Tesis: Ubicación de Pararrayos en Línea de Transmisión 69 kV

1
UNIVERSIDAD NACIONAL DEL CENTRO DEL PERÚ
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
TESIS
METODOLOGÍA DE UBICACIÓN DE PARARRAYOS PARA
OPTIMIZAR SU DISTRIBUCIÓN EN LA LINEA DE
TRANSMISIÓN MOLLEPATA - CANGALLO 69 kV
Código CTI
0402 0001
Desarrollo de tecnología para la mejora de la eficiencia
en el trabajo y el aprendizaje
Código Unesco
3306
3306.02
3306.09
Ingeniería y tecnologías eléctricas
Aplicaciones eléctricas
Transmisión y Distribución
Presentado por:
Bach. William Ronald, Oscanoa Guadalupe
PARA OPTAR EL TÍTULO DE INGENIERO
ELECTRICISTA
Huancayo – Octubre
2020
2
ASESOR:
Dr. PERCY HUMBERTO CUEVA RÍOS
3
DEDICATORIA
Este trabajo de investigación se lo dedico a mis padres por todo su amor, paciencia y
sacrificio a lo largo de todos estos años, quienes me inculcaron con el ejemplo todas sus
enseñanzas, por lo que siempre estaré orgulloso de ellos.
4
AGRADECIMIENTO
Agradezco a Dios por ser mi guía y mi fuente de inspiración, quien me ha protege en todo
momento, a mis tíos quienes me acompañaron y guiaron durante mi formación universitaria,
al Ing. Ivan Huari Alva quien me aconsejo y brindo apoyo para la concepción de este trabajo
de investigación; y finalmente a la prestigiosa Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica
de la Universidad Nacional del Centro del Perú.
5
ÍNDICE
ASESOR: ................................................................................................................................... 2
DEDICATORIA......................................................................................................................... 3
AGRADECIMIENTO ................................................................................................................ 4
ÍNDICE ...................................................................................................................................... 5
ÍNDICE DE FIGURAS .............................................................................................................. 8
ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................................... 9
RESUMEN ............................................................................................................................... 10
ABSTRACT ............................................................................................................................. 12
INTRODUCCIÓN ................................................................................................................... 14
CAPÍTULO I ............................................................................................................................ 16
1.
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA..................................................................... 16
1.1.
Caracterización del problema ........................................................................... 16
1.2.
Formulación del problema ............................................................................... 18
1.2.1. Problema general .............................................................................................. 18
1.2.2. Problemas específicos ...................................................................................... 18
1.3.
Objetivos de la investigación ........................................................................... 19
1.3.1. Objetivo general ............................................................................................... 19
1.3.2. Objetivos específicos........................................................................................ 19
1.4.
Justificación del estudio ................................................................................... 19
1.4.1. Justificación metodológica ............................................................................... 19
1.4.2. Justificación práctica ........................................................................................ 19
1.5.
Limitaciones del estudio................................................................................... 19
CAPITULO II .......................................................................................................................... 20
2.
MARCO TEÓRICO ..................................................................................................... 20
2.1.
Antecedentes .................................................................................................... 20
2.1.1. Antecedentes internacionales ........................................................................... 20
6
2.1.2. Antecedentes nacionales .................................................................................. 21
2.2.
Bases teóricas ................................................................................................... 22
2.2.1. Generalidades ................................................................................................... 22
2.2.2. Contexto histórico ............................................................................................ 22
2.2.3. Protección contra rayos en las líneas de transmisión ....................................... 23
2.2.4. El rayo .............................................................................................................. 24
2.2.5. Densidad de descargas a tierra, DDT (Ground flash density, GFD) ................ 29
2.2.6. Características eléctricas del rayo .................................................................... 31
2.2.7. Modelo electro-geométrico (EGM) .................................................................. 34
2.2.8. Modelo de progresión del líder ........................................................................ 36
2.2.9. Pararrayos de línea ........................................................................................... 38
2.2.10. ATP DRAW (Procesador gráfico para el ATP) ............................................... 38
2.3.
Hipótesis ........................................................................................................... 42
2.3.1. Hipótesis general .............................................................................................. 42
2.3.2. Hipótesis específicas ........................................................................................ 42
2.4.
Variables........................................................................................................... 43
CAPITULO III ......................................................................................................................... 44
3.
METODOLOGÍA DE TRABAJO ............................................................................... 44
3.1.
Tipo y nivel de investigación ........................................................................... 44
3.1.1. Tipo de investigación ....................................................................................... 44
3.1.2. Nivel de investigación ...................................................................................... 44
3.2.
Método de investigación y diseño .................................................................... 44
3.2.1. Método de investigación .................................................................................. 44
3.2.2. Diseño de investigación ................................................................................... 44
3.3.
Método de recolección de datos ....................................................................... 44
3.3.1. Método ............................................................................................................. 44
3.3.2. Instrumento....................................................................................................... 45
7
3.4.
Procesamiento de datos .................................................................................... 45
3.4.1. Cálculo de los trazos paralelos a la línea de transmisión ................................. 45
3.4.2. Tipos de estructuras en la línea de transmisión ................................................ 46
3.4.3. Modelado en el ATP Draw............................................................................... 48
3.4.4. Modelo electro-geométrico en un terreno con pendiente ortogonal ................ 63
3.4.5. Cálculo de tasa de flameo por descargas a tierra ............................................. 65
CAPÍTULO IV ......................................................................................................................... 73
4.
RESULTADOS ............................................................................................................ 73
CAPÍTULO V .......................................................................................................................... 83
5.
DISCUSIÓN DE RESULTADOS ............................................................................... 83
5.1.
Tasa de flameo por descargas atmosféricas (sin pararrayos de línea) VS
Resistencia de puesta a tierra ............................................................................................. 83
5.2.
Tasa de flameo por descargas atmosféricas (sin pararrayos de línea) VS
Densidad de Descargas a Tierra ......................................................................................... 83
6.
PRUEBA DE HIPÓTESIS ........................................................................................... 87
CONCLUSIONES ................................................................................................................... 89
RECOMENDACIONES .......................................................................................................... 91
REFERENCIA BIBLIOGRÁFICA ......................................................................................... 92
ANEXOS .................................................................................................................................. 95
ANEXO A: PLANILLA DE ESTRUCTURAS...................................................................... 95
ANEXO B COORDENADAS DE LAS RUTAS PARALELAS ............................................ 99
ANEXO C CÁLCULO DE LA IMPEDANCIA EQUIVALENTE EN LA TORRE ............ 102
ANEXO D DATOS PARA LA RESISTENCIA DE PIE DE TORRE (TGIR) .................... 104
ANEXO E CORRIENTE CRÍTICA DE FLAMEO .............................................................. 107
ANEXO F MODELO ELECTRO-GEOMÉTRICO .............................................................. 109
8
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1 Electrificación de una nube de tormenta................................................................... 25
Figura 2 Tipos de rayos ........................................................................................................... 27
Figura 3 Representación esquemática de la corriente versus los perfiles de altura para tres
modos de transferencia de carga al suelo en rayos negativos posteriores. La correspondiente
forma de onda de corriente versus tiempo representa la corriente en el suelo. ........................ 29
Figura 4 Descripción de los parámetros de la forma de onda de la corriente del rayo. .......... 32
Figura 5 Distribuciones estadísticas acumuladas de la corriente pico. ................................... 33
Figura 6 Distancia de atracción en el último paso del líder en el EGM ................................. 34
Figura 7 Fases del proceso de descarga. ti: tiempo de inicio de la corona; ts: tiempo de
propagación de efluvios; tl: tiempo de propagación del líder .................................................. 37
Figura 8 Rutinas soportadas en ATP ....................................................................................... 41
Figura 9 Puntos paralelos a la ruta de la línea de transmisión ............................................... 46
Figura 10 Armados de estructuras tipo S1 y S2 ...................................................................... 47
Figura 11 Armados de estructuras tipo S1, S2, A y T ............................................................ 48
Figura 12 Modelo de torre tipo Cónico ................................................................................... 49
Figura 13 Objeto TGIR en el ATP Draw ................................................................................ 51
Figura 14 Circuito equivalente de una linea aérea con parámetros distribuidos .................... 53
Figura 15 Variables utilizadas ................................................................................................. 55
Figura 16 Fuente de corriente del rayo.................................................................................... 56
Figura 17 LCC Templates para cada armado ......................................................................... 57
Figura 18 Modelo implementado de la línea de transmisión para el análisis de flameo inverso
(solo se muestra desde la Estructura 10 hasta la Estructura 19)............................................... 58
Figura 19 Flameo de los aisladores con corriente de rayo de 75 kA ...................................... 59
Figura 20 Modelo implementado de la línea de transmisión para el análisis de flameo en el
conductor de fase (solo se muestra desde la Estructura 10 hasta la Estructura 19) ................. 61
Figura 21 Flameo de los aisladores con corriente de rayo de 3.30 kA ................................... 62
Figura 22 Modelo electro-geométrico en un terreno con pendiente ortogonal ...................... 63
Figura 23 Mapa ceraúnico del Perú........................................................................................ 65
Figura 24 Línea de transmisión sobrepuesta en el Mapa Ceraúnico del Osinergmin ............. 66
Figura 25 Identificación de cantidad de descargas en el Mapa Ceraúnico ............................. 67
Figura 26 Sombra eléctrica (Electrical shadow) creado en la superficie terrestre por una línea
de transmisión. ......................................................................................................................... 68
9
Figura 27 Tasa de flameo por descargas atmosféricas - Sin pararrayos de línea .................... 81
Figura 28 Tasa de flameo por descargas atmosféricas - Con pararrayos de línea (Tasa en
estructuras > 0.075 descargas/km/año) .................................................................................... 82
Figura 29 Tasa de flameo por descargas atmosféricas - Sin pararrayos de línea VS
Resistencia de Puesta a Tierra .................................................................................................. 85
Figura 30 Tasa de flameo por descargas atmosféricas - Sin pararrayos de línea VS Densidad
de descargas a tierra ................................................................................................................. 86
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1 Parámetros de la forma de onda de la corriente de rayo ............................................. 31
Tabla 2 Operacionalización de la variable dependiente .......................................................... 43
Tabla 3 Operacionalización de la variable independiente ....................................................... 43
Tabla 4 Tipo de estructuras ...................................................................................................... 46
Tabla 5 Disposición geométrica de los conductores para las diferentes estructuras ............... 53
Tabla 6 Características del conductor de fase y cable de guarda ............................................. 54
Tabla 7 Tabla para el cálculo de la tasa total de flameo por descargas atmosféricas .............. 73
Tabla 8 Tasa de salidas por descargas atmosféricas ................................................................ 76
Tabla 9 Instalación de pararrayos de línea en función de la tasa máxima (SFFOR) en cada
estructura. ................................................................................................................................. 77
Tabla 10 Tasa de flameo por descargas atmosféricas con pararrayos de línea ........................ 78
10
RESUMEN
Las frecuentes salidas de servicio en la línea de transmisión es un problema recurrente
representando la reducción de la confiabilidad, disponibilidad y calidad del sistema de
transmisión a causa de las descargas atmosféricas.
La evaluación de las tasas de flameo por descargas atmosféricas es un indicador que
representa la predisposición de la línea frente a las descargas atmosféricas, ante una alta tasa
de flameo por descargas atmosféricas se requiere la implementación de mejoras que reduzcan
estas tasas hasta valores recomendados por la normativa internacional y nacional.
La instalación de pararrayos de línea es el método que técnicamente mejores
resultados tiene para la reducción de las tasas de flameo frente a las descargas atmosféricas.
La óptima ubicación de los pararrayos de línea representa un factor determinante por el costo
que puedan requerir su implementación debido a la cantidad que se pueda necesitar para
reducir las tasas de flameo por descargas atmosféricas.
La realización de un estudio de las tasas de flameo por descargas atmosféricas y una
óptima ubicación de los pararrayos de línea , por lo que se realizó un análisis de la geografía
presente en cada estructura de la línea determinándose una pendiente ortogonal en la
estructura para luego evaluar un modelo electro-geométrico modificado que considera está
pendiente ortogonal del cual se obtuvo las probabilidades de impacto en el cable de guarda y
conductor de fase, se determinó la probabilidad de flameo calculando las corrientes críticas
para el flameo del aislador con ayuda del ATP Draw, se obtuvo la densidad de descargas
atmosféricas para cada estructura con ayuda del Mapa Ceraúnico del Perú disponible en la
página de OSINERMIN, y se determinó la cantidad de impactos de las estructuras frente al
11
vano adelante de cada estructura, con lo que se pudo calcular la tasa de flameo por descarga
atmosférica en cada estructura y la tasa de flameo total para la línea.
