_____________________________________________________________________________ ANEXO 1 MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Y DISTANCIAS DE SEGURIDAD PARA LA SUBESTACIÓN No. 13 “CHAULLAYACU” B 05-01-16 Para Aprobación G.F.R. C.M.H .J.V.M. A 25-11-15 Para Revisión Interna G.F.R. C.M.H .J.V.M. Rev. Fecha Descripción Por Rev. Aprob. Comentarios _____________________________________________________________________________ Tabla de contenido LISTA DE TABLAS ........................................................................................................................ 0 LISTA DE FIGURAS ...................................................................................................................... 0 NOMENCLATURA ......................................................................................................................... 0 1. RESUMEN EJECUTIVO ........................................................................................................ 1 2. DEFINICIONES ..................................................................................................................... 1 3. NORMAS Y METODOLOGÍA UTILIZADAS........................................................................... 3 4. PARÁMETROS GENERALES DE DISEÑO .......................................................................... 3 4.1.1 Voltaje Máximo del Sistema ....................................................................................... 4 4.1.2 Tensión Continua ....................................................................................................... 4 5. DETERMINACIÓN DE LAS DISTANCIAS DE AIRE BASADAS EN BIL ............................... 4 6. COORDINACIÓN DEL AISLAMIENTO .................................................................................. 6 7. 6.1.1 Determinación de las sobretensiones representativas ............................................... 7 6.1.2 Determinación de los voltajes soportados de coordinación ....................................... 9 6.1.3 Determinación de los voltajes soportados requeridos .............................................. 12 6.1.4 Cálculo de los voltajes de soportabilidad normalizados ........................................... 14 SELECCIÓN DE LOS PARARRAYOS PARA LA SUBESTACIÓN “CHAULLAYACU” ........ 16 7.1 Selección de la corriente nominal y clase de descarga de línea .................................. 16 7.2 Línea de fuga ............................................................................................................... 16 7.3 Adecuación del pararrayos al sistema ......................................................................... 16 7.4 Margen de protección a impulsos tipo rayo y tipo maniobra ........................................ 17 7.5 Selección de las características de protección ............................................................ 18 8. CADENA DE AISLADORES ................................................................................................ 19 9. ANEXOS .............................................................................................................................. 19 _____________________________________________________________________________ LISTA DE TABLAS Tabla 1. Condiciones Ambientales Tabla 2. Parámetros Eléctricos Tabla 3. Distancias mínimas Tabla 4. Aislamiento Interno para celdas de media tensión Tabla 5 Aislamiento externo para celdas de media tensión Tabla 6. Distancia de fuga del aislamiento Tabla 7. Voltajes soportados requeridos según la norma IEC 60071-2 Tabla 8. Conversión a tensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial según la norma IEC Tabla 9. Conversión a tensión de soportabilidad del impulso tipo rayo según la norma IEC Tabla 10. Voltajes máximos para sobretensiones temporales y de frente rápido Tabla 11. Voltajes máximos estándares para sobretensiones temporales y de frente rápido Tabla 12. Características principales pararrayos Tabla A1. Nivel de contaminación Tabla A2. Voltajes soportados estándares para 1Kv ≤ 𝑈𝑚 ≤ 245 kV Norma IEC 60071 Tabla A3. Factores de falla a tierra en función del tipo de conexión de neutro al sistema Tabla A4. Factor A para diferentes arreglos de líneas Tabla A5. Factores de conversión para 𝑈𝑟𝑤 de frente lento a voltaje soportado de corta duración a frecuencia industrial y a impulso atmosférico Tabla A6. Corriente nominal de descarga normalizada en función del voltaje asignado al pararrayos Tabla A7. Corriente nominal de descarga y clase del pararrayos Tabla A8. Valores de cresta de la corriente de descarga para cuya tensión residual se considera el nivel de protección del pararrayos a impulsos tipo maniobra (Ups) LISTA DE FIGURAS Figura 1. Figura 2. Figura A1. Figura A2. Figura A3. a tierra Figura A4. Sobretensión de frente lento Sobretensión de frente rápido Evaluación del factor 𝑚 Evaluación del factor 𝐾𝑐𝑑 Relación entre los valores del 2% de sobre voltajes de frente lento fase a fase y fase Disposición de las distancias entre el descargador al objeto a proteger NOMENCLATURA 𝐾𝑎 𝑚 𝐿𝑠𝑝 Factor de corrección por altitud Factor que describe la característica de la tensión a frecuencia industrial frente al tiempo del pararrayos. Longitud del vano de línea contiguo a la subestación _____________________________________________________________________________ 𝐿𝑠𝑝 𝑅𝑎 𝑅𝑘𝑚 𝑈𝐶 𝑈𝑐𝑤 𝑈𝑒𝑞 𝑈𝑝𝑙 𝑈𝑒2 𝑈𝑝2 𝑈𝑝𝑠 𝑈𝑟𝑝 𝑈𝑟𝑝1 𝑈𝑟𝑤 𝑈𝑛−𝐿𝐿 𝑈𝑚𝑎𝑥 𝑈𝑤 𝑇𝑡 1. Longitud de línea que tiene una tasa de salidas de la línea igual a la tasa de fala para los equipos. Tasa de falla aceptable para el equipo Tasa de salida de la línea Tensión continua Voltaje