Ejemplo DE Coordinacion DE Aislamiento PDF

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Apuntes Cálculo Y Diseño De Subestaciones ETSIDI UPM...

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EJEMPLO DE COORDINACION DE AISLAMIENTO Se desea elegir el nivel de aislamiento para los aislamientos externos e internos de la subestación de intemperie, S1, de 132 kV / 15 kV, mostrada en la figura 2, situada a 1000 m de altitud, en una zona de gran concentración de industrias que producen un nivel de contaminación fuerte. El neutro del transformador del los arrollamientos de 132 kV se conecta rígidamente a tierra y los arrollamientos del lado de 15 kV están conectados en triángulo. Se dispone de un juego de pararrayos, P1, en cada entrada de línea y de un juego de pararrayos, P2, en la proximidad del transformador. A la salida del transformador de potencia se instala otro juego de pararrayos, P3, para proteger el aislamiento del lado de 15 kV del transformador y los aislamientos externos de la subestación en ese lado. Considérese que la sobretensión temporal máxima fase-tierra y entre fases que puede aparecer en el lado de 132 kV de la subestación, debida a una pérdida de carga, puede alcanzar el valor de 1,25 p.u. y de 1,2 p.u en el lado de 15 kV. Las sobretensiones por pérdida de carga se producen por ausencia de caída de tensión en las líneas, en los transformadores y generador que alimentaba la carga. A esta sobretensión hay que añadir el efecto Ferranti o incremento de tensión que supone la carga puramente capacitiva de una línea de gran longitud abierta. Se producen sobretensiones mayores cuando las líneas son largas, la potencia de cortocircuito de la red es baja y la carga desconectada es de gran valor. Las sobretensiones temporales más desfavorables se producen cuando la pérdida de carga afecta a un transformador de generación, pudiendo alcanzar valores de 1,5 p.u. si se trata de hidrogeneradores. Mediante estudios de simulación se pueden evaluar las sobretensiones transitorias de maniobra en los aislamientos situados a la entrada de línea de la subestación, S1, cuando está abierto el interruptor a la entrada de la subestación, I1, producidas por el reenganche del interruptor situado en la subestación, S2. El valor de sobretensión fasetierra de probabilidad del 2% de ser superada en estas condiciones es ue2 =2,5 p.u. y la correspondiente sobretensión fase-fase es de up2 =3,75 p.u. Análogamente el análisis de sobretensiones de maniobra en los aislamientos de la subestación, S1, debidos a la conexión y reenganche de los interruptores de la propia subestación, S1, permite evaluar la sobretensión fase-tierra ue2 =1,8 p.u. y la sobretensión fase-fase up2 =2,7 p.u., para el lado de 132 kV y sobretensiones ue2 =2,2 p.u. y up2 =3,0 p.u., para el lado de 15 kV. La configuración y explotación de la subestación, S1, permiten considerar que al menos permanecen siempre conectadas dos líneas en el lado de 132 kV de la subestación (nAT=2) y tres líneas en el lado de 15 kV (nBT=3).

Figura 2. Esquema de la red de 132 kV /15 kV con los pararrayos, P1, P2, P3, de la subestación S1.

El pararrayos P1 se sitúa próximo a la entrada de la subestación, para proteger a los interruptores de entrada, con una distancia máxima de bucle de protección, L1= 20 m, (véase la definición de L1 en la figura 3). El pararrayos, P2, se sitúa próximo al transformador, con unas distancias de bucle de protección al transformador, L2= 10 m, y al resto de los aislamientos externos que protege de la subestación, L3=40 m (véase la figura 4). Finalmente, el pararrayos, P3, está situado próximo al transformador, con unas distancias de bucle de protección, al transformador, L4= 8 m, y al resto de aislamientos externos de la subestación hasta los interruptores de entrada al transformador, L5=25 m (véase la figura 5).

L1=a1+a2+a3+a4 a3=9,5 m

a1 Trafo de Tensión

Pararrayos P1

Seccionador Trafo de corriente

a4

a2 2,5 m

3,5 m

3,5 m

2,5 m

Figura 3. Bucle de protección L1 del pararrayos P1.