PALABRAS CLAVE:
Descargas atmosféricas, rayo, tasa de flameo, tasa de flameo inverso, flashover,
backflashover, pararrayos de línea, descargadores de sobretensión, ATP Draw, Modelo
electro-geométrico modificado, densidad de descargas a tierra.
12
ABSTRACT
The frequent service failures in the transmission line is a recurrent problem
representing the reduction of the reliability, availability and quality of the transmission system
due to lightning strokes.
The evaluation of the flashover rate by lightning strike is an indicator that represents
the predisposition of the line to lightning, in the presence of a high flashover rate by lightning
strike it is required the implementation of improvements that reduce these rates to values
recommended by international and national regulations.
The installation of line arresters is the method that technically has the best results for
the reduction of flashover rates due to lightning. The optimal location of line arresters
represents a cost determining factor that may require their implementation due to the number
of arresters that may be needed to reduce the flashover rates.
A study of the flashover rates by lightning and an optimal location of the lightning
rods was carried out. Therefore, an analysis of the geography present in each structure of the
line was carried out, determining an orthogonal inclination in the structure and then
evaluating a modified electro-geometric model that considers this orthogonal inclination from
which the impact probabilities in the shelding wire and phase conductor were obtained, The
probability of flashover was determined by calculating the critical currents for the flashover of
the insulator with the help of the ATP Draw, the density of atmospheric discharges for each
structure was obtained with the help of the Ceraunic Map of Peru available in the
OSINERMIN website, and the amount of impacts of the structures in front of the span of each
13
structure was determined, which allowed the calculation of the flashover rate per atmospheric
discharge in each structure and the total flashover rate for the line.
KEYWORDS:
Lightning strokes, flashover, backflash rate, flashover rate, line arrester, surge
arresters, ATP Draw, modified electro-geometric model, grounding density.
14
INTRODUCCIÓN
El presente trabajo de investigación surgió por la necesidad de minimizar los efectos
que pueden tener las descargas atmosféricas en la línea de transmisión Mollepata – Cangallo
69 kV, el cual ocasiona grandes pérdidas económicas a los usuarios y también al
concesionario por los cortes de energía que se producen cuando ocurren descargas en la línea
de transmisión.
Actualmente existen diversas herramientas computacionales que ayudan a obtener
información geográfica y ceraúnico con los que se pueden obtener datos para cada estructura
en particular, así como también varios investigadores han desarrollado diversos modelos
matemáticos para la representación de las distintas partes de una línea de transmisión.
El problema de investigación se centra en poder identificar las estructuras que son más
susceptibles de sufrir daño por una descarga atmosférica, ya sea por falla en su
apantallamiento, alta resistencia de pie de torre o la alta presencia de descargas atmosféricas
en el lugar.
El desarrollo de la presente tesis se conforma con los siguientes apartados:
CAPITULO I: Comprende el planteamiento del problema su caracterización y
formulación, seguido de los objetivos, justificación del estudio y las limitaciones del estudio.
CAPITULO II: Comprende el desarrollo del marco teórico; los antecedentes de las
investigaciones realizadas nacional e internacionalmente; se expone los conceptos
fundamentales sobre las descargas atmosféricas y su comportamiento en una línea de
transmisión.
CAPITULO III: Se expone la metodología aplicada, comenzando con la obtención de
datos geográficos, identificación de las estructuras existentes en la línea de transmisión, el
15
modelado de los componentes de la línea en el software ATP Draw y el procesamiento de los
datos para la obtención de las tasas de flameo por descargas atmosféricas.
CAPITULO IV: Se muestran los resultados obtenidos con la ayuda de unas tablas en
Excel, aquí se visualizan las tasas de flameo por descarga atmosférica sin la aplicación de
pararrayos de línea y la reducción de estas tasas de flameo con la aplicación de los pararrayos
de línea.
CAPITULO V: Se analizan los resultados obtenidos y se compara con los
antecedentes expuestos en el Capítulo II.
Finalmente se expresan las Conclusiones y Recomendaciones como resultado del
análisis realizado en el desarrollo de la presente tesis.
16
CAPÍTULO I
1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1.Caracterización del problema
El rayo es una de las fuentes más significativas de sobretensiones en una línea aérea de
transmisión, las sobretensiones de origen atmosférico podrían dejar sin servicio una línea de
transmisión y a su vez a las cargas conectadas a estas.
La descarga de un rayo en la línea de transmisión requiere de la operación de
interruptores para eliminar el cortocircuito resultante lo que provoca un voltaje de
interrupción. Los descargadores de óxido metálico son dispositivos que son limitados por
voltaje que aparecieron en el mercado a finales de la década de 1970. Desde entonces, se han
utilizado ampliamente en sistemas de potencia y han demostrado su mayor robustez,
capacidad de absorción de energía y fiabilidad en comparación con los descargadores de
carburo de silicio (SiC) utilizados en el pasado en las líneas de distribución. El rendimiento de
los descargadores de óxido metálico y la necesidad de reducir los daños por rayos convenció a
las empresas eléctricas para probarlos en las líneas de transmisión. Cientos de miles de
unidades han sido instaladas, en las líneas de transmisión de las empresas de servicios
públicos en todo el mundo. Las instalaciones se hicieron en líneas de diferentes niveles de
voltaje y configuraciones. El rendimiento en el campo de los descargadores de línea
instalados ha sido muy bueno en su mayor parte, aunque las tasas de fallos mecánicos en
algunas regiones son altas, (CIGRE Report 440, 2010, p. 3).
En las líneas de transmisión menores a 220kV los efectos de las sobretensiones de
origen atmosférico son más perjudiciales pudiéndolos sacar de servicio, siendo en menor
grado las sobretensiones por maniobra que son originadas por la apertura o cierre de un
seccionador o interruptor de forma manual o remota.
17
En la Línea de Transmisión Mollepata – Cangallo de 69 kV se encuentra afectado por
las descargas atmosféricas, una manera de proteger una línea de transmisión ante una
sobretensión de origen atmosférico sería con la instalación de descargadores de sobretensión
(pararrayos de línea), que son una alternativa muy eficaz contra los rayos en un sistema de
transmisión o distribución como se mencionó anteriormente, frente a los conocidos cable de
guarda; por lo tanto, es necesario analizar la influencia del apantallamiento por la geografía de
la línea y el tipo de terreno, así como las sobretensiones y coordinación de aislamiento con la
ayuda del software ATPDraw, con el fin de utilizar eficazmente los pararrayos de línea y así
evitar las salidas de la línea de transmisión.
Según (Zapata García, 2004),en su tesis “Implementación de Pararrayos en la Línea
230 kV Brillantes - La Esperanza para reducir salidas forzadas por descargas
electroatmosféricas” contempla la instalación de 46 pararrayos, ubicándolos en las 2 fases
más bajas con relación al nivel del suelo, en 23 postes que presentan valores de resistencia
superior a 14 Ω, siendo el único que, según el análisis realizado, representa beneficio
económico y reduce la cantidad de pararrayos a utilizar.
En la norma (IEEE 1410, 2010) se hace referencia a un factor de apantallamiento dado
por la existencia de estructuras cercanas, geografía del terreno que reducen la tasa de
descargas de rayos en la líneas eléctricas aéreas.
Para cubrir el problema indicado se propone Mejorar la Metodología de ubicación de
pararrayos de línea para optimizar su distribución en la Línea de Transmisión Mollepata –
Cangallo 69 kV.
18
1.2.Formulación del problema
Considerando el daño que pueden generar el impacto de un rayo en la línea de
transmisión y las diferentes soluciones que existen en el mercado, esta investigación plantea
formular una metodología nueva considerando los siguientes aspectos:
-
Uso de los pararrayos de línea en las líneas de transmisión.
-
Geografía de la ruta de la línea de transmisión.
-
Tipo de estructuras y disposición de los conductores.
-
Resistencia de pie de torre en la línea de transmisión.
Con esta información podemos formular el problema de la siguiente manera:
1.2.1. Problema general
¿Cómo determinar la Metodología de ubicación de pararrayos para optimizar su
distribución en la Línea de Transmisión Mollepata - Cangallo 69 kV?
1.2.2. Problemas específicos
-
¿Cómo determinar la influencia del apantallamiento por la geografía en la ruta de
la línea?
-
¿Cómo influye la resistencia de pie de torre en la disipación de descargas
atmosféricas?
-
¿Cómo simular el comportamiento de las descargas atmosféricas en una línea de
transmisión para reducir la tasa de fallas?
19
1.3.Objetivos de la investigación
1.3.1. Objetivo general
Plantear una Metodología de ubicación de pararrayos para optimizar su distribución en
la Línea de Transmisión Mollepata - Cangallo 69 kV.
1.3.2. Objetivos específicos
-
Determinar la influencia del apantallamiento por la geografía en la ruta de la línea.
-
Determinar la influencia del suelo en la disipación de descargas atmosféricas.
-
Procesar y analizar las descargas atmosféricas en la línea de transmisión y la tasa
de fallas.
1.4.Justificación del estudio
El presente trabajo de investigación presenta las siguientes justificaciones:
1.4.1. Justificación metodológica
Para el cumplimiento de los objetivos de esta investigación se efectúa el uso de las
técnicas de investigación, así como el uso de normas y guías de aplicación técnicas, que serán
procesadas con software para medir y graficar el impacto de las descargas atmosféricas y
geografía del terreno en la línea de transmisión.
1.4.2. Justificación práctica
Mediante la presente investigación se optimizará el uso y la cantidad de descargadores
de sobretensión en las líneas de transmisión, logrando reducir costos y mejoras en las
interrupciones de la línea de transmisión que dejan sin servicio a los usuarios.
1.5.Limitaciones del estudio
En la presente investigación no se encuentran limitaciones que impidan realizar el
trabajo.
20
CAPITULO II
2. MARCO TEÓRICO
2.1.Antecedentes
2.1.1. Antecedentes internacionales
(Riofrio Reyes, 1977), en su Tesis “Comportamiento de líneas de transmisión a
descargas atmosféricas directas – Modelo de análisis” de la Universidad Politécnica Nacional,
muestra la cantidad de probabilidades que se tiene en un modelo de simulación Monte –
Carlo, y recomienda introducir otros parámetros como es el desnivel en el perfil transversal de
la línea y como pueden influenciar los árboles ubicados a los costados.
(Zapata García, 2004), en su Tesis “Implementación de Pararrayos en la Línea 230 kV
Brillantes - La Esperanza para reducir salidas forzadas por descargas electroatmosféricas” de
la Universidad de San Carlos de Guatemala, contempla la instalación de 46 pararrayos,
ubicándolos en las 2 fases más bajas con relación al nivel del suelo, en 23 postes que
presentan valores de resistencia superior a 14 Ω, siendo el único que, según el análisis
realizado, representa beneficio económico y reduce la cantidad de pararrayos a utilizar.
En la norma (IEEE 1410, 2010) Guide for Improving the Lightning Performance of
Electric Power Overhead Distribution Lines, se indica que las estructuras ubicadas en las
cimas de las montañas, colinas o cordilleras serán objetivos más probables que aquellos
protegidos con características naturales, los árboles y los edificios cercanos también pueden
desempeñar un papel importante en la tasa de impactos en un terreno nivelado, estos edificio
o árboles pueden interceptar muchos de los relámpagos que de otra forma hubieran
impactado a la línea de transmisión. La influencia de los objetos cercanos en la cantidad de
descargas de rayo que impactan la línea se expresa mediante un factor de apantallamiento el
cual afecta directamente al número de impactos total de la línea de transmisión.
21
(Villa R. & Carrasco H., 2001), en el paper Simulación con ATP de pararrayos para
las líneas a 115 y 400 kV de Edelca, de la División de Ingeniería de Sistemas Eléctricos de
EDELCA, realizan diversas simulaciones con modelos matemáticos de pararrayos ZnO,
torres, y las líneas de transmisión, para evaluar los posibles beneficios para EDELCA de
instalar descargadores de sobretensión paralelos a las cadenas de aisladores en las fases de los
circuitos para evitar fallas por descargas retroactivas, con este análisis se logra obtener una
reducción en la tasa de salida forzada de las líneas, el cual produce diferentes beneficios
según el esquema que se utilice.