soportado de coordinación Amplitud de la sobretensión temporal representativa equivalente para 10 s. Nivel de protección del pararrayos para impulsos atmosféricos Valor de la sobretensión fase – tierra que tiene una probabilidad del 2% de ser excedida Valor de la sobretensión fase – fase que tiene una probabilidad del 2% de ser excedida Nivel de protección a impulsos por maniobra del descargador de sobretensión Sobretensión representativa Sobretensión temporal representativa Voltaje soportado requerido Voltaje nominal de operación Voltaje máximo del sistema Determinar los voltajes normalizados de soportabilidad 𝑈𝑤 Duración de la sobretensión temporal representativa RESUMEN EJECUTIVO En el presente informe se presenta la metodología, parámetros utilizados y resultados obtenidos para el estudio de coordinación del aislamiento y distancias de seguridad de los equipos de 69 kV de la Subestación Nro. 13 “Chaullayacu”, propiedad de la Empresa Eléctrica Regional CENTROSUR, la cual se emplazará en el lote No. 034 del ECOPARQUE INDUSTRIAL DE CHAULLAYACU, ubicado en la parroquia Tarqui, del Cantón Cuenca, provincia del Azuay. Se presenta el cálculo de los niveles de aislamiento de la subestación y de las distancias mínimas de seguridad fase-fase y fase-tierra. El diseño de estas distancias permitirá brindar la seguridad necesaria tanto para los equipos de la subestación, como para el personal que ingrese a la misma, así como asegurar la continuidad del servicio. 2. DEFINICIONES A continuación se definen los siguientes términos y definiciones que son utilizados en el presente documento: _____________________________________________________________________________ MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO – S/E No. 13 1 _____________________________________________________________________________ Basic Lightning Impulse Insulation Level – BIL: Expresa el valor pico de una onda que debe soportar el aislamiento sin falla. El BIL puede ser expresado de forma determinística o estadística. Clase de descarga de línea: Capacidad de disipar la energía correspondiente a la descarga de una línea precargada. Este parámetro se usa para valores de pararrayos de 10 y 20 kA. Las clases de descarga de línea se dividen en cinco, las cuales son normalizadas y están definidas por su amplitud y por la duración de corriente de larga duración que el pararrayos es capaz de soportar. Coordinación de aislamiento: Es la selección de la rigidez dieléctrica de un equipo en relación con las tensiones que pueden aparecer en el sistema en el cual el equipo operará. Se toman en consideración condiciones de servicio y características de los equipos de protección contra sobretensiones disponibles. Sobretensión producida por conmutación: Sobretensión usualmente generada por la conmutación de interruptores de potencia o fallas, la cual se caracteriza por tener una onda de voltaje de frente lento, ser de corta duración, unidireccional u oscilatoria y altamente amortiguada. Sobretensión producida por descargas atmosféricas: Sobretensión generada por el impacto directo o indirecto de rayos en sistemas de potencia; se caracteriza por tener una onda de voltaje de frente rápido, corta duración, unidireccional y altamente amortiguada. Sobretensión temporal: Elevación del voltaje del sistema con una duración relativamente larga y un amortiguamiento escaso. Se produce generalmente por fallas monofásicas o eventos producidos por cargas no lineales (ferro resonancia, armónicas, etc.). Sobretensión temporal a frecuencia industrial: Es el valor eficaz de la máxima sobretensión temporal a frecuencia industrial que es capaz de soportar el pararrayos entre sus terminales durante un tiempo determinado. Sobretensión transitoria: Es una onda de voltaje de corta duración, oscilatoria o no, y altamente amortiguada. Tiene una duración de unos cuantos milisegundos o menos. Tensión continua: Tensión a frecuencia industrial, que se considera tiene un valor rms constante, continuamente aplicado a cualquier par de terminales de una configuración de aislamiento. Voltaje máximo del sistema: Es el voltaje fase-fase (rms) más alto que se puede dar en el sistema, a frecuencia nominal (60 Hz) y en condiciones normales. Este voltaje debe ser soportado por los elementos del sistema sin ningún tipo de inconveniente. _____________________________________________________________________________ MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO – S/E No. 13 2 _____________________________________________________________________________ Voltaje nominal del sistema: Es el voltaje entre fase a fase (rms) a frecuencia nominal con el que se designa al sistema. Voltaje soportado: Es el voltaje que un determinado aislamiento es capaz de soportar sin fallar o flamear bajo condiciones específicas de prueba. En el caso del voltaje soportado estadístico, determina el voltaje que es capaz de soportar el aislamiento bajo una determinada probabilidad de falla. 