperatura.
Kh = Factor de humedad atmosférica
La relación entre la (TCF)diseño y la distancia dieléctrica entre electrodos es tal, que
para un impulso producido por un rayo, considerando un gradiente de tensión que
varía entre 500 y 600 KV/m, se obtiene la siguiente expresión
(TCF ) diseño  K .d
Donde
K = gradiente de tensión en KV/m.
d = distancia de fase a tierra en m.
Despejando d y utilizando el valor promedio de K, la expresión queda en la siguiente
forma:
d
(TCF ) diseño
550
Sustituyendo el valor de la expresión (5.5) la distancia en metros queda:
d
Tesis de Grado
(TCF ) normal  K h
550  
(5.6)
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Confirmado lo expresado anteriormente, las distancias dieléctricas también se
pueden corregir por altitud partir de 1000 m.s.n.m., de acuerdo con la expresión
(5.7), se considera un incremento en la distancia dieléctrica por altura de 1.25 % por
cada 100 metros de incremento en altitud. El tramo de cero a mil metros, se
considera dentro de la corrección.
 h  1000 
d h  d1000  0.0125
d1000
 100 
(5.7)
Donde:
dh = distancia dieléctrica a la altura h m.s.n.m.
d1000 = distancia dieléctrica a la altura de 1000 m.s.n.m.
La tabla V.5 muestra los valores de la distancia mínima de fase a tierra, para d =
1000 m, para una tensión nominal de 69 KV.
Tabla V.5
DISTANCIA MINIMA ENTRE FASE Y TIERRA PARA d = 1000 m
Tensión
nominal
del sistema
KV
NBI
KV
69
350
δ
a 1000
m.s.n.m.
0.893
(TFC)normal 
NBI
0.961
364.2 KV
(TFC)diseño = (TCF)normal / δ
408 KV
Distancia
mínima de fase
a tierra
d1000 = m
0.74
Al aplicar la expresión 5.7 obtenemos la distancia mínima de fase a tierra para una
altura de 2100 m.s.n.m.
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Tabla V.6
DISTANCIA MINIMA ENTRE FASE Y TIERRA A 2100 M.S.N.M.
Tensión nominal del
sistema
(KV)
Distancia mínima de
fase a tierra (d1000)
Metros
Distancia mínima de
fase a tierra (d2100)
Metros
69
0.74
0.84
Tomando en cuenta que la configuración real entre las partes vivas de una
subestación es diferente de la configuración placa – varilla utilizada para establecer
valores mínimos de no flameo de la tabla V.5, la CEI recomienda que la distancia
mínima entre fases y tierra para tensiones menores a 245 KV, se obtiene aumentando
en 10 % los valores mínimos de no flameo, para la tensión de que se trate. Si la
tensión es superior a 380 KV, un aumento de 6 % es suficiente.
5.5.1 Distancia dieléctrica entre fases
La distancia mínima entre fases puede determinarse teniendo en cuenta que la
tensión máxima que puede aparecer entre fases, es igual al nivel de aislamiento de
impulso (NBI) más el valor de cresta de la onda de tensión a tierra, de frecuencia
fundamental, correspondiente a las condiciones fundamentales de operación. Esto
conduce a elegir una distancia mínima entre fases, 15 % mayor que las distancia
mínima a tierra, según la recomendación de la CEI, en su publicación 71-A.
Como practica en el diseño de subestaciones, las distancias entre los ejes de los
conductores de fases diferentes, y entre el eje conductor de fase y tierra, se fijan
aumentando a sus respectivas distancias mínimas el diámetro exterior de los
conductores, o bien, las dimensiones exteriores de las partes vivas de los aparatos
conectados.
Para buses flexibles, hay que tomar en cuenta los desplazamientos debidos al viento
Tesis de Grado
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y a los mismos. Por ello, las distancias mínimas de diseño se pueden expresar como
el producto de un factor de 1.8 a 2.0, por la distancia mínima de fase a tierra dada de
acuerdo con la altura sobre el nivel del mar del lugar de la instalación.
El valor de 1.8 se aplica para claros, en buses, del orden de 40 m, mientras que el
valor de 2.0 se aplica para claros mayores de 40 m, obteniéndose los siguientes
valores para una tensión nominal de 69 KV del sistema.
Tabla V.7
DISTANCIA ENTRE FASES A 2100 M.S.N.M.
Tensión
nominal del
sistema (KV)
69
NBI
KV
350
Distancias mínimas
Fase a tierra (m)
Entre fases (m)
0.84
1.51
Factor
Redondear a
m
1.8
1.50
Las distancias mínimas entre conductores aéreos y áreas por donde puede circular el
personal de mantenimiento es igual a la distancia mínima fase a tierra, mas una
distancia de 2.6 m, que considera la altura de un hombre con los brazos levantados.
Para la separación mínima entre conductores aéreos y áreas de circulación de
vehículos se ha especificado una distancia igual a la mínima fase a tierra más 3.22 m,
es decir la altura de un camión con un hombre parado en el tope.
Todos los resultados obtenidos por el método descrito anteriormente se resumen en
la tabla V.8. Cabe indicar que los valores de distancias entre fases y fase – tierra para
partes rígidas están dadas de metal a metal, por consiguiente para obtener los
espaciamientos de centro a centro se debe considerar los aumentos debido a los
herrajes (Todos los datos de la tabla siguiente no esta considerado la longitud de los
herrajes).
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Tabla V.8
ESPACIAMIENTOS MINIMOS EN AIRE PARA LA SUBESTACIÓN
Voltaje nominal 69 KV
Nivel básico de impulso 350 KV
Distancia mínima entre:
Corregida a 2100 m.s.n.m.
Fase a tierra
0.84 m
Fase y fase
1.50 m
Conductores aéreos y áreas de
circulación de personal en la subestación
3.44 m
Conductores aéreos y áreas de
circulación de vehículos
4.08 m
Para niveles de tensión nominales superiores a 230 KV, las sobretensiones originadas
por maniobra de interruptores son más críticas que las de impulso debidos a rayos y,
en consecuencia, las distancias mínimas entre fases y de fase a tierra deben fijarse de
acuerdo con este tipo de sobretensiones.
Por otro lado, la distancia entre fases es uno de los factores que inciden en la
magnitud del gradiente de potencial en la superficie de los conductores, el cual debe
limitarse a valores inferiores al gradiente crítico, a partir de cuyo valor se inicia el
efecto corona.
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