2.1.2. Antecedentes nacionales
(Mamani Ccoa, 2018) en su tesis “Coordinación de aislamiento y análisis de
sobretensiones transitorias atmosféricas para líneas aéreas de media tensión de 22.9kV Chumbivilcas”, de la Universidad Nacional del Altiplano, Puno - Peru, utiliza diversos
componentes del sistema eléctrico en los estudios de sobretensiones debido a descargas
atmosféricas para obtener valores adecuados para un determinado modelo y simulación del
sistema eléctrico y concluye la importancia del valor del sistema de puesta a tierra de las
estructuras para minimizar las corrientes de descargas atmosféricas.
(Turco Aliaga, n.d.) en el paper “Incidencia de las descargas atmosféricas en líneas
aéreas de media tensión sobre los 3800 msnm”, concluye que es importante que cuando se
realice el diseño de líneas aéreas de media tensión en zonas geográficas superiores a 3800
msnm, con altos niveles ceraúnicos se prevea el incremento del nivel de aislamiento y la
disminución de la altura efectiva sobre el plano de la tierra. Además, se indica que las líneas
de distribución tienen mayor probabilidad de ser afectadas por la inducción de descargas
cercanas y al backflashover ya que estas tensiones fácilmente superan los 100 kV.
22
2.2.Bases teóricas
2.2.1. Generalidades
Los relámpagos ocurren muchas veces durante la vida de diseño de una línea de
transmisión. El inicio del flameo (flashover) en el aislamiento de la línea puede ocurrir en
respuesta al impacto de un rayo severo. Este proceso de descarga instantánea implica la
interacción de varios parámetros en función del tiempo, tamaño y forma de la estructura, y los
sistemas de aterramiento. El problema de una descarga atmosférica debe evaluarse en
contexto de grandes incertidumbres en los parámetros del rayo y en incertidumbres más
pequeñas, pero significativas en la descripción de la línea.
2.2.2. Contexto histórico
(Reed Book EPRI, 2005, p. 6-2) Existen representaciones de relámpagos en sellos de
rollo de arcilla acadiana desde el 2200 a. C. y en el Levítico, la "magia del trueno" era común
en las primeras culturas. Sin embargo, no fue hasta el siglo XVIII cuando Benjamin Franklin
y otros reconocieron la naturaleza eléctrica de los rayos. El primer físico que murió al realizar
experimentos eléctricos con rayos fue G.W. Richmann en San Petersburgo, Rusia en 1752,
estaba duplicando el experimento de la garita de Franklin, una variación del experimento de la
cometa de Franklin, él fue asesinado por la descarga de un rayo directo a su equipo.
La invención de la cámara Boys en 1900, en la cual la película fotográfica se movía a
alta velocidad por una lente abierta por la noche, proporcionó la primera resolución de la
velocidad inicial del líder hacia abajo y las múltiples descargas de retorno que le siguen. Esta
técnica fotográfica se ha utilizado desde entonces para diseccionar todas esas características
de la secuencia de rayos que involucran luz, gran parte de las primeras investigaciones que
realizó Schonland en Sudáfrica, aunque ahora generalmente se reemplaza por una ráfaga
activada electrónicamente o cámaras de píxeles con velocidad de cuadro rápida.
23
En 1939 y posteriormente, se realizaron mediciones directas de descarga en el Empire
State Building, Nueva York (McEachron 1939, Hagenguth y Anderson 1952) y por McCann
(McCann 1944) en Pittsburgh. Este trabajo fue continuado después de la Segunda Guerra
Mundial por muchos investigadores, de las cuales, las investigaciones de Berger en el Monte
San Salvatore en Suiza de 1947 a 1975 fueron particularmente sobresalientes. La aplicación
generalizada de sistemas prácticos de localización de rayos comenzó a fines de la década de
1970, con el trabajo teórico y experimental de Krider, Noggle y Uman, combinado con los
avances en telecomunicaciones para hacer económicamente viable la detección de rayos en
tiempo real.
2.2.3. Protección contra rayos en las líneas de transmisión
(Red Book EPRI, 2005, p. 6-2), el uso de cables de guarda para la protección contra
los rayos comenzó temprano en la industria de servicios de energía eléctrica. Los planos de
diseño originales para las primeras líneas eléctricas de las Cataratas del Niágara muestran las
ubicaciones de montaje previstas para los cables de conexión a tierra por encima de cada
conductor de fase, dando un total de siete cables de conexión a tierra por torre. La industria
rápidamente estableció que un solo cable, ubicado a varios metros por encima de las fases y
que actúa como un terminal aeroe horizontal contra rayos, y que brinda una protección casi
perfecta a un costo mucho menor. Sin embargo, el verdadero papel de los cables de guarda en
la protección contra rayos no se describió por completo hasta la década de 1930, después de
que los métodos fotográficos condujeron a una comprensión adecuada del mecanismo de
progresión del rayo.
La década de 1930 fue particularmente fructífera en la investigación de rayos en las
líneas de transmisión, impulsada por la necesidad de mejorar las plagas de daños graves por
rayos en las líneas de transmisión en ese momento. Este período incluyó algunas de las
primeras mediciones directas de corrientes de rayos e imágenes de las formas de onda,
24
polaridades y magnitudes de corriente de descarga. Este período también condujo a
importantes avances en el diseño de pararrayos, el desarrollo de aisladores y la comprensión
de las interacciones entre los transitorios de rayos en el ingreso de la línea de transmisión y
los devanados del transformador.
2.2.4. El rayo
El rayo es una descarga eléctrica de corriente de alta densidad que llega a perturbar el
funcionamiento de cualquier instalación eléctrica ya sea en circuitos integrados hasta
instalaciones de alta tensión, tiene efectos destructivos causando la interrupción del servicio
eléctrico y es altamente peligros para el ser humano (CIGRE Report 549, 2013).
Electrificación de la nube
(Red Book EPRI, 2005) La Figura 1 esboza una de las muchas configuraciones
posibles de una nube de tormenta. Funciona de manera muy similar a una chimenea
gigantesca, extrayendo aire húmedo de la tierra y alimentando el aire en lo alto de la
estratosfera, a 15,000 m o más. Los vientos ascendentes pueden alcanzar velocidades de 300
km por hora. El aumento de la humedad, que primero se enfría a medida que sube, finalmente
se convierte en nieve, granizo y hielo en las regiones más altas. La turbulencia, que implica la
mezcla y la fricción de las gotas de lluvia, nieve, hielo y granizo, provoca una fuerte
electrificación. Cooray resume los modelos de electrificación en la nube y señala que la carga
negativa se produce en el rango de temperatura de -15 a -30 ° C (en el centro de la nube),
mientras que la carga positiva se produce de 0 a -15 ° C (el parte inferior de la nube) y a
temperaturas inferiores a -30 ° C (la parte superior de la nube) (ver Figura 1).
Como se muestra en la Figura 1, las regiones inferiores de la nube suelen tener una
fuerte carga negativa, con pequeños bolsillos de carga positiva frecuentemente intercalados.
Las regiones superiores de la nube, a temperaturas muy por debajo del punto de congelación
25
del agua, tienen cargas positivas ampliamente distribuidas, y a menudo estas cargas están
incrustadas en una "parte superior del yunque" creada por las corrientes de aire ascendentes.
La carga negativa neta en la base de la nube induce una carga positiva similar en la superficie
de la tierra, y los voltajes entre la base de la nube y la tierra pueden aumentar a 100 millones
de voltios o más. Esta concentración de carga aumenta el voltaje entre la nube y la tierra hasta
que se supera la fuerza dieléctrica del aire húmedo entre la nube y el suelo, y se produce una
chispa, el relámpago.
Figura 1
Electrificación de una nube de tormenta
Fuente: Libro Red Book, Tercera Edición.
26
Tipo de descarga de rayos
(CIGRE Report 549, 2013) El promedio mundial de rayos es de algunas decenas a
cientos por segundo más o menos. La mayoría de los rayos, alrededor del 75%, no llegan a
tierra. Se denominan rayos de nubes (descargas). Las descargas de nubes incluyen descargas
intra-nubes, inter-nubes y nubes-aire. Las descargas de rayo entre nube y tierra se denominan
descargas nube-tierra. Estas últimas constituyen alrededor del 25% de la actividad relámpago
mundial.
A partir de la polaridad observada de la carga " efectiva" puesta a tierra y la dirección
de propagación de la líder inicial, se han identificado cuatro tipos diferentes de descargas de
rayos entre la nube y la Tierra ilustrados en la Figura 2, y son: a) rayo negativo descendente,
b) rayo negativo ascendente, c) rayo positivo descendente y d) rayo positivo ascendente. Los
rayos descendentes presentan ramificaciones hacia abajo, mientras que los rayos ascendentes
se ramifican hacia arriba. Se cree que los rayos negativos descendentes (tipo a) representan
alrededor del 90% o más de los rayos globales de nube-tierra, y que el 10% o menos de las
descargas de nube-tierra son relámpagos positivos descendentes (tipo c). Se cree que las
descargas de rayos ascendentes (tipos b y d) se producen sólo de objetos altos (más de 100 m
aproximadamente) o de objetos de altura moderada situados en las cimas de las montañas.
Como se ha señalado anteriormente, las descargas de rayos positivos son
relativamente poco frecuentes (menos del 10% de la actividad mundial de rayos de nubetierra), pero hay cinco situaciones que parecen propiciar la aparición más frecuente de rayos
positivos. Estas situaciones incluyen: 1) la etapa de disipación de una tormenta eléctrica
individual, 2) las tormentas eléctricas invernales (en temporada fría), 3) las regiones
estratiformes arrastradas de los sistemas convectivos en mesoescala, 4) algunas tormentas
severas, y 5) las nubes de trueno formadas sobre incendios forestales o contaminadas por
27
humo. Los rayos positivos suelen ser más energéticos y potencialmente más destructivos que
los negativos.
A veces, tanto las cargas positivas como las negativas se transfieren a tierra durante el
mismo rayo. Tales rayos (no representados en la Fig. 2) se denominan bipolares. Las
descargas de rayos bipolares suelen iniciarse desde objetos altos (son de tipo ascendente).
Parece que las fuentes de carga positiva y negativa en la nube son golpeadas por diferentes
ramas ascendentes del canal del relámpago. Las descargas de rayos bipolares hacia abajo
existen, pero parecen ser raras.
Figura 2
Tipos de rayos
Fuente: Lightning Parameters for Engineering Applications. CIGRE Report 549, 2013
28
Tres modos de transferencia de carga a tierra
Hay tres modos posibles de transferencia de carga a tierra en las descargas de rayos
que son convenientes de ilustrar para el caso de rayos subsecuentes negativos. En los rayos
subsecuentes negativos, estos tres modos están representados por (a) secuencias dart leader /
descargas de retorno, (b) corrientes continuas, y (c) componentes M. La Figura 3 muestra
esquemáticamente los perfiles actuales correspondientes a estos tres modos.
a) En una secuencia de líder negativo y descarga de retorno, el líder descendente crea
una ruta conductora entre la región de origen de la carga en la nube y el suelo, y
deposita la carga negativa a través de esta ruta. La siguiente descarga de retorno
atraviesa ese camino, moviéndose desde el suelo hacia la región de origen de la
carga en la nube, y neutraliza la carga negativa del líder. Por lo tanto, tanto el
proceso del líder y de la descarga de retorno sirven para transportar efectivamente
la carga negativa de la nube a la tierra.
b) La corriente continua del rayo puede considerarse como un arco cuasi-estacionario
entre la región de la fuente de carga de la nube y el suelo. La corriente típica del
arco es de decenas a cientos de amperios, y la duración es de hasta algunos cientos
de milisegundos.
c) Los componentes M de los rayos pueden considerarse como perturbaciones (o
sobretensiones) en la corriente continua y en la luminosidad del canal asociado.
Parece que un componente M implica la superposición de dos ondas que se
propagan en direcciones opuestas (véase la Figura. 3).
29
Figura 3
Representación esquemática de la corriente versus los perfiles de altura para tres
modos de transferencia de carga al suelo en rayos negativos posteriores. La
correspondiente forma de onda de corriente versus tiempo representa la corriente en
el suelo.
Fuente: Lightning Parameters for Engineering Applications. CIGRE Report 549, 2013
2.2.5. Densidad de descargas a tierra, DDT (Ground flash density, GFD)
(Torres Sánchez, 2002) Un concepto más preciso sobre la actividad eléctrica
atmosférica puede ser provista por la severidad tormentosa, mediante la densidad de descargas
a tierra por kilómetro cuadrado en un año. Esto ha sido determinado por dos métodos: 1) por
medio de la medición directa con el uso de equipos contadores o localizadores, 2) a través de
ecuaciones empíricas que relacionan la densidad de descargas atmosféricas y el nivel
ceraúnico.