3. NORMAS Y METODOLOGÍA UTILIZADAS El procedimiento a seguir para determinar la coordinación del aislamiento necesario para los equipos de la subestación, está determinado por normas técnicas, las cuales establecen que se determinen las sobretensiones que puedan aparecer en el sistema y los niveles de protección de los pararrayos con los niveles de aislamiento del equipo, de modo tal que se garantice que el nivel de tensión soportado por el aislamiento del equipo sea mayor a la tensión que pueda aparecer como resultado de una sobretensión transitoria, asegurando así la no ocurrencia de fallas en el aislamiento de la subestación. Los cálculos y recomendaciones realizadas en el presente informe, en lo que respecta a distancias mínimas de separación en aire entre fases y fase-tierra, así como de niveles básicos de aislamiento y su coordinación, se basan en las siguientes normas IEC e IEEE: 4. IEC 60071 1-2 - Insulation Coordination. IEEE STD 1427-2006 - IEEE Guide for Recommended Electrical Clearances. IEEE STD 1313.1-1996 - Standard for Insulation Coordination - Definitions, Principles, and Rules. PARÁMETROS GENERALES DE DISEÑO El equipo eléctrico para subestación No. 13 “Chaullayacu” estará diseñado para operar satisfactoriamente bajo las siguientes condiciones: Tabla 1. Condiciones Ambientales 1 Tomado Parámetro Valor Temperatura máxima Temperatura media Humedad relativa máxima Altura sobre el nivel del mar Nivel de contaminación 30°C 13°C 93 % 2644 msnm Fuerte1 en función a la Tabla A1 del Anexo. _____________________________________________________________________________ MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO – S/E No. 13 3 _____________________________________________________________________________ 4.1.1 Voltaje Máximo del Sistema Para efectos de diseño, se ha considerado que el voltaje máximo del sistema, en las condiciones más desfavorables de operación, no debe ser mayor al 5% de la tensión nominal de operación: 𝑈𝑛−𝐿𝐿 = 69[𝑘𝑉] 𝑈𝑚𝑎𝑥 = 𝑈𝑛−𝐿𝐿 ∗ 1.05 (1) 𝑈𝑚𝑎𝑥 = 69 ∗ 1,05 𝑈𝑚𝑎𝑥 = 72.5 [𝑘𝑉] 4.1.2 Tensión Continua La tensión continua de operación se determina a partir de la siguiente expresión: 𝑈𝐶 = 𝑈𝐶 = 𝑈𝑚𝑎𝑥 √3 72.45 √3 [𝑘𝑉] 𝑈𝐶 = 41.829 [𝑘𝑉] En la Tabla 2, se presentan los parámetros eléctricos generales, que se utilizarán para el diseño de la coordinación de aislamiento descrito en las secciones siguientes. Tabla 2. Parámetros Eléctricos 5. Parámetro Valor Voltaje máximo del sistema Tensión continua de operación (normalizado) Frecuencia 72.5 kV 48 kV 60 Hz DETERMINACIÓN DE LAS DISTANCIAS DE AIRE BASADAS EN BIL _____________________________________________________________________________ MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO – S/E No. 13 4 _____________________________________________________________________________ Las distancias en aire entre elementos de la subestación con potenciales de voltaje distintos de cero, serán determinadas en función del BIL, según los valores establecidos por la norma IEC 60071-1, los cuales se muestran en la Tabla A2 del Anexo. Para un nivel de 69 kV, los valores normalizados son de: 325 kV para el 𝐵𝐼𝐿 (fase-fase) y 630 mm para las distancias mínimas fase a tierra. Estos valores están dados para alturas menores a 1000 msnm. Una mayor altitud sobre el nivel del mar, implica una disminución de la presión atmosférica con la consecuente disminución del nivel del aislamiento de los aisladores en aire, por lo tanto es necesario incrementar el aislamiento externo de las instalaciones con la finalidad de contar con un nivel de aislamiento adecuado para las condiciones atmosféricas del sitio de implantación de la subestación. Por lo tanto, tomando en consideración que la Subestación “Chaullayacu, se instalara a una altitud de 2644 msnm, se corrigen estos valores utilizando el siguiente factor de corrección: 𝐻 𝐾𝑎 = 𝑒 𝑚8150 Donde: 𝐻 𝑚 𝑚 𝑚 Corresponde a la altitud expresada en m 1 para la coordinación de las tensiones de soportabilidad al impulso tipo rayo De acuerdo a la Figura A1 del anexo, proporcionada por la norma IEC 71-2 para la coordinación de las tensiones de soportabilidad al impulso de maniobra. 1 para voltajes de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial de distancias en el aire y de aisladores. Para efectos de corrección por altura, 𝐾𝑎 toma un valor de 1.38. 𝐵𝐼𝐿𝑐𝑜𝑟𝑟 = 448.5 [𝑘𝑉] El BIL corregido obtenido es de 335.72 kV, sin embargo se toma un valor inmediato superior establecido por la norma (Tabla A2). La Tabla 3 resume los valores seleccionado de BIL y de las distancias mínimas de seguridad. Tabla 3. Distancias mínimas Tensión de soportabilidad al impulso tipo rayo (corregido) [kV] Distancia mínima Fase-tierra [mm] Fase-Fase [mm] _____________________________________________________________________________ MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO – S/E No. 13 5 _____________________________________________________________________________ 450 900 900 Las mayores solicitaciones de voltaje están a nivel de 69 kV, por lo tanto el desarrollo del estudio de coordinación de aislamiento se realizará para este nivel de voltaje, sin embargo a nivel de 22kV se indicaran los niveles de BIL y voltaje industrial indicados en la norma. Dado que los componentes de las celdas de media tensión (barras y disyuntores) serán aislados en gas SF6, no se requiere realizar corrección de aislamiento por altura para los elementos internos de las celdas, pero si para elementos externos (puntas terminales). Tabla 4. Aislamiento Interno para celdas de media tensión Voltaje Nominal U [kV] 22 Tensión de Voltaje soportabilidad Tensión de al impulso soportabilidad máximo tipo rayo [kV] a frecuencia Umax [kV] industrial 24 125 50 Distancia mínima Fasetierra [mm] 270 Fase-Fase [mm] 270 Para determinar la corrección por aislamiento de los elementos externos a las celdas de media tensión se considera el factor 𝑘𝑎 , obteniéndose como resultado los valores mostrados a continuación: Tabla 5. Aislamiento externo para celdas de media tensión Voltaje Nominal U [kV] 22 6. Tensión de Tensión de soportabilidad Distancia mínima Voltaje soportabilidad al impulso máximo tipo rayo [kV] a frecuencia Umax industrial [kV] Fase-tierra Fase-Fase [mm] [mm] 24 179 70 320 320 COORDINACIÓN DEL AISLAMIENTO _____________________________________________________________________________ MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO – S/E No. 13 6 _____________________________________________________________________________ El procedimiento para la coordinación del aislamiento incluye la determinación de las sobretensiones de distintos orígenes que se pueden presentar en el equipo y la rigidez dieléctrica correspondiente en base a márgenes de protección aceptables para los equipos afectados. El estándar IEC 60071-1, establece los siguientes pasos básicos para la coordinación de aislamiento: 1. 