Interruptor automático I1

L3=a1+a2+a3’’+a4 L2=a1+a2+a3’+a4 Interruptor automático, I2

Trafo de corriente

a3’

a3’’

Transformador de potencia

a1 Pararrayos P2

a4

a2 2,5 m

2,5 m

2,5 m

Figura 4. Bucles de protección L2 y L3 del pararrayos P2.

L4=a1+a2+a3+a4 Interruptor automático,

L5=a1+a2+a3´+a4 a3

a3’ a1 a4

Pararrayos P3

a2

Figura 5. Bucles de protección L4 y L5 del pararrayos P3.

Equipo a proteger

donde, para las figuras 3, 4 y 5: a1: longitud del conductor que conecta el pararrayos a la línea. a2: longitud del conductor que conecta el pararrayos a tierra. a3: longitud del conductor de fase entre el pararrayos y el equipo protegido. a4: longitud del pararrayos. zg: impedancia de puesta a tierra. U: sobretensión incidente. Las características de los pararrayos del lado de 132 kV y del lado de 15 kV se indican en la tabla 4. Con fines de homogenización se considera el mismo tipo de pararrayos P1 y el P2 para el lado de 132 kV tensión. Tabla 4.- Características de los pararrayos seleccionados

Parámetro Tensión de servicio continuo, Uc(kV) Tensión asignada, Ur (kV) Corriente de descarga, In(8/20) (kA) Clase de descarga, (kJ/KVr ) Protección contra el rayo, Upl(kV) (8/20) Tensión soportada al rayo, LIWV (kV) Coeficiente protección al rayo, CP (LIWV/U pl) Protección maniobra, Ups( kV) (30/60) Línea de fuga aislamiento externo (mm)

Lado de 132 kV Us=145 kV

Lado de 15 kV Us=17,5 kV

96 120 10 3 288 650 2,3 236 3835

19,2 24 10 1 63,6 125 2,0 46,4 Silicona

Considérese que las líneas de 132 kV y de 15 kV que llegan o parten de la subestación son de un solo conductor por fase y sus apoyos son metálicos con una longitud de vano de 250 m en el lado de 132 kV y de 150 m en el lado de 15 kV. La tasa anual de cebados en los conductores de fase, por descargas directas, sobretensiones inducidas o cebado inversos, por unidad de longitud, en las líneas de 132 kV, al estar apantalladas con cable de guarda, es solo de 2 cebados/año cada 100 km, mientras que en las líneas de 15 kV, al no estar apantalladas, alcanza los 6 cebados/año cada 100 km. Considérese también aceptable, un fallo de aislamiento en el equipo protegido cada 400 años.

Resolución del ejemplo El procedimiento de coordinación de aislamiento se aplica a la subestación S1. Al tratarse de una red de 132 kV, el nivel de aislamiento normalizado se define por las tensiones soportadas normalizadas a frecuencia industrial y a impulsos tipo rayo, entre fases y entre fase y tierra. Por lo tanto, las sobretensiones de maniobra se tendrán que transformar en tensiones equivalentes a frecuencia industrial y a impulso tipo rayo que el aislamiento deberá ser capaz de soportar.

Deben distinguirse tres posibles niveles de aislamiento, diferentes, en lado de 132 kV: a) Aislamientos situados en la entrada de línea de la subestación S1, (transformador de tensión, seccionador, transformador de corriente e interruptor, mostrados en la figura 3) que pueden quedar conectados en el extremo de la línea aérea abierta cuando el interruptor de entrada, I1, de la subestación esté abierto y que quedarán protegidos por el pararrayos P1. b) Aislamientos del transformador de corriente, interruptor de la subestación, I2, y transformador de potencia de la figura 4, que quedan protegidos por el pararrayos P2. c) Aislamiento interno del lado de 132 kV del transformador de potencia que queda protegido por el pararrayos P2, véase figura 4. Para el lado de 15 kV, según figura 5, se deben considerar dos posibles niveles de aislamiento diferentes: a) Aislamiento del material situado aguas abajo del transformador de potencia. b) Aislamiento interno del lado de 15 kV del transformador de potencia. A) Determinación de