La densidad de descargas a tierra Ng, este parámetro puede estimarse
aproximadamente a partir del número anual de días de tormenta TD, también llamado nivel
keraúnico. Aparentemente la expresión más fiable que relaciona Ng y TD es la propuesta por
Anderson en 1984 es:
30
𝑁𝑔 = 0.04 𝑇𝐷 1.25
(1)
Otra característica de la actividad del rayo que puede ser utilizada para la estimación
de Ng es el número anual de horas de tormenta TH. La relación entre el Ng y el TH propuesta
por MacGorman en 1984 es:
𝑁𝑔 = 0. 54 𝑇𝐻 1.1
(2)
Lo recomendable es utilizar las estadísticas sobre la localización y las mediciones de
descargas directas, ya que las aproximaciones dadas para Ng en función del nivel ceraúnico
no son muy fiables ni suficientemente precisas.
En la actualidad se cuenta con redes de localización basados en sistemas ópticos y
satélites, el más conocidos de ellos es el NLDN (Red Nacional de detección de rayos de
EE.UU.) de propiedad de Vaisala. Estos sistemas pueden ofrecer información más completa
como: polaridad, magnitud, número de descargas, fecha y hora de un rayo. La cobertura del
área terrestre es casi total y homogénea, sin embargo, para zonas que se encuentren fuera de la
cobertura se recomienda aplicar la siguiente ecuación:
𝑁𝑔 =
Donde:
𝑁𝑡
3
Ng
: Número de descargas a tierra (rayo/km2/año).
Nt
: Total de descargas a tierra (rayo/km2/año) obtenidos mediante sensores
ópticos y satélite.
(3)
31
2.2.6. Características eléctricas del rayo
Parámetros de la forma de onda
(IEEE 1410, 2010) La inyección de la corriente de pico se considera de una fuente de
corriente. Los rayos directos a los conductores desprotegidos causan sobretensiones que
tienen la misma forma de onda que la corriente de descarga. La figura 4 describe la típica
forma de onda cóncava de la corriente de rayo con el uso de los parámetros enumerados.
Tabla 1
Parámetros de la forma de onda de la corriente de rayo
Simbología
Descripción
I10
Intersección a 10% en la forma de onda de la corriente de descarga
I30
Intersección a 30% en la forma de onda de la corriente de descarga
I90
Intersección a 90% en la forma de onda de la corriente de descarga
I100 = II
Inicio de la corriente pico
IF
Final de la corriente pico
I10/90
Tiempo entre I10 y I90 intersectados en el frente de onda
I30/90
Tiempo entre I30 y I90 intersectados en el frente de onda
S10
Tasa de aumento instantáneo de la corriente en I10
S10/90
Pendiente media (en las intersecciones I10 y I90
S30/90
Td 10/90
Pendiente media (en las intersecciones I30 y I90
Tasa de aumento máximo de corriente a lo largo del frente de onda,
tipicamente en I90
Duración equivalente del frente de onda lineal obtenida de IF / S10/90
Td 30/90
Duración equivalente del frente de onda lineal obtenida de IF / S30/90
Sm
tm
Q1
Duración equivalente del frente de onda lineal obtenida de IF / Sm
Impulso de la carga (tiempo integral de la corriente) en la forma de onda de la
corriente de descarga
Fuente: IEEE 1410-2010
32
Figura 4
Descripción de los parámetros de la forma de onda de la corriente del rayo.
Fuente: IEEE Std. 1410-2010
Hay dos distribuciones principales de corriente pico del rayo para la primera descarga
adaptadas en los estándares de protección contra descargas atmosféricas: la distribución IEEE
(por ejemplo; IEEE Std. 1410-2010; IEEE Std. 1243-1997; Anderson, 1982) y la distribución
CIGRE (por ejemplo; Anderson y Ericksson, 1980). Ambas “distribuciones globales” se
muestran en la Figura 4.
Para la distribución CIGRE, el 98 % de corrientes pico exceden los 4 kA, el 80 %
excede los 20 kA, y el 5 % exceden los 90 kA. La función de densidad de probabilidad lognormal para la corriente de pico I viene dada por:
𝑓(𝐼) =
1
√2𝜋𝛽𝐼
𝑒 −(
𝑧 2⁄ )
2
(4)
Donde:
𝑧=
ln 𝐼 − 𝑀𝑒𝑑𝑖𝑎𝑛𝑎(ln 𝐼)
𝛽
(5)
33
Y ln I es el logaritmo natural de I, Mediana (ln I) es el valor medio de (ln I), y β=σln I
es la desviación estándar de ln I.
Para la distribución IEEE, la distribución de probabilidades están dadas por la
siguiente ecuación:
𝑃(𝐼𝑐𝑟í𝑡𝑖𝑐𝑎 > 𝐼) =
Donde:
P(Icrítica > I)
1
1+(
𝐼 2.6
)
31
es la probabilidad de que Icrítica supere a I
Icrítica
es la corriente crítica de la ocurrencia de flameo, en kA.
I
es la corriente media, en kA.
Figura 5
Distribuciones estadísticas acumuladas de la corriente pico.
Fuente: CIGRE 549 – 2013
(6)
34
La Figura 5 muestra la comparación entre el método aceptado por el IEEE y el
CIGRE.
2.2.7. Modelo electro-geométrico (EGM)
Se ha investigado mucho sobre el modelo electro-geométrico (EGM) sobre el último
paso del líder o la distancia de atracción del rayo. El EGM representa este concepto con el uso
de las distancias de atracción de la siguiente forma:
𝑟𝑐,𝑔 = 𝐴𝐼 𝑏
(7)
Donde:
A y b son contantes que dependen del objeto
I
es la corriente de descarga del rayo
El modelo para el último paso del líder se muestra en la Figura 6, para un específico
valor de corriente de descarga de rayo, la distancia de atracción al conductor es calculada de
la ecuación (7). Los gradientes de campo eléctrico sobre el conductor son algo más altos que a
nivel del suelo, por lo que rc suele ser mayor que rg (distancia de atracción a tierra),
resultando rc ≥ rg. Los arcos con radio rc son dibujados desde el centro del conductor de fase y
cable de guarda. Una línea horizontal es dibujada a una distancia rg del suelo.
Figura 6
Distancia de atracción en el último paso del líder en el EGM
35
Fuente: IEEE Std. 1243-1997
Si el líder descendente, con una corriente I cae sobre el arco A y B en líder impactará
sobre el conductor de fase, si cae sobre el arco B y C el líder impactará en el cable de guarda.
Si todos los líderes son verticales, la longitud de exposición es Dc. En la gráfica mostrada con
dos conductores solo existiría una tasa de fallo de apantallamiento de un solo lado el cual estaría
determinado por Ng x Dc x L, para un valor específico de corriente en una longitud de línea L.
La longitud de exposición del conductor en el EGM depende de la corriente. Como se
nota en la Figura 6, el radio de atracción del conductor de fase y el cable de guarda son
asumidos del mismo valor, mientras la distancia de tierra es más pequeña. (IEEE Std. 1243,
1997) recomienda las siguientes ecuaciones para el radio de atracción:
𝑟𝑐 = 10𝐼 0.65
𝑟𝑔 = {
(7)
[3.6 + 1.7 ln(43 − 𝑦𝑐 )]𝐼 0.65
5.5𝐼 0.65
Donde:
𝑦𝑐 < 40 𝑚
𝑦𝑐 ≥ 40 𝑚
(8)
36
yc
es la altura media del conductor en metros, está dado por la altura de la torre
menos 2/3 de la flecha a mitad del vano.
2.2.8. Modelo de progresión del líder
Una amplia variedad de las características del rayo, junto a los efectos que tienen los
componentes del sistema eléctrico con las altas corrientes de descarga, colocando al
aislamiento de las estructuras del sistema eléctrico a una diversidad de impulsos de voltaje de
diferentes formas. Mientras que la coordinación de aislamiento usualmente se basa en
impulsos de características determinadas por impulsos de voltaje estándar (1.2/50µs), es
importante poder evaluar el comportamiento del aislamiento cuando se somete a impulsos no
normalizados.
Tradicionalmente las características que soportan los aislamientos en aire bajo formas
de onda no normalizadas han sido estimadas con la medición de curvas voltaje-tiempo. En
paralelo con estos, diferentes tipos de enfoque analítico han sido desarrollados.
El análisis completo del desarrollo de la descarga ha confirmado que, del punto de
vista cualitativo, a pesar de la variedad de formas de impulso y geometrías del gap, el
desarrollo de la descarga siempre consiste en tres diferentes fases: comienzo de la corona
(corona inception), propagación de los efluvios (streamer propagation) y propagación del líder
(leader propagation). Las diferentes fases son mostradas en la Figura 7, para un impulso de
rayo exponencial doble, configuración punta a punta.
37
Figura 7
Fases del proceso de descarga. ti: tiempo de inicio de la corona; ts: tiempo de
propagación de efluvios; tl: tiempo de propagación del líder
Fuente: (CIGRE Report 63, 1991, p. 32)
Cuando el voltaje aplicado excede el voltaje de inicio de la corona, se propagan los
efluvios y cruzan el gap después de un cierto tiempo si el voltaje permanece lo
suficientemente alto. La propagación de efluvios es acompañada por impulsos de corriente de
una apreciable amplitud. Solo cuando los efluvios han atravesado el gap pueden desarrollarse
los líderes en gran medida. Usualmente en esta fase la velocidad del líder se incrementa
exponencialmente. Durante la propagación del líder, también puede ser observado un
incremento exponencial de la corriente. Las fases de los efluvios y líder se pueden desarrollar
de un electrodo o de ambos simultáneamente. Cuando el líder tiene que cruzar el gap o
cuando ambos líderes van por su encuentro, entonces ocurre la disrupción completa del aire.
38
Consecuentemente el tiempo de disrupción del aire tiempo de ruptura tc puede ser
expresado como una suma de los tres componentes:
𝑡𝑐 = 𝑡𝑖 + 𝑡𝑠 + 𝑡𝑙
(8)
Donde, ti describe el tiempo de inicio de la corona, ts es el tiempo que los efluvios
necesitan para cruzar el gap o para dar el encuentro con efluvios del electrodo opuesto, y tl es
el tiempo de propagación del líder.
2.2.9. Pararrayos de línea
Antes de que podamos definir un pararrayos de línea, este componente del sistema
eléctrico ha recibido varios nombres a lo largo de los años. En la comunidad IEC el término
se ha dividido en dos términos más distintivos, NGLA (non-gapped line arrester) y EGLA
(externally gapped line arrester). En Cigre y otros círculos, se le conoce como LSA (Line
Surge Arresters). En las regiones del IEEE, a menudo se le llama TLA (descargador de líneas
de transmisión) y LA (descargador de líneas o descargador de rayos). Durante el desarrollo de
esta tesis lo denominaremos como pararrayos de línea o con la abreviatura TLA.
El pararrayo de línea es el pararrayos que se aplica en la línea de un sistema eléctrico
para poder reducir el riego de flameo en un aislador durante una descarga atmosférica.
2.2.10. ATP DRAW (Procesador gráfico para el ATP)
Del (ATP Draw User's Manual, 2019); ATPDraw es un preprocesador gráfico para
ATP y se utiliza para crear y editar archivos de circuitos. La salida de ATPDraw es un archivo
que puedes usar como entrada al programa ATP del Programa de Transitorios
Electromagnéticos (EMTP). El programa es desarrollado por el Dr. Hans Kr. Høidalen en la
Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología en Noruega, originalmente patrocinado por
Administración de Energía de Bonneville, Portland-Oregon-EEUU. Los desarrollos
39
multifásicos y Gráficos Vectoriales en la versión v5 está patrocinado por la organización
EEUG. Este programa de 32 bits de Windows funciona bajo MS-Windows, Windows
9x/NT/2000/XP/Vista/10. En ATPDraw el usuario puede construir un circuito eléctrico
usando el ratón y seleccionando componentes de los menús, luego ATPDraw genera el
archivo de entrada al ATP en el formato apropiado basado en "what you see is what you get"
(lo que ves es lo que obtienes).