2. 3. 4. 6.1.1 Determinar las sobretensiones representativas 𝑈𝑟𝑝 Determinar los voltajes soportados de coordinación 𝑈𝑐𝑤 Encontrar los valores de voltajes soportados requeridos 𝑈𝑟𝑤 Determinar los voltajes normalizados de soportabilidad 𝑈𝑤 Determinación de las sobretensiones representativas Tensión a frecuencia industrial y sobretensiones temporales: El valor de la sobretensión representativa se toma igual a la tensión máxima del sistema para aislamiento entre fases, que para el caso del presente estudio es igual es igual a 72.5 kV, considerando una variación máxima permitida de ±5% en la tensión nominal del sistema (69kV), según lo establecido en la regulación No. CONELEC 004/01 sobre la “Calidad del Servicio Eléctrico de Distribución”. 𝑈𝑟𝑝1(𝑓𝑎𝑠𝑒−𝑓𝑎𝑠𝑒) = 𝑈𝑚𝑎𝑥 = 72.5 [𝑘𝑉] Este valor debe ser considerado al momento de seleccionar los equipos, de manera tal, que se eviten situaciones de estrés del aislamiento para los equipos de la subestación. En el caso de sobretensiones por fallas a tierra, un aspecto importante a ser considerado dentro del cálculo es el factor de falla a tierra 𝑘, el cual depende de la forma en que se ha puesto a tierra el neutro del sistema, tal como se muestra en la Tabla A3 del Anexo. 𝑈𝑟𝑝1(𝑓𝑎𝑠𝑒−𝑡𝑖𝑒𝑟𝑟𝑎) = 𝑘 𝑈𝑚𝑎𝑥 √3 Tomando en consideración que el sistema de la Empresa Eléctrica Regional CENTROSUR está sólidamente puesto a tierra, para objeto de cálculo, se toma un valor de 𝑘 = 1.4 en función de la información proporcionada en la Tabla A3. 𝑈𝑟𝑝1(𝑓𝑎𝑠𝑒−𝑡𝑖𝑒𝑟𝑟𝑎) = 1.4 72.5 √3 [𝑘𝑉] _____________________________________________________________________________ MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO – S/E No. 13 7 _____________________________________________________________________________ 𝑈𝑟𝑝1(𝑓𝑎𝑠𝑒−𝑡𝑖𝑒𝑟𝑟𝑎) = 58.6 [𝑘𝑉] El estándar IEC 60071-2, establece que la distancia de fuga del aislamiento estará determinada por el nivel de contaminación del ambiente, el cual oscila entre un nivel I y IV de contaminación, tal como se indica en Tabla A1 del anexo. Tomando en cuenta que la subestación se implantará en una zona industrial, y dadas las características climáticas de esta zona, se ha seleccionado un nivel fuerte (III - H) de contaminación para el diseño del aislamiento. Bajo estas consideraciones, y en base a los valores expresados en la Tabla A1, se tiene un valor de 25 mm/kV para la línea de fuga nominal. Tomando en consideración que según la Tabla A2, para un BIL de 450 KV, el voltaje nominal de diseño, corresponde a 100 kV, se obtiene una distancia de fuga de 2500 mm, el cual debe ser tomado como el valor mínimo de la distancia de fuga para cada uno de los aisladores y equipos de la subestación. No serán aceptados aisladores con distancias de fuga por debajo de las indicadas en la Tabla 6. Tabla 6. Distancia de fuga del aislamiento Voltaje Nominal (fase-fase) [kV] Voltaje máximo del sistema [kV] Voltaje nominal de diseño para BIL 450 kV [kV] Distancia mínima de fuga específica [mm/kV] Distancia de fuga requerida [mm] 69 72.5 100 25 2500 Sobretensiones de Frente Lento: Este tipo de sobretensiones se originan ante la operación de equipos, principalmente durante la conmutación de interruptores, y se caracterizan por tener una duración que oscila entre los 20 µs y 5000 µs. _____________________________________________________________________________ MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO – S/E No. 13 8 _____________________________________________________________________________ Figura 1. Sobretensión de frente lento Cuando no se aplican descargadores, las sobretensiones de este tipo se caracterizan por tener valor de sobretensión Ue2 de frente lento que tiene una probabilidad de 2% de ser sobrepasado y que se obtiene a través de la simulación probabilística de conmutaciones de interruptores. Generalmente para obtener la distribución de probabilidad se utiliza la distribución normal o Weibull, sin embargo la norma determina que en caso de existir descargadores (pararrayos), el voltaje característico estará dado por el nivel de protección del descargador 𝑈𝑝𝑠 . Según los datos de fábrica obtenidos, en el caso de una tensión nominal de 69 kV, se tiene un 𝑈𝑝𝑠 =𝑈𝑟𝑝 (𝑓𝑎𝑠𝑒−𝑡𝑖𝑒𝑟𝑟𝑎) = 60 kV. Estos valores representativos son para voltajes entre fase y tierra. Para obtener los valores representativos entre fases, la norma IEC 600071-2 indica que se multiplican por dos, los valores a tierra. 𝑈𝑟𝑝 (𝑓𝑎𝑠𝑒−𝑓𝑎𝑠𝑒) = 2 ∗ 𝑈𝑝𝑠 = 60 * 2 𝑈𝑟𝑝 (𝑓𝑎𝑠𝑒−𝑓𝑎𝑠𝑒) = 120 [𝑘𝑉] Sobretensiones de Frente Rápido: No se consideran sobretensiones de frente rápido, sino que como lo indica la norma IEC se continúa con el siguiente paso hacia la determinación del voltaje soportado de coordinación 𝑈𝑐𝑤 , sin que esto afecte los resultados finales de la coordinación del aislamiento. 6.1.2 Determinación de los voltajes soportados de coordinación Para determinar los voltajes soportados de coordinación, la norma IEC 600071-2, establece que deben determinarse los menores valores de tensión no disruptiva del aislamiento, que cumplan con los criterios de diseño de seguridad y confiablidad establecidos, cuando se sometan a tensiones representativas en servicio normal. _____________________________________________________________________________ MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO – S/E No. 13 9 _____________________________________________________________________________ Voltaje de Coordinación para Sobretensiones Temporales Los voltajes soportados de coordinación por sobretensiones temporales, según el método determinístico, descrito en la norma IEC 600071-2, toman los valores obtenidos para las sobretensiones temporales características: 𝑈𝑐𝑤(𝑓𝑎𝑠𝑒−𝑓𝑎𝑠𝑒) = 𝑈𝑟𝑝1(𝑓𝑎𝑠𝑒−𝑓𝑎𝑠𝑒) = 72.5 [𝑘𝑉] 𝑈𝑐𝑤(𝑓𝑎𝑠𝑒−𝑡𝑖𝑒𝑟𝑟𝑎) = 𝑈𝑟𝑝1(𝑓𝑎𝑠𝑒−𝑡𝑖𝑒𝑟𝑟𝑎) = 58.6 [𝑘𝑉] Voltaje de Coordinación para Sobretensiones de Frente Lento Para determinar el voltaje de coordinación para sobretensiones de frente de onda lento pueden utilizarse el método determinista o el método estadístico. Si se utiliza el método estadístico, la norma IEC 60071-2 sugiere aplicar un método simplificado. No obstante este método no es aplicable cuando se utilizan pararrayos, por lo tanto para propósitos de este cálculo, se utiliza el método determinista, con el cual se obtiene el voltaje de coordinación, multiplicando el valor máximo de la sobretensión representativa correspondiente, por el factor de coordinación determinista 𝐾𝑐𝑑 . 𝑈𝑐𝑤 = 𝐾𝑐𝑑 𝑈𝑟𝑝 El factor de coordinación determinista 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. Para voltaje de línea a tierra: 𝑈𝑝𝑠 = 𝑈𝑒2 60 √2 ∗ 72.5 2.5 ∗ √3 = 0.405 Donde: 𝐾𝑐𝑑 Toma un valor de 1.1 según la Figura A2 del Anexo 𝑈𝑐𝑤 = 1.1 ∗ 60 𝑈𝑐𝑤(𝑓𝑎𝑠𝑒−𝑡𝑖𝑒𝑟𝑟𝑎) = 66 [𝑘𝑉] _____________________________________________________________________________ MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO – S/E No. 13 10 _____________________________________________________________________________ Para voltaje de fase-fase: 2𝑈𝑝𝑠 𝑈𝑝2 Según la norma IEC 60071-2, el valor del 2% de sobrevoltajes fase a fase puede ser determinado de forma aproximada, en base a los valores de sobrevoltaje fase a tierra, según la proporción mostrada en la Figura A2. De este modo, para una sobretensión fase a tierra 𝑈𝑒2 de 3.56 p.u, según la Figura A2, la sobretensión fase – fase 𝑈𝑝2 toma un valor de 5.162 p.u, por lo tanto la relación 2𝑈𝑝𝑠 /𝑈𝑝2, toma un valor de 0.56. Donde: 𝐾𝑐𝑑 Toma un valor de 1.1 según la Figura A2 del Anexo 𝑈𝑐𝑤 = 1.1 ∗ 120 𝑈𝑐𝑤(𝑓𝑎𝑠𝑒−𝑓𝑎𝑠𝑒) = 132 [𝑘𝑉] Voltaje de Coordinación para Sobretensiones de Frente Rápido Para determinar los voltajes de coordinación para sobretensiones de frente rápido, se aplica el método estadístico simplificado que establece la norma IEC 60071-2, la cual considera el uso de pararrayos como elemento de protección para las sobretensiones debidas a descargas atmosféricas, el riesgo de falla y las características de la línea asociada a la subestación. Figura 2. Sobretensión de frente rápido El voltaje soportado de coordinación se determina a partir de la siguiente ecuación: _____________________________________________________________________________ MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO – S/E No. 13 11 _____________________________________________________________________________ 𝑈𝑐𝑤 = 𝑈𝑝𝑙 + 𝐿𝑎 = 𝐴 𝐿 𝑛 (𝐿𝑠𝑝 + 𝐿𝑎 ) 𝑅𝑎 𝑅𝑘𝑚 𝐿 = 𝑎1 + 𝑎2 + 𝑎3 + 𝑎4 Donde: En función de la Tabla A4 del anexo 𝐴 = 4500 Tasa aceptable de falla 𝑅𝑎 = 0.002 [Fallas/año] Tasa aceptable de falla 𝑅𝑘𝑚 = 0.002 [Fallas/km año] 𝐿𝑠𝑝 Longitud de un vano de línea de transmisión [m] = 150 m 𝑈𝑝𝑙 =156 kV . 𝐿: Distancia más larga del equipo a proteger: Para efectos de cálculos se considera la distancia del pararrayos al disyuntor. Para la protección de los transformadores se ubicarán pararrayos adicionales, mismos que se colocarán a 1 m. de distancia. 𝐿 = 22 m Valor medido en función de los valores indicados Figura A3 del Anexo2. La = 𝑈𝑐𝑤 = 𝑈𝑝𝑙 + Ra 0.002 𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎𝑠/𝑎ñ𝑜 = = 1𝑘𝑚 𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎𝑠 R km 0.002 . 𝑎ñ𝑜 𝑘𝑚 𝐴 𝐿 4500 22 = 156 + 𝑛 (𝐿𝑠𝑝 + 𝐿𝑎 ) 2 (150 + 1000) 𝑈𝑐𝑤 = 199.04 [𝑘𝑉] 6.1.3 Determinación de los voltajes soportados requeridos Los voltajes soportados requeridos se determinan tomando en cuenta todos los factores que afectan al rendimiento del aislamiento ya en condiciones de sitio, por esta razón se aplican 𝑎1 Longitud del cable de conexión del descargador a la línea 𝑎2 Longitud del cable de conexión del descargador a tierra 𝑎3 Longitud del conductor de fase entre el descargador y el equipo protegido 𝑎4 Longitud del descargador 2 _____________________________________________________________________________ MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO – S/E No. 13 12 _____________________________________________________________________________ factores de corrección a los voltajes soportados de coordinación que fueron obtenidos bajo condiciones atmosféricas normales. a) Factor K s de seguridad, para el cual la norma IEC 60071-2, determina los siguientes valores: K s = 1.05 para aislamiento externo K s = 1.15 para aislamiento interno b) Factor de corrección por condiciones atmosféricas K a Según la norma IEC 60071-2, el factor de corrección de altitud para la presión atmosférica que depende de la altitud, está determinado por la siguiente ecuación: 𝐾𝑎 = 𝑒 𝑚( 𝐻⁄ 8150) Donde: 𝐻 𝑚 Altura sobre el nivel del mar, expresada en metros 1,0 para tensiones no disruptivas de coordinación al impulso tipo rayo Este factor es aplicable solamente para el aislamiento externo y su valor depende de la sobretensión, por lo tanto. 