Otras facilidades de ATPDraw son: editor incorporado para la edición de MODELOS
(MODELS) y archivos ATP, visor de texto para mostrar la salida de los archivos LIS de ATP,
comprobación automática de los archivos LIS con cadenas de activación especiales para
detectar errores de simulación, soporte del portapapeles de Windows y exportación de
metaficheros. ATPDraw soporta el modelado de múltiples circuitos que hace posible trabajar
en más circuitos simultáneamente y copiar información entre los circuitos.
2.2.10.1.
¿Que es el ATP?
El Programa de Transitorios Alternativos (ATP) es uno de los sistemas de programas
universales más utilizados para la simulación digital de fenómenos transitorios de naturaleza
electromagnética y electromecánica en sistemas de energía eléctrica. Con este programa
digital se pueden simular redes complejas y sistemas de control de estructura arbitraria. El
ATP tiene amplias capacidades de modelación y características adicionales importantes
además del cálculo de transitorios.
El Programa de Transitorios Electromagnéticos (EMTP) fue desarrollado en el
dominio público en la Administración de Energía de Bonneville (BPA) de Portland, Oregon
antes de la iniciativa comercial en 1984 por el Grupo de Coordinación de Desarrollo del
EMTP y el Instituto de Investigación de Energía Eléctrica (EPRI) de Palo Alto, California. El
nacimiento del ATP se remonta a principios de 1984, cuando los doctores Meyer y Liu no
40
aprobaron la propuesta de comercialización del EMTP de BPA y el Dr. Meyer, usando su
tiempo personal, inició un nuevo programa a partir de una copia del EMTP de dominio
público de BPA. Desde entonces el programa ATP ha sido desarrollado continuamente a
través de las contribuciones internacionales de los Drs. W. Scott Meyer y Tsu-huei Liu, los
copresidentes del Grupo de Usuarios del EMTP canadiense y americano. Varios expertos de
todo el mundo han estado contribuyendo al EMTP desde 1975 y más tarde al ATP en estrecha
cooperación con los desarrolladores del programa en Portland, EE.UU.
Mientras que el trabajo de la BPA en el EMTP sigue siendo de dominio público por la
ley de los EE.UU., la ATP no es de dominio público y se requiere una licencia antes de que se
conceda el acceso a los materiales de propiedad. Sin embargo, la licencia está disponible sin
cargo alguno para cualquier persona en el mundo que no haya participado voluntariamente en
la venta o intento de venta de cualquier programa de transitorios electromagnéticos.
2.2.10.2.
Módulos de simulación integrados en ATP
MODELS en ATP es un lenguaje de descripción de propósito general apoyado por un
extenso conjunto de herramientas de simulación para la representación y el estudio de
sistemas con variantes de tiempo.
El TACS es un módulo de simulación para el análisis en el dominio del tiempo de los
sistemas de control. Fue desarrollado originalmente para la simulación de los controles de los
convertidores de HVDC. Para el TACS se utiliza una representación en diagrama de bloques
de los sistemas de control.
Las rutinas de apoyo son utilidades integradas dentro del programa que apoyan a los
usuarios en la conversión entre el formato de datos de los fabricantes y el requerido por el
programa, o para calcular los parámetros eléctricos de las líneas y cables a partir de datos
geométricos y materiales. Los módulos de apoyo en ATP son:
41
-
Cálculo de parámetros eléctricos de líneas y cables aéreos utilizando los
módulos de programa CONSTANTES DE LÍNEA, CONSTANTES DE
CABLE y PARÁMETROS DE CABLE.
-
Generación de datos de entrada del modelo de línea dependiente de la
frecuencia (modelos de línea Semlyen, JMarti, Noda).
-
Cálculo de datos del modelo para transformadores (XFORMER, BCTRAN).
-
Conversión de la curva de saturación e histéresis.
-
Modularización de la base de datos (para el uso de $INCLUDE).
Figura 8
Rutinas soportadas en ATP
Fuente: www.emtp.org
42
2.2.10.3.
Principales características de los programas de ploteo para
ATP
Estos post-procesadores están interconectados con el ATP a través de archivos del
disco y su función principal es mostrar los resultados de una simulación en el dominio del
tiempo o de la frecuencia. Los datos de la simulación ATP se almacenan en un archivo con
extensión .pl4, y pueden ser procesados tanto en línea como fuera de línea. Este último (es
decir, para mostrar los resultados mientras se realiza la simulación) sólo está disponible si el
sistema operativo proporciona acceso simultáneo al archivo PL4 para ATP y el programa
post-procesador.
2.3. Hipótesis
2.3.1. Hipótesis general
Si se plantea una Metodología de ubicación de pararrayos entonces se podrá optimizar
su distribución en la línea de transmisión 69 kV Mollepata – Cangallo.
2.3.2. Hipótesis específicas
-
Si podemos identificar la geografía del terreno entonces se podrá determinar
las zonas de apantallamiento natural.
-
Si modelamos correctamente el comportamiento de suelo para cada estructura
podremos determinar su influencia en la disipación de las descargas
atmosféricas.
-
Si se emplea el software ATPDraw se podrá modelar el comportamiento de las
descargas atmosféricas y su influencia en la tasa de descargas atmosféricas en
la línea de transmisión.
43
2.4. Variables
En la Tabla 2 y Tabla 3, se desarrolla la definición conceptual y operacional de las
variables que se están utilizando en la investigación.
Tabla 2
Operacionalización de la variable dependiente
Variable Dependiente: Optimización de distribución de pararrayos
Definición conceptual
Dimensiones
Indicador
Optimizar su
distribución
Cantidad de
pararrayos
# de pararrayos
Fuente: elaboración propia.
Tabla 3
Operacionalización de la variable independiente
Variable Independiente: Metodología de ubicación de pararrayos
Definición
conceptual
Está conformado
por los
procedimientos
para poder
optimizar la
cantidad de
pararrayos.
Dimensión
ACTIVIDADES
Geografía de la línea
Identificamos las zonas con
apantallamiento natural
Comportamiento de suelo
Determinamos los tramos con el
terreno de alta resistividad
Simulación y análisis
Con el ATPDraw evaluamos el
comportamiento de las descargas
atmosféricas y luego las tasas de
flameo.
Fuente: Elaboración propia
44
CAPITULO III
3. METODOLOGÍA DE TRABAJO
3.1.Tipo y nivel de investigación
3.1.1. Tipo de investigación
Se empleará el tipo de investigación tecnológica.
3.1.2.
Nivel de investigación
El nivel de la investigación que se empleará será Aplicativo porque busca encontrar
las causas o razones que influyen a las descargas atmosféricas en la línea de transmisión y su
comportamiento. El objetivo es determinar las estructuras que tienen mayor incidencia a
descargas atmosféricas y cómo podemos con esto optimizar la distribución de los pararrayos
en la línea de transmisión.
3.2. Método de investigación y diseño
3.2.1. Método de investigación
En la investigación se empleará el método sistémico el cual plantea como una
respuesta a la insuficiencia del método científico para abordar problemas complejos, ya que
este método sólo resulta apropiado cuando no existe interacción entre las partes y cuando las
relaciones que se describen son lineales.
3.2.2. Diseño de investigación
Se empleará el diseño correlacional en donde se identifica variables que se desea
relacionar y se aplica la técnica de análisis de correlación. Se busca el grado de relación
existente entre dos o más variables de un objeto de investigación.
3.3. Método de recolección de datos
3.3.1. Método
45
Se empleará la técnica documental permite la recopilación de evidencias para
demostrar las hipótesis de investigación. Está formada por documentos de diferente tipo:
revistas técnicas del CIGRE, publicaciones científicas, normas IEEE e IEC, datos e
información estadísticas del Osinergmin y planilla de estructuras de la línea de trasmisión
Mollepata – Cangallo 69 kV.
3.3.2. Instrumento
El instrumento que se empleará para recolectar datos para el desarrollo de la presente
tesis es de tipo digital, tales como:
-
Acceso a la Información GIS del Osinergmin a través del Software Arcgis.
-
Software ATP Draw otorgada por el Comité Argentino de Usuarios
EMTP/ATP.
El acceso a la información GIS del Osinergmin es de acceso libre a través de una
computadora con acceso a internet. El acceso al software ATP Draw es gratuito, solo requiere
de la autorización de uso mediante una solicitud dirigida al representante del Comité
Argentino de Usuarios EMTP/ATP.
3.4. Procesamiento de datos
Para el procesamiento y análisis de se seguirá los siguientes pasos:
3.4.1. Cálculo de los trazos paralelos a la línea de transmisión
Para poder determinar las pendientes ortogonales a la ruta que existen en cada
estructura se realizará un trazo paralelo a la ruta de la línea de transmisión. La distancia de
separación de estos puntos paralelos será 48 metros, el cual es el doble de la altura máxima
redondeada de las estructuras existente en la línea (23.3m ≈ 24m; por lo tanto, 2x24m = 48m).
La distribución de estos puntos se muestra en la siguiente figura:
46
Figura 9
Puntos paralelos a la ruta de la línea de transmisión
Fuente: Elaboración propia.
Una vez calculado los puntos paralelos se procede a determinar la cota de cada punto,
el cual se obtiene con la ayuda del programa ArcGis, con esto ya podemos calcular la
pendiente existente en cada estructura.
3.4.2. Tipos de estructuras en la línea de transmisión
La línea de transmisión Mollepata – San Cangallo 69 kV, cuenta con los siguientes
tipos de estructuras metálicas torres de celosía en simple terna con disposición geométrica
triangular:
Tabla 4
Tipo de estructuras
Tipo
Utilización
S1
Suspensión Normal
S2
Suspensión Reforzada
A
Anclaje Angular
T
Anclaje Angular /Terminal
Fuente: Elaboración propia
47
La geometría de cada estructura se conforma de la siguiente manera:
Figura 10
Armados de estructuras tipo S1 y S2
(0; 20.3)
(0; 19.5)
(2.9; 13.46)
(2.5; 13.46)
(-2.9; 11.71)
(-2.5; 11.71)
(2.5; 9.96)
Fuente: Elaboración propia
(2.9; 9.96)
48
Figura 11
Armados de estructuras tipo S1, S2, A y T
(0; 20.6)
(3.5; 15.5)
(-3.5; 13.5)
(3.5; 11.5)
Fuente: Elaboración propia.
3.4.3. Modelado en el ATP Draw
3.4.3.1. Modelado de respuesta a las sobretensiones de la torre
En la evaluación de voltajes generados en lo alto de la torre durante una descarga de
rayo, es necesario considerar la respuesta de la torre frente a los transitorios
electromagnéticos. La torre es modelada con parámetros distribuidos, caracterizada por una
impedancia de sobretensión asociada con un tiempo de viaje de la onda electromagnética.
49
De IEEE Std. 1243, 1997 se escoge el modelo de torre tipo cónico, que son el tipo de
estructuras existentes en la línea de transmisión que estamos evaluando.
Figura 12
Modelo de torre tipo Cónico
Fuente: IEEE Std. 1243-1997
La ecuación correspondiente es:
ℎ2 + 𝑟 2
√
)
(√2
𝑍 = 60 ln
𝑟2
𝑣 = 0.85 𝑐
Donde:
Z
impedancia de la torre, ohm.
h
altura de la torre, metros.
r
ancho en la base de la torre, metros.
v
velocidad de la onda electromagnética en la torre, m/s.
En el Anexo C, se encuentras los valores ingresados en el ATP Draw.
3.4.3.2. Modelado de la resistencia de pie de torre
(9)
50
Es de suma importancia modelar correctamente la resistencia de pie de torre, debido a
que presenta un comportamiento no lineal y su resistencia depende de la corriente del rayo
que ioniza el suelo.
(CIGRE TB 63, 1991) toma en cuenta el efecto de la ionización del suelo, usando la
siguiente ecuación donde la amplitud de la corriente del rayo excede el valor crítico Ig:
𝑅𝑖 =
𝑅𝑜
𝐼
√1 + 𝐼
(10)
𝑔
Donde:
Ro
es la resistencia del suelo no ionizado a baja frecuencia
Ig
es el valor crítico de la corriente de rayo
Ig
es estimado considerando el gradiente de ionización de suelo Eg, usando la
ecuación:
𝐼𝑔 =
𝐸𝑔 𝜌
2𝜋 𝑅𝑜2
(11)
Donde:
ρ
es la resistividad eléctrica del suelo, Ω-m
Eg
es el gradiente de ionización del suelo, se considera 400 kV/m
Se utilizó el Objeto TGIR que fue desarrollado en el ATP Draw por (Datsios et al.,
2011a). El objeto TGIR representa la resistencia de pie de torre utilizando las ecuaciones
recomendadas por el CIGRE.
51
Los valores de la resistencia a baja frecuencia y la resistividad del terreno en cada
estructura se obtiene del expediente de obra de la Línea de Transmisión Mollepata – Cangallo
69 kV.
En el objeto TGIR, en la selección de parámetros (MS), se selecciona la opción 5 que
corresponde al modelo de CIGRE, y se ingresa los valores de resistencia a baja frecuencia y la
resistividad de terreno para cada estructura.
Figura 13
Objeto TGIR en el ATP Draw
Fuente: Elaboración propia
En el Anexo D, se encuentra los datos ingresados en el ATP Draw, para el cálculo de
la resistencia de pie de torre.
3.4.3.3. Modelado del aislador
Los aisladores solo son modelados en estudios de transitorios de frente rápido, Para
evaluar el voltaje necesario para causar el flameo en un aislador CIGRE recomienda el uso del
modelo de propagación del líder (CIGRE TB 63, 1991), donde la velocidad de propagación
del líder es calculada por:
𝑣(𝑡) = 𝐾𝐿 𝑢(𝑡) (
𝑢(𝑡)
− 𝐸𝑂 )
𝑑𝑔 − 𝑙𝑙
Donde:
v(t)
velocidad de líder, m/s
u(t)
voltaje aplicado en el aislador, kV
(12)
52
Eo
campo eléctrico necesario para iniciar el líder, kV/m
dg
longitud del aislador (en el instante t = 0), en metros
ll
longitud del líder en el instante t, en metros
KL
constante
Para sobretensiones negativas en los aisladores CIGRE recomienda el uso de Eo = 670
kV/m, y KL = 1x10-6
En el ATP Draw, se utilizó el Objeto ISF que fue desarrollado por (Datsios et al.,
2011). En la selección de parámetros (MS) se escoge la opción 4 que corresponde al modelo
recomendado por el CIGRE. En la Línea de Transmisión Mollepata – Cangallo 69 kV, la
longitud del aislador existente es L = 1.06 m.
3.4.3.4. Modelo de la línea de transmisión
Para el análisis de frente rápido de esta línea de transmisión se representa cada vano
con una línea de parámetros distribuidos transpuesta.
El modelado de cada vano se realizó con el objeto LCC del ATP Draw, esta
herramienta es personalizable y nos permite modelar cada vano de la línea.
El modelo de línea utilizado es el Bergeron que se basa en la propagación de ondas en
la línea de transmisión sin considerar perdidas y con parámetros constantes distribuidos.
53
Figura 14
Circuito equivalente de una linea aérea con parámetros distribuidos
Fuente: Libro Coordinación de aislamiento en redes de alta tensión. (Martínez Velasco, 2013).
Las ecuaciones con parámetros distribuidos de una línea área son:
𝐼𝑘 (𝑡) = − [
𝑣𝑚 (𝑡 − 𝜏)
+ 𝑖𝑚𝑘 (𝑡 − 𝜏)]
𝑍𝑐
(13)
𝑣𝑘 (𝑡 − 𝜏)
+ 𝑖𝑘𝑚 (𝑡 − 𝜏)]
𝐼𝑚 (𝑡) = − [
𝑍𝑐
Donde:
τ
tiempo de propagación de ondas entre ambos extremos de la línea.
La disposición geométrica de los conductores se realiza del siguiente cuadro:
Tabla 5
Disposición geométrica de los conductores para las diferentes estructuras
ARMADO
A+0
A+3
A-3
S1+0
S1+3
S1-3
S2+0
S2+3
S2-3
T+0
T+3
Cable guarda
x
y
0
20.6
0
23.6
0
17.6
0
19.5
0
22.5
0
16.5
0
20.3
0
23.3
0
17.3
0
20.6
0
23.6
Fuente: Elaboración propia
FASE 3
x
y
3.5
15.5
3.5
18.5
3.5
12.5
2.5
13.46
2.5
16.46
2.5
10.46
2.9
13.46
2.9
16.46
2.9
10.46
3.5
15.5
3.5
18.5
FASE 2
x
y
-3.5
13.5
-3.5
16.5
-3.5
10.5
-2.5
11.71
-2.5
14.71
-2.5
8.71
-2.9
11.71
-2.9
14.71
-2.9
8.71
-3.5
13.5
-3.5
16.5
FASE 1
x
y
3.5
11.5
3.5
14.5
3.5
8.5
2.5
9.96
2.5
12.96
2.5
6.96
2.9
9.96
2.9
12.96
2.9
6.96
3.5
11.5
3.5
14.5
54
Las características del conductor de fase y cable de guarda que se ingresan en el ATP
Draw son:
Tabla 6
Características del conductor de fase y cable de guarda
Descripción
Conductor de Fase
AAAC
95
0.625
0.3592
Tipo
Sección (mm²)
Radio de conductor (cm)
Resistencia DC a 20°C, (ohm/km)
Cable de guarda
EHS
38
0.397
4.25
Fuente: Elaboración propia
3.4.3.5. Modelado de descarga atmosférica (rayo)
El rayo se representa por el circuito equivalente Norton. Esta representación consta de
una fuente de corriente ideal igual a la corriente del rayo en paralelo con la impedancia de
canal del rayo Zch, que se asume es constante.
La forma de onda de la corriente es dada por el modelo Heidler (ATP Rule Book,
1992), que está dada por la siguiente función:
𝑖(𝑡) =
−𝑡
𝐼𝑜 𝑘 𝑛
𝜏
𝑒
𝜂 1 + 𝑘𝑛
(14)
Donde:
𝑘=
τ1
𝑡
𝜏1
, en esta formula
es la constante de tiempo de frente: es proporcional a la duración del frente
(intervalo de tiempo entre t=0 a el tiempo de la función pico).
τ
es proporcional a la duración de la descarga (intervalo de tiempo entre t=0 y el
punto en la cola donde la amplitud a caído al 50% del valor pico).
Io
valor pico
55
η
constante de ajuste
n
es la influencia de la tasa de crecimiento y el instante del tiempo de la tasa
máxima de crecimiento. Con el incremento n, este instante se desplaza desde el extremo de la
cola al 50% del valor pico.
Aunque el modelo original Heidler usa τ1 (constante de tiempo de frente), el EMTP
implementa el uso de la duración del frente TFRONT. El modelo es razonablemente preciso
para las funciones de sobretensión normalizadas (por ejemplo, 1,2 - 50), pero puede
comportarse de manera muy extraña para otras formas (por ejemplo, 1,2 - 1,4). En este último
caso el usuario casi no tiene control sobre los parámetros de AMPLITUD y τ.
El ATP Draw permite la utilización de variables, el cual podemos ir variando de
manera ascendente a través del contador de numero de simulaciones KNT. Como se indica en
la siguiente figura:
Figura 15
Variables utilizadas
Fuente: Elaboración propia
56
Donde:
IRAYO
es la corriente de descarga del rayo, que se incrementa en 1000
amperios para cada simulación.
TFREN
el tiempo de cresta es definida como una función de la cresta de
corriente (IEC TR 60071-4, 2004),
𝑇𝐹𝑅𝐸𝑁 = 0.154𝑥𝐼𝑅𝐴𝑌𝑂0.624
(15)
La fuente de corriente utilizada se muestra en la siguiente figura:
Figura 16
Fuente de corriente del rayo.
Fuente: Elaboración propia
(Datsios et al., 2019) recomiendan valores impedancia del canal del rayo Zch 400 Ω y
1000 Ω para flameo por fallas de apantallamiento y estudios de flameo inverso
respectivamente.
3.4.3.6. Simulación en el ATP Draw de flameo y flameo inverso
El propósito de las simulaciones es determinar la amplitud de corriente del rayo que
hará flamear a los aisladores, para lo cual se ha modelado cada estructura y resistencia de pie
de torre de la línea de transmisión con el vano hacia adelante.
En la siguiente figura se muestran los LCC templates generados para cada armado.
57
Figura 17
LCC Templates para cada armado
Fuente: Elaboración propia
En la siguiente figura se muestra el modelo implementado en el ATP Draw de la Línea
de Transmisión Mollepata – Cangallo 69 kV para el cálculo de la corriente de flameo inverso:
58
Figura 18
Modelo implementado de la línea de transmisión para el análisis de flameo inverso (solo se muestra desde la Estructura 10 hasta la
Estructura 19)
Fuente: Elaboración propia
59
Figura 19
Flameo de los aisladores con corriente de rayo de 75 kA
Fuente: Elaboración propia
60
En la Figura 19, se muestra como los medidores de corriente instalados en los
aisladores registran valores de corriente más altas (1579.58557 A) cuando se aplica 75 kA de
corriente de rayo, que cuando se aplica 74 kA (0.002830244 A) de corriente de rayo, lo que
evidencia que el aislador ha flameado. Este procedimiento se realiza para cada estructura y se
va registrando.
Luego procedemos a realizar el análisis para las descargas en el conductor de fase. El
modelo implementado se muestra en la Figura 20, configuraremos la variable IRAYO para
que se vaya incrementando la corriente de rayo en 100 A para cada simulación. Se obtiene
resultados como se muestra en la Figura 21, verificando que los medidores de corriente
empiezan a registrar la corriente (3878.66119 A) cuando se aplica 3.3 kA de corriente de rayo
a diferencia de cuando se aplica 3.20 kA (0.000228579 A); conforme se va realizando el
análisis nos percataremos que la corriente de flameo varía desde 2 kA a 4 kA por lo que
asumiremos que en todas las estructuras la corriente de flameo será de 2 kA.
En el Anexo E, se encuentra la tabla de los resultados obtenidos con las simulaciones
realizadas.
61
Figura 20
Modelo implementado de la línea de transmisión para el análisis de flameo en el conductor de fase (solo se muestra desde la Estructura
10 hasta la Estructura 19)
Fuente: Elaboración propia
62
Figura 21
Flameo de los aisladores con corriente de rayo de 3.30 kA
Fuente: Elaboración Propia
63
3.4.4. Modelo electro-geométrico en un terreno con pendiente ortogonal
El territorio peruano presenta una geografía accidentada el cual modifica al modelo
electro-geométrico clásico el cual fue concebido en para un terreno plano con poca alteración
geográfica. Para calcular la distancia de atracción se utiliza las ecuaciones de línea y
circunferencia como se muestra en la siguiente figura:
Figura 22
Modelo electro-geométrico en un terreno con pendiente ortogonal
Fuente: Elaboración propia
Donde:
Rc
es el radio de atracción del conductor de fase o cable de guarda, en metros.
Rg
es la distancia de atracción del suelo, en metros.
64
Dc
es la distancia de impacto en el conductor de fase, en metros.
Ds
es la distancia de impacto en el cable de guarda, en metros.
θg
es el ángulo de la pendiente de inclinación del terreno.
(a,b); (w,z) y (m,n) son las coordenadas del conductor de fase y cable de guarda.
P1, P2, P3 y P4 son los puntos de intersección entre los arcos formados por el radio de
atracción de los conductores y la recta que es paralela a la inclinación del terreno.
El arco formado entre los puntos P1 y P2 representa al radio de atracción del conductor
de fase en el lado derecho, el arco formado por P2 y P3 representa al radio de atracción del
cable de guarda y el arco formado por P3 y P4 representa al radio de atracción del conductor
de fase. Nótese que los puntos P1, P2, P3 y P4 , proyectan una separación horizontal Dc y Ds
que es el espacio por donde ingresará el rayo que impacte en la línea de transmisión.
Con ayuda de las ecuaciones de circunferencia y de la recta se calcularon los puntos
P1, P2, P3 y P4 y con estos las distancias de Dc y Ds. Con esto se calcula la probabilidad de
impacto en el conductor de fase y cable de guarda de la siguiente forma:
𝑃𝐶𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑑𝑒 𝑔𝑢𝑎𝑟𝑑𝑎 =
𝑃𝐶𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑑𝑒 𝑔𝑢𝑎𝑟𝑑𝑎 =
𝐷𝑠1 + 𝐷𝑠2
𝐷𝑐1 + 𝐷𝑐2 + 𝐷𝑠1 + 𝐷𝑠2
𝐷𝑐1 + 𝐷𝑐2
𝐷𝑐1 + 𝐷𝑐2 + 𝐷𝑠1 + 𝐷𝑠2
(16)
(17)
En el Anexo F, se encuentra los resultados obtenidos del cálculo del modelo electrogeométrico para cada estructura. El análisis se realiza dividiendo la estructura en dos lados:
izquierdo y derecho.