𝑚 = 1 Para tensiones de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial de distancias en el aire y de aisladores limpios. Para sobretensiones de frente lento. El valor depende del voltaje soportado de coordinación 𝑈𝑐𝑤 . 𝑚 = 1 Para valores menores a 300 kV de fase a tierra o 1200 fase-fase (frente lento). 𝑚 = 1 Para sobretensiones de frente rápido Consecuentemente, tomando en consideración que la subestación “Chaullayacu” operará sobre una altitud de 2644 msnm, para efectos de diseño, se calculan los siguientes factores de corrección: 𝐾𝑎 = 1.38 Para frecuencia industrial 𝐾𝑎 = 1.38 Para sobretensiones de frente lento 𝐾𝑎 = 1.38 Para sobretensiones de frente rápido Los voltajes de soportabilidad requeridos se muestran en la Tabla 7, los cuales se obtienen de: _____________________________________________________________________________ MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO – S/E No. 13 13 _____________________________________________________________________________ 𝑈𝑟𝑤 = 𝑈𝑐𝑤 𝑥 𝐾𝑠 𝑥 𝐾𝑎 Tabla 7. Voltajes soportados requeridos según la norma IEC 60071-2 Voltaje Tipo de Aislamiento 69 kV Externo [kV] Interno [kV] Sobretensiones temporales Fase – fase 104.98 Fase – tierra 84.85 Sobretensiones de frente lento Fase – fase 198.26 Fase – tierra 110.43 Sobretensiones de frente rápido Fase – fase 288.41 Fase – tierra 166.51 6.1.4 114.97 92.93 209.48 120.94 315.88 182.37 Cálculo de los voltajes de soportabilidad normalizados En el rango I (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. Por lo tanto, una vez calculados los voltajes soportados requeridos, se procede a seleccionar los valores normalizados para estos voltajes, en base a los factores de conversión que se muestran en la Tabla A5 del Anexo y la tensión de soportabilidad requerida para el impulso de maniobra. Tabla 8. Conversión a tensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial según la norma IEC Voltaje Tipo de Aislamiento Fase – fase* Fase – tierra 69 kV Externo Interno [kV] [kV] 114.76 104.72 66.26 60.47 *El factor de conversión incluye un factor de 1/√2 para convertir los valores pico a rms. Tabla 9. Conversión a tensión de soportabilidad del impulso tipo rayo según la norma IEC _____________________________________________________________________________ MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO – S/E No. 13 14 _____________________________________________________________________________ Voltaje Tipo de Aislamiento Fase – fase* Fase – tierra 69 kV Externo Interno [kV] [kV] 248.64 230.43 143.55 133.04 *El factor de conversión incluye un factor de 1/√2 para convertir los valores pico a rms. Los valores de las Tablas 8 y 9 se comparan con los valores mostrados en la Tabla 7. De esta comparación se obtienen los valores máximos para cada solicitud de sobretensiones, los cuales se muestran en la Tabla 10. Los valores indicados en paréntesis corresponden a las sobretensiones temporales máximas en valores eficaces; esto debido a que los equipos especifican con valores estándar, las pruebas para sobretensiones temporales. Tabla 10. Voltajes máximos para sobretensiones temporales y de frente rápido Voltaje Tipo de Aislamiento Sobretensiones temporales (Fase – fase) Sobretensiones de frente rápido (Fase – fase) 69 kV Externo Interno [kV] [kV] 104.98 114.97 (114.76) (104.72) 288.41 315.88 (248.64) (230.43) Finalmente de acuerdo a los valores referenciales mostrados en la Tabla 2 de la norma IEC 60071-1 se seleccionan los valores normalizados de aislamiento correspondientes con la tensión máxima del sistema. En la Tabla 11 se muestran los niveles de aislamiento estándares seleccionados para la Subestación “Chaullayacu”, los cuales cubrirán cualquier aislamiento externo e interno fase-fase y fase-tierra. Tabla 11. Voltajes máximos para sobretensiones temporales y de frente rápido Voltaje Tipo de Aislamiento Sobretensiones temporales Sobretensiones de frente rápido BIL 69 kV Externo [kV] 185 450 Interno [kV] 185 450 _____________________________________________________________________________ MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO – S/E No. 13 15 _____________________________________________________________________________ Comparando las tablas 9 y 10, con los valores de la Tabla 11 se puede notar claramente, que los valores de aislamiento estándares cubren los valores máximos calculados para cada uno de los casos. Estos valores se deberán aplicar a todos los equipos de La subestación “Chaullayacu”, ya que con ello se asegura una adecuada coordinación del aislamiento. 7. SELECCIÓN DE LOS PARARRAYOS PARA LA SUBESTACIÓN “CHAULLAYACU” 3 7.1 Selección de la corriente nominal y clase de descarga de línea La corriente nominal de descarga se elige en función de la corriente tipo rayo prevista. Para redes de Umax ≤ 72.5 kV, se recomiendan utilizar pararrayos de 5 ó 10 kA (Tablas A6 y A7), siendo necesario emplear la corriente nominal mayor cuando la tensión de la red es más elevada o la probabilidad de impacto de rayos es alta (> 1 impacto /año.km2). Bajo estos criterios, para la subestación No. 13, se recomienda la instalación de pararrayos con una corriente nominal de descarga de 10 kA, clase 2. 7.2 Línea de fuga Con base a los niveles de contaminación estimados para la subestación, un factor de corrección por altura y los resultados del apartado 6.1 (Tabla 6); tanto el pararrayos, como el resto de equipos deberán cumplir con una distancia de fuga mínima de 25 mm/kV para evitar contorneos; dando como resultado una línea de fuga de 2500 mm para cada uno de los pararrayos de la subestación. 