65
3.4.5. Cálculo de tasa de flameo por descargas a tierra
3.4.5.1. Mapa de descargas atmosféricas
El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería OSINERGMIN cuenta
con un mapa de descargas atmosféricas como se muestra en la siguiente figura:
Figura 23
Mapa ceraúnico del Perú
Fuente: OSINERGMIN
66
En la página del OSINERGMIN se puede acceder al mapa, y con la ayuda del
software ARCGIS podemos sobreponer la línea de transmisión (Figura 24) y así identificar el
promedio de descargas a tierras que afectan a cada estructura. Para nuestro análisis hemos
extraído el mayor valor según la ubicación de la estructura, para poder tener resultados más
conservadores.
Figura 24
Línea de transmisión sobrepuesta en el Mapa Ceraúnico del Osinergmin
Fuente: Elaboración propia
Una vez sobrepuesto todas las estructuras dentro del mapa ceraúnico del Osinergmin,
se extrae la cantidad promedio de descargas que afectan a cada estructura cada año.
67
Figura 25
Identificación de cantidad de descargas en el Mapa Ceraúnico
Fuente: Elaboración propia
68
3.4.5.2. Ancho de sombra
Luego de obtener la densidad de descargas por kilómetro cuadrado, calcularemos el
número de descargas a tierra que serán interceptadas por la línea de transmisión. Este método
asume que la línea proyecta una especie de sombra eléctrica sobre la tierra y que cualquier
rayo que normalmente caiga dentro de esta sombra impactará con la línea (Grant et al., 1985).
Figura 26
Sombra eléctrica (Electrical shadow) creado en la superficie terrestre por una línea
de transmisión.
Fuente: Simplified Method for Estimating Lightning Performance of Transmission Lines (Grant et al.,
1985).
Quedando la ecuación de la siguiente manera:
𝐴 = 𝑏 + 4𝐻1.09
Donde:
A
es el ancho de la sombra eléctrica, en metros
b
separación del cable de guarda, en metros
H
es la altura de la estructura, en metros
3.4.5.3. Fracción de descargas que caen en la torre
(18)
69
Las descargas que caen en el cable de guarda a mitad del vano por lo general, no
causan flameo por varias razones: en los conductores cilíndricos en paralelo el proceso de
flameo produce elevadas corrientes de pre-descarga que reducen el voltaje entre el cable de
guarda y el conductor de fase, además las reflexiones que vuelven de las torres contiguas
disminuyen aún más el voltaje. La separación entre el cable de guarda y fase son mayores en
el vano que en la estructura.
Por lo que es necesario saber qué cantidad de las descargas que impactan alejadas de
la estructura y cuantas impactan en la estructura.
En el libro rojo del EPRI se menciona que el 60% de las descargas que impactan en el
vano caen sobre la estructura y el 40% caen en el vano. Es notorio que las torres atraen un
mayor porcentaje de rayos por tener mayor altura y volumen (Red Book EPRI, 2005, p. 6-63).
El Boletín Técnico N° 04 de Gamma, presenta una ecuación propuesta por Anderson
la cual es más conservativa y utilizar un vano base de 300 m (Mejía, 2005). La ecuación es:
𝐹𝑟 = 𝑒
−0.5(𝐿⁄𝐿 )
0
(19)
Donde:
Fr
Fracción de descargas sobre el vano que impactan en la estructura
L
Vano real adelante, en metros
Lo
Vano base, se asume 300 m
3.4.5.4. Probabilidad de ocurrencia de la corriente de rayo
Es necesario saber la probabilidad de ocurrencia que tienen las corrientes críticas para
cada vano calculadas en las simulaciones realizadas, tanto para el flameo y flameo inverso de
70
los aisladores. Con la ayuda del Excel hemos calculado esta probabilidad de la siguiente
manera:
𝑃(𝐼 > 𝐼𝑐𝑟í𝑡𝑖𝑐𝑎 ) = 1 − 𝑃 (
𝑃(𝐼 > 𝐼𝑐𝑟í𝑡𝑖𝑐𝑎 ) = 1 − 𝑃 (
ln(𝐼𝑐𝑟í𝑡𝑖𝑐𝑎 ) − ln(61.1)
) 𝑃𝑎𝑟𝑎 𝐼𝑐𝑟í𝑡𝑖𝑐𝑎 ≤ 20𝑘𝐴
1.33
ln(𝐼𝑐𝑟í𝑡𝑖𝑐𝑎 ) − ln(33.6)
) 𝑃𝑎𝑟𝑎 𝐼𝑐𝑟í𝑡𝑖𝑐𝑎 > 20𝑘𝐴
0.605
(20)
(21)
Donde:
Icritica es la corriente crítica de descarga en cada vano
Los valores de corriente media y desviación estándar son obtenidos de “Guide to
procedures for estimating the lightning performance of transmission line” (CIGRE TB 63,
1991, p. 13).
3.4.5.5. Tasa de flameo por falla de apantallamiento (SFFOR)
La tasa de flameo (flashover) por falla del apantallamiento en los aisladores se
denomina como SFFOR (shielding failure flashover rate) e indica la cantidad de rayos por
años y longitud de línea en kilómetros que burlan el apantallamiento y produce flameo en los
aisladores.
Calculamos la tasa de flameo por falla de apantallamiento de la siguiente expresión:
𝑆𝐹𝐹𝑂𝑅 = 𝑃𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑓𝑎𝑠𝑒 𝑥 𝐷𝐷𝑇 𝑥 𝐴 𝑥 𝐿 𝑥 𝐹𝑟 𝑥 𝑃(𝐼)
Donde:
Pconductor de fase es la probabilidad de descarga en el conductor de fase
DDT
es la densidad de descargas a tierra, descargas/km²/año
(22)
71
A
es el ancho de incidencia de descargas atmosféricas para cada vano, en metros
L
es el vano delante de cada estructura, en metros
Fr
es la fracción de descargas sobre el vano que impactan en la estructura
P(I)
es la probabilidad de ocurrencia de las corrientes críticas en cada vano, kA
3.4.5.6. Tasa de flameo inverso (BFR)
La tasa por flameo inverso(backflashover) se denomina como BFR (back flashover
rate) e indica la cantidad de rayos por años y longitud de línea en kilómetros que impactan
sobre la estructura o el cable de guarda.
Calculamos la tasa de flameo inverso de la siguiente expresión:
𝐵𝐹𝑅 = 𝑃𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑑𝑒 𝑔𝑢𝑎𝑟𝑑𝑎 𝑥 𝐷𝐷𝑇 𝑥 𝐴 𝑥 𝐿 𝑥 𝐹𝑟 𝑥 𝑃(𝐼)
(23)
Donde:
Pconductor de fase es la probabilidad de descarga en el conductor de fase
DDT
es la densidad de descargas a tierra, descargas/km²/año
A
es el ancho de incidencia de descargas atmosféricas para cada vano, en metros
L
es el vano delante de cada estructura, en metros
Fr
es la fracción de descargas sobre el vano que impactan en la estructura
P(I)
es la probabilidad de ocurrencia de las corrientes críticas en cada vano, Ka
72
3.4.5.7. Tasa total de flameo por descargas a tierra
La tasa total de flameos por descarga a tierra LFOR (lightning flashover rate) se
calcula de la suma de SFFOR y de BFR, quedando como sigue:
𝐿𝐹𝑂𝑅 = 𝑆𝐹𝐹𝑂𝑅 + 𝐵𝐹𝑅
(24)
Debemos tener en cuenta, que cuando existe una descarga a tierra cerca de la línea se
inducen voltajes que pueden ocasionar flameo en los aisladores. En la gran mayoría de casos
estos voltajes no superan los 300 kV que una línea de transmisión puede soportar
tranquilamente, por lo que este tipo de descargas resulta de mayor interés en líneas de
distribución por su menor nivel de aislamiento (IEEE 1410, 2011).
73
CAPÍTULO IV
4. RESULTADOS
Para la presente tesis se ha elaborado una hoja de cálculo en Excel que nos ayuda a
mostrar de una mejor manera los valores obtenidos.
Tabla 7
Tabla para el cálculo de la tasa total de flameo por descargas atmosféricas
74
75
76
Fuente: Elaboración propia
Con el cálculo realizado se obtiene la tasa de salidas por descargas atmosféricas de la
Línea de Transmisión Mollepata – Cangallo 69 kV es:
Tabla 8
Tasa de salidas por descargas atmosféricas
BFR
SFFOR
LFOR
(Descargas/100km/año) (Descargas/100km/año) (Descargas/100km/año)
12.09
1.95
14.04
Fuente: Elaboración propia
Con lo que se comprueba la elevada tasa de salidas de la línea, un método para reducir
las altas tasas es la instalación de descargadores de sobretensión (pararrayos de línea) en
diferentes tramos de la línea. Identificaremos las estructuras que presentan mayor tasa de
salidas por descargas atmosféricas a las cuales se les colocará los pararrayos de línea y se
reducirá las tasas de salidas por descargas atmosféricas a cero.
77
Cabe recordar que a los pararrayos de línea también se le conoce como TLA
(transmission line arrester).
En la siguiente tabla se muestra cómo se va reduciendo LFOR se va reduciendo
cuando colocamos los pararrayos de línea en las tres fases de la estructura que supera
determinado valor de SFFOR, y a su vez se va incrementando la cantidad de pararrayos de
línea.
Tabla 9
Instalación de pararrayos de línea en función de la tasa máxima (SFFOR) en cada
estructura.
Tasa
máxima
en cada
estructura
BFR
Sin
TLA
SFFOR
Sin
TLA
LFOR
Sin
TLA
BFR
Con
TLA
0.200
0.150
0.100
0.080
0.075
0.700
0.050
0.040
0.030
0.020
0.010
0.005
12.09
12.09
12.09
12.09
12.09
12.09
12.09
12.09
12.09
12.09
12.09
12.09
1.95
1.95
1.95
1.95
1.95
1.95
1.95
1.95
1.95
1.95
1.95
1.95
14.04
14.04
14.04
14.04
14.04
14.04
14.04
14.04
14.04
14.04
14.04
14.04
9.70
7.89
4.67
4.23
3.86
3.78
2.54
2.17
1.63
1.04
0.30
0.09
SFFOR LFOR
Con
Con
TLA
TLA
1.69
1.51
1.14
1.00
0.95
0.94
0.65
0.59
0.50
0.38
0.20
0.04
#
Estructuras
Con TLA
Cantidad
de TLA
8
17
38
42
46
47
64
71
84
104
144
170
24
51
114
126
138
141
192
213
252
312
432
510
11.39
9.40
5.81
5.23
4.81
4.71
3.19
2.75
2.12
1.42
0.50
0.13
Fuente: Elaboración propia
De la Tabla 9, si se instala pararrayo de línea en las estructuras que superen una tasa
de falla por flameo de 0.075 descargas/km/año obtendremos un LFOR de 4.81
descargas/100km/año instalando pararrayos de línea en 46 estructuras en las 3 fases, con lo
que se estaría cumpliendo con lo recomendado por el COES. Tomando en cuenta la IEEE
1243-1997 en donde recomiendan un SFFOR máximo de 0.2 descargas/100km/año
instalaríamos los pararrayos de línea a todas las estructuras que tasas mayores a 0.10
78
descargas/km/año y un LFOR de 0.50 descargas/100km/año, instalando pararrayos de línea en
144 estructuras en las 3 fases.
Tabla 10
Tasa de flameo por descargas atmosféricas con pararrayos de línea
79
80
Fuente: Elaboración propia
Las tasas descargas en el cable de guarda (BFR) que superan a 0.075 están resaltadas
en color amarillo, en estas estructuras se instalan los pararrayos de línea.
En la siguiente gráfica se observa los valores de la tasa de falla por cada estructura y
en la siguiente grafica se muestra esta misma tasa, pero con los pararrayos de línea instalados
en cada estructura, haciendo que las tasas se hagan cero.