7.3 Adecuación del pararrayos al sistema Los pararrayos que se instalen en la subestación deben ser capaces de soportar permanentemente la tensión del sistema 𝑈𝑐 y las sobretensiones temporales que se puedan presentar (duración máxima) 𝑇𝑂𝑉𝑐 . Para comparar valores diferentes de magnitud y duración de las sobretensiones temporales con la capacidad de pararrayos para soportarla, se suele convertir cada una de ellas a una amplitud equivalente 𝑈𝑒𝑞 para una duración de 10 segundos. 𝑈𝑒𝑞 𝑇𝑡 𝑚 = 𝑈𝑟𝑝1 ( ) 10 MARTINEZ VELAZCO, Juan Antonio, “Coordinación de aislamiento en redes eléctricas de alta tensión”, Madrid: Mc Graw Hill, 2007. 3 _____________________________________________________________________________ MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO – S/E No. 13 16 _____________________________________________________________________________ El exponente m varía entre 0.018 y 0.022. Normalmente se suele utilizar un valor medio de 0.02. Así la capacidad del pararrayos para soportar sobretensiones temporales TOVc durante 10 s debe ser superior a la sobretensión temporal equivalente para 10 s: 𝑇𝑂𝑉𝑐 (10𝑠) ≥ 𝑈𝑒𝑞 Considerando que para las redes con neutro rígido a tierra, el tiempo máximo para despejar una falla por parte de las protecciones convencionales es habitualmente inferior a 1s, se tiene la siguiente 𝑈𝑒𝑞 : 𝑈𝑒𝑞 = 55.96 [𝑘𝑉] Por lo tanto se establece que la sobretensión temporal que deberá soportar el pararrayos durante 10 segundos, debe ser al menos de: 𝑇𝑂𝑉𝑐 (10𝑠) ≥ 55.96𝑘𝑉 De igual forma, los pararrayos deberán soportar una tensión continua de operación (normalizada) de 48 kV. 7.4 Margen de protección a impulsos tipo rayo y tipo maniobra Los pararrayos deben limitar el valor de las sobretensiones que pueden aparecer en el sistema por debajo de los límites que es capaz de soportar la aparamenta a la que protegen. Para esto se definen márgenes de protección que deben garantizar frente a impulsos de rayo y de maniobra que se puedan presentar. El margen de protección a impulsos tipo rayo de un pararrayos es el cociente entre la tensión soportada a impulsos tipo rayo de la aparamenta a proteger 𝑈𝑐𝑤 y el nivel de protección a impulsos tipo rayo del pararrayos 𝑈𝑝𝑙 . Margen de protección a impulsos tipo rayo = 𝑈𝑐𝑤 𝑈𝑝𝑙 Cuanto menor sea el nivel de protección a impulso tipo rayo, más alejada estará la tensión residual de la tensión soportada a impulso tipo rayo de la aparamenta y mayor será el margen de protección. Por lo tanto, interesa seleccionar pararrayos con niveles de protección bajos, obteniendo los mayores márgenes de protección posibles. En general el mínimo margen de protección a impulso tipo rayo que se suele escoger es el 20%, lo cual implica que: 𝑈𝑐𝑤(𝑟𝑎𝑦𝑜) ≥ 1.2 𝑈𝑝𝑙 _____________________________________________________________________________ MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO – S/E No. 13 17 _____________________________________________________________________________ Para el caso particular de los pararrayos de la subestación “Chaullayacu”, la relación 𝑈𝑐𝑤 (margen de protección) se ha establecido en un valor mayor o igual 1.27 𝑈 𝑝𝑙 Por otra parte, para el margen de protección a impulsos tipo maniobra, se ha establecido que el mismo se obtiene del cociente entre la tensión soportada a impulsos tipo maniobra de la aparamenta a proteger y el nivel de protección a impulsos tipo maniobra del pararrayos. 𝑈 Margen de protección a impulsos tipo rayo = 𝑈𝑐𝑤 𝑝𝑠 En la Tabla A8, se muestra el valor de cresta de la corriente de descarga que origina la tensión residual, que representa un valor típico de 𝑈𝑝𝑠 en función de la tensión máxima del sistema. Para impulsos tipo maniobra, el valor mínimo del margen de protección recomendado es de 15%. 𝑈𝑐𝑤(𝑚𝑎𝑛𝑖𝑜𝑏𝑟𝑎) ≥ 1.15 𝑈𝑝𝑠 De esta forma, tomando un valor de fábrica 𝑈𝑝𝑠 de 124 kV (para 0.5 kA) y en base a los resultados de coordinación de aislamiento determinados para la subestación “Chaullayacu”, se 𝑈 ha establecido un el nivel de protección para impulsos tipo maniobra 𝑈𝑐𝑤 mayor o igual a 1.15. 𝑝𝑠 7.5 Selección de las características de protección Una vez analizadas las características eléctricas seleccionadas para los pararrayos de la Subestación “Chaullayacu”, a continuación se presenta un resumen de las características principales que ofrece la marca de pararrayos ABB para garantizar la protección de los equipos de la subestación en base a los valores obtenidos según los criterios de diseño seleccionados. Tabla 12. Características principales pararrayos Descripción Tensión nominal Ur Tensión de funcionamiento continuo Uc Capacidad para soportar sobretensiones temporales (TOVc) Corriente nominal de descarga Tensión residual Valor 69 KV 48 KV TOVc (1s) = 69.6 KV TOVc (10s) = 66 KV 10 kA, clase 2 5.0 KJ/KV (Ur) impulso maniobra Maniobra Ures(1kA, 30/60 µs) =129 KV Rayo Ures(10 kA, 8/20 µs) =156 KV _____________________________________________________________________________ MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO – S/E No. 13 18 _____________________________________________________________________________ Clase de limitador de presión Línea de fuga Frecuencia asignada 8. 50 kA 2500 mm 15 - 62 Hz CADENA DE AISLADORES La distancia de fuga requerida por la cadena de aisladores en función del grado de contaminación de la zona (Fuerte – Nivel III), es de 25 mm/kV y la tensión de diseño considerada para un BIL de 450 kV es de 100 kV. En base a estos valores se obtiene 2500 mm de distancia de fuga, con lo cual se determina una cadena de 10 aisladores necesarios para la instalación (asumiendo una distancia de fuga del aislador de 292mm). 