81
Figura 27
Tasa de flameo por descargas atmosféricas - Sin pararrayos de línea
Tasa de flameo (descargas/km/año)
0.35
Tasa de flameo por descargas atmosféricas (descargas/km/año) - Sin pararrayos de línea
0.30
0.25
0.20
0.15
0.10
0.05
1
5
9
13
17
21
25
29
33
37
41
45
49
53
57
61
65
69
73
77
81
85
89
93
97
101
105
109
113
117
121
125
129
133
137
141
145
149
153
157
161
165
169
173
177
181
185
189
193
197
201
205
0.00
N° de Estructura
Descargas en C.G. Flameo Inv. Sin TLA
Fuente: Elaboración propia
Descargas en Fase Flameo Sin TLA
Nota:
TLA: Transmission Line Arrester
(pararrayos de línea)
82
Figura 28
Tasa de flameo por descargas atmosféricas - Con pararrayos de línea (Tasa en estructuras > 0.075 descargas/km/año)
Tasa de flameo (descargas/km/año)
0.35
Tasa de flameo por descargas atmosféricas (descargas/km/año) - Con pararrayos de línea
0.30
0.25
0.20
0.15
0.10
0.05
1
5
9
13
17
21
25
29
33
37
41
45
49
53
57
61
65
69
73
77
81
85
89
93
97
101
105
109
113
117
121
125
129
133
137
141
145
149
153
157
161
165
169
173
177
181
185
189
193
197
201
205
0.00
N° de Estructura
Descargas en C.G. Flameo Inv. Con TLA
Fuente: Elaboración propia
Descargas en Fase Flameo Con TLA
Nota:
TLA: Transmission Line Arrester
(pararrayos de línea)
83
CAPÍTULO V
5. DISCUSIÓN DE RESULTADOS
5.1. Tasa de flameo por descargas atmosféricas (sin pararrayos de línea) VS
Resistencia de puesta a tierra
Es sabido de la influencia que tiene resistencia de puesta a tierra en las estructuras
(resistencia de pie de torre) frente las sobretensiones de descargas atmosféricas; a mayor
resistencia de la puesta a tierra, mayores serán los sobrevoltajes generados en la estructura,
debido a que la onda de sobretensión es reflejada por la alta resistencia; pero, en la Figura 29
notamos que no necesariamente las zonas con alta resistencia de puesta a tierra son las de
mayor tasa de flameo por descargas atmosféricas, este resultado también se ve influenciado
por la cantidad de rayos que caen en la zona, el ángulo de apantallamiento de las estructuras,
la ubicación de la estructura que visualizamos en el modelo electro-geométrico modificado y
la longitud de los vanos.
(Zapata García, 2004) en su tesis “Implementación de Pararrayos en la Línea 230 kV
Brillantes - La Esperanza para reducir salidas forzadas por descargas electroatmosféricas”
contempla la instalación de los pararrayos de línea en las estructuras que superen los 14
ohmios de resistencia de pie de torre, con la metodología planteada en esta tesis verificamos
que considerar solo la resistencia de pie de torre como único parámetro para seleccionar las
estructuras donde deberían instalarse los pararrayos de línea es muy limitada por las razones
que se explica líneas arriba y se verifica en la Figura 29.
5.2. Tasa de flameo por descargas atmosféricas (sin pararrayos de línea) VS
Densidad de Descargas a Tierra
La Densidad de Descargas a Tierra rayos/km²/año (DDT) es un factor importante a
considerar ya que los datos que se obtienen son focalizados para cada estructura de la línea,
esto permite poder identificar las zonas con mayor densidad de rayos, el cual, sumado a otros
factores como los mencionados en el ítem anterior nos permiten determinar las estructuras en
84
las que deben instalarse los pararrayos de línea. La Figura 30, nos muestra que la tasa de
flameo por descargas atmosféricas es dependiente de los distintos parámetros mencionados, y
verificamos lo que nos indica la norma (IEEE 1410, 2011) referente al apantallamiento
natural que tiene la geografía del lugar donde se encuentra la estructura y como este reduce la
tasa de descargas atmosféricas en la estructura.
85
Figura 29
Tasa de flameo por descargas atmosféricas - Sin pararrayos de línea VS Resistencia de Puesta a Tierra
Tasa de flameo por descargas atmosféricas (rayos/km/año) - Sin pararrayos de línea VS
Resistencia de Puesta a Tierra
0.30
2500
2000
0.25
1500
0.20
0.15
1000
0.10
500
0.05
0
1
5
9
13
17
21
25
29
33
37
41
45
49
53
57
61
65
69
73
77
81
85
89
93
97
101
105
109
113
117
121
125
129
133
137
141
145
149
153
157
161
165
169
173
177
181
185
189
193
197
201
205
0.00
N° de Estructura
Descargas en C.G. Flameo Inv. Sin TLA
Fuente: Elaboración propia
Descargas en Fase Flameo Sin TLA
Resistencia suelo Ro [m]
Nota:
TLA: Transmission Line Arrester
(pararrayos de línea)
Resistencia de puesta a tierra (ohm)
Tasa de flameo (rayos/km/año)
0.35
86
Figura 30
Tasa de flameo por descargas atmosféricas - Sin pararrayos de línea VS Densidad de descargas a tierra
40
35
30
0.25
25
0.20
20
0.15
15
0.10
DDT (rayos/km²/año)
0.30
Tasa de flameo por descargas atmosféricas (rayos/km/año) - Sin pararrayos de línea VS
Densidad de descargas a tierra (rayos/km²/año)
10
0.05
5
0.00
0
1
5
9
13
17
21
25
29
33
37
41
45
49
53
57
61
65
69
73
77
81
85
89
93
97
101
105
109
113
117
121
125
129
133
137
141
145
149
153
157
161
165
169
173
177
181
185
189
193
197
201
205
Tasa de flameo (rayos/km/año)
0.35
N° de Estructura
Descargas en C.G. Flameo Inv. Sin TLA
Fuente: Elaboración propia
Descargas en Fase Flameo Sin TLA
Número Descargas rayos/km²/año [Ng]
Nota:
TLA: Transmission Line Arrester
(pararrayos de línea)
87
6. PRUEBA DE HIPÓTESIS
En cuanto a la Hipótesis General: “Si se plantea una Metodología de ubicación de
pararrayos entonces se podrá optimizar su distribución en la línea de transmisión 69 kV
Mollepata – Cangallo”.
Se afirma que esta hipótesis es verdadera, porque hemos podido determinar la tasa de
flameo de cada estructura y con esto seleccionar y optimizar el uso de los pararrayos de línea
en las estructuras que presentan altas tasas de flameo ya sea BFR y/o SSFOR; de esta forma
mejorar la tasa LFOR de la línea de transmisión Mollepata – Cangallo 69 kV.
En cuanto a la primera Hipótesis Específica: “Si podemos identificar la geografía del
terreno entonces se podrá determinar las zonas de apantallamiento natural”.
Se afirma que esta hipótesis es verdadera, porque aplicando el modelo electro
geométrico modificado, podemos determinar como la geografía del terreno actúa como un
apantallamiento natural protegiendo una o más fases de la estructura.
En cuanto a la segunda Hipótesis Específica: “Si modelamos correctamente el
comportamiento de suelo para cada estructura podemos determinar su influencia en la
disipación de las descargas atmosféricas”.
Se afirma que esta hipótesis es verdadera, porque se ha verificado que a altas
resistencia de pie de torre la corriente crítica de flameo es menor en comparación con
estructuras cuyas resistencias de pie de torre son bajas.
En cuanto a la tercera Hipótesis Específica: “Si se emplea el software ATPDraw se
podrá modelar el comportamiento de las descargas atmosféricas y su influencia en la tasa de
descargas atmosféricas en la línea de transmisión”.
88
Se afirma que esta hipótesis es verdadera, porque hemos corroborado que es posible
modelar y evaluar todos los componentes de la línea de transmisión (torre, geometría de la
torre, cables, aisladores y resistencia de pie de torre) para cada estructura, y con esto
determinar la corriente crítica de flameo, con la cual se puede hallar la tasa de flameo BFR,
SSFOR y LFOR de la línea de transmisión Mollepata - Cangallo 69 kV.
89
CONCLUSIONES
1. Se ha planteado una metodología para optimizar la ubicación de los pararrayos de línea a
lo largo de la línea de transmisión, utilizando el mapa ceraúnico del Osinergmin, el
modelo electro geométrico modificado y la simulación en el software ATP Draw para
determinar la corriente crítica de flameo en cada estructura de la línea, con esta
información se determina las tasas de flameo en cada estructura y la suma de estas nos da
como resultado la tasa de salida de la línea LFOR de 14.04 descargas/100km/año, el cual
se mejora con el uso de pararrayos de línea, que son instaladas en las estructuras que
presentan una alta tasa de flameo por descarga atmosférica > 0.075 descargas/km/año,
reduciéndose el LFOR a 4.81 descargas/100km/año. Instalándose en un total de 46
estructuras unos 138 pararrayos de línea.
2. Para analizar el apantallamiento por la geografía de la ruta de la línea se utilizó el modelo
electro geométrico modificado, el cual considera la pendiente ortogonal del suelo, con el
cual podemos discriminar entre un impacto de rayo en el cable de guarda o en el
conductor de fase, el resultado del BFR y sobre todo SFFOR son indicadores que
podemos utilizar haciendo uso de la recomendación del IEEE 1243-1997, quienes
recomiendan un valor máximo SFFOR de 0.20 descargas/100km/año como práctica
general, para poder llegar a esta tasa SFFOR de 0.20 descargas/100km/año se deberían
instalar los pararrayos de línea en las estructuras > 0.010 descargas/km/año, en un total de
144 estructuras y 432 pararrayos de línea.
3. Para determinar la influencia del suelo se implementó un modelo vano por vano
considerando a todas las estructuras de la línea con sus respectivas resistencias de pie de
torre en el software ATP Draw.
90
El objeto TGIR creado en el ATP Draw por Zacharias G. Datsios, Pantelis N.
Mikropoulos y Thomas E. Tsovilis, nos ayuda a representa el comportamiento de la
resistencia de pie de torre recomendado por el CIGRE, ya que este modelo considera la
ionización del suelo en función de la corriente de rayo que llega a la base de la estructura
haciendo variar el valor de la resistencia.
El objeto ISF creado en el ATP Draw por Zacharias G. Datsios, Pantelis N. Mikropoulos y
Thomas E. Tsovilis, nos ayuda a representar el modelo de progresión del líder
recomendado por el CIGRE para los aisladores de una manera más realista frente a las
descargas atmosféricas. Ya que estas no se cortocircuitan al superar el CFO del aislador,
sino que necesitan que el voltaje inyectado por el rayo sea de forma continua por un
periodo de tiempo que permitirá el desarrollo de los líderes prosiguiendo con el flameo del
aislador.
Modelar cada estructura con su resistencia de pie de torre y aisladores es determinante
para hallar el valor de la corriente crítica que ocasionara el flameo y flameo inverso en los
aisladores en cada estructura de manera independiente.
4. Con los datos obtenidos hemos podido obtener las tasas BFR de 12.09
descargas/100km/año, SFFOR de 1.95 descargas/100km/año y LFOR de 14.04
descargas/100km/año. Con estos datos la cantidad de pararrayos de línea a implementarse
en la línea de transmisión dependerá del propietario de la línea y el factor económico, en
la presente tesis se muestra la cantidad mínima de pararrayos de línea que se necesitan
para poder cumplir con la recomendación del OSINERGMIN de 5 descargas/100km/año,
para lo que se requiere instalar pararrayos de línea en las estructuras con tasa de flameo
por descarga atmosférica > 0.075 descargas/km/año.
91
RECOMENDACIONES
Se sugieren realizar las siguientes recomendaciones para estudios posteriores:
1. Todo el análisis se hizo asumiendo que la trayectoria de la descarga de retorno del líder es
vertical. Se tienen reportes de flameos en los aisladores por causa de descargas con
trayectoria inclinada e incluso horizontales. Se recomienda realizar estudios considerando
descargas con trayectoria inclinada u horizontal y evaluar el comportamiento de la tasa de
flameo.
2. La instalación de los pararrayos de línea se realizó en las 03 fases de la estructura, para
poder minimizar la cantidad de pararrayos de línea se sugiere realizar el análisis en cada
estructura instalando pararrayos de línea en 02 y 01 fase respectivamente.
3. El modelo electro geométrico modificado que se utilizó en la presente tesis considera el
apantallamiento natural que existe por la pendiente del terreno que atraviesa la línea.
También se recomienda para futuros estudios realizar un análisis con los objetos
existentes como los árboles.
4. Debemos tener en cuenta que la resistencia del suelo es variante conforme pasen los años.
Por lo que es recomendable tener mediciones más actuales y con sistemas de aterramiento
que perduren en el tiempo.
92
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95
ANEXOS
ANEXO A:
PLANILLA DE ESTRUCTURAS