9. ANEXOS Tabla A1. Nivel de contaminación Línea de fuga específica nominal en función del nivel de contaminación (IEC 60021-2) Línea de fuga Nivel de específica Descripción Contaminación nominal mínima mm/kV Zonas sin industrias y baja densidad de viviendas con calefacción Zonas de baja densidad de industrias o viviendas, I 16 cometidas a viento o lluvias frecuentes Ligero (L) Zonas agrícolas (sin quemado de residuos) Zonas montañosas Zonas con industrias que no producen humo especialmente contaminante y/o con densidad media de viviendas con calefacción II Medio (M) Zonas con elevada densidad de industrias y/o viviendas 20 sometidas a viento o lluvias frecuentes Zonas expuestas a vientos desde el mar, pero no muy próximas a la costa (nunca menos de 1km) Zonas con elevada densidad de industrias y suburbios de grandes ciudades, con elevada densidad de calefacción III Fuerte (H) generando contaminación 25 Zonas cercanas al mar o en cualquier caso expuestas a vientos relativamente fuertes provenientes del mar. IV Muy Fuerte Zonas (extensión moderada) sometidas a polvos 31 (V) conductores y a humo industrial que produce depósitos _____________________________________________________________________________ MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO – S/E No. 13 19 _____________________________________________________________________________ conductores particularmente espesos Zonas (extensión moderada) muy próximas a la costa y expuestas a pulverización salina o a vientos muy fuertes contaminantes desde el mar Zonas desérticas caracterizadas por no tener lluvia durante largos periodos, expuestas a fuertes vientos que transportan arena y sal, y sometidas a condensación regular. Tabla A2. Voltajes soportados estándares para 1Kv ≤ 𝑈𝑚 ≤ 245 kV y distancias mínimas Norma IEC 60071 Tensión Máxima del Equipo Fase Fase [kV] (rms) Voltaje Soportado a 60Hz FaseTierra [kV] (rms) 7.2 20 12 28 17.5 38 24 50 36 70 52 72.5 95 140 150 185 230 275 360 395 460 100 145 245 BIL FaseTierra [kV] Distancias Mínimas FaseTierra en base al BIL [mm] 40 60 60 75 95 75 95 95 125 145 145 170 250 325 380 450 650 750 850 950 1050 60 90 90 120 160 120 160 160 220 270 270 320 480 630 740 900 1300 1500 1700 1900 2100 _____________________________________________________________________________ MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO – S/E No. 13 20 _____________________________________________________________________________ Tabla A3. Factores de falla a tierra en función del tipo de conexión de neutro al sistema Valores característicos del actor de falla a tierra en función del tipo de conexión del neutro del sistema (redes hasta 220 kV) IEC 60099-4 Duración de la onda de sobretensión asociada al tipo Conexión del neutro k de red (esquema de conexión del neutro) Neutro sólidamente La duración máxima al producirse una falla a tierra en k ≤ 1.4 puesto a tierra este tipo de redes es habitualmente inferior a 1s Neutro no rígido a 1.4 ≤ k ≤ El tiempo de despeje de una falla en este tipo de tierra 1.732 sistemas suele estar entre 1 y 10 s 1.73 ≤ k ≤ El tiempo de actuación de las protecciones de este Neutro aislado 1.9 tipo de sistemas puede superar los 10 s Tabla A4. Factor A para diferentes arreglos de líneas Tipo de Línea A [kV] Líneas de transporte (formación de arco fase-tierra) 4500 - Conductor único 7000 - Doble haz 11000 - Haz cuádruple 17000 - Haz de seis y ocho circuitos Tabla A5. Factores de conversión para 𝑈𝑟𝑤 de frente lento a voltaje soportado de corta duración a frecuencia industrial y a impulso atmosférico Aislamiento Voltaje soportado de corta duración a frecuencia industrial* Voltaje soportado a impulso atmosférico Externo 0.6 1.3 Interno 0.5 1.1 *El factor de conversión incluye un factor de 1/√2 para convertir los valores pico a rms Tabla A6. Corriente nominal de descarga normalizada en función del voltaje asignado al pararrayos Voltaje máximo del sistema Corriente nominal de descarga In _____________________________________________________________________________ MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO – S/E No. 13 21 _____________________________________________________________________________ Umax ≤ 72.5 72.5 < Umax ≤245 245 < Umax ≤ 420 Umax > 420 5 10 10 20 Tabla A7. Corriente nominal de descarga y clase del pararrayos Voltaje nominal del sistema [kV] Voltaje máximo del sistema [kV] Umax ≤ 66 66 < Umax ≤220 220 < Umax ≤ 380 Umax > 380 Umax ≤ 72.5 72.5 < Umax ≤245 245 < Umax ≤ 420 Umax > 420 Clasificación del Pararrayos (In) 10 kA 5kA * Clase 1 Clase 2 * * * Clase 3 * * 20 kA Clase 4 Clase 5 * * * Tabla A8. Valores de cresta de la corriente de descarga para cuya tensión residual se considera el nivel de protección del pararrayos a impulsos tipo maniobra (Ups) Tensión máxima del sistema Corriente de cresta para obtener [kV] Ups Umax ≤ 145 0.5 kA 145 ≤ Umax ≤362 1 kA 420 ≤Umax ≤ 800 2 kA _____________________________________________________________________________ MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO – S/E No. 13 22 _____________________________________________________________________________ Figura A1. Evaluación del factor 𝑚 Figura A2. Evaluación del factor 𝐾𝑐𝑑 _____________________________________________________________________________ MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO – S/E No. 13 23 _____________________________________________________________________________ Figura A3. Relación entre los valores del 2% de sobre voltajes de frente lento fase a fase y fase a tierra Figura A4. Disposición de las distancias entre el descargador al objeto a proteger _____________________________________________________________________________ MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO – S/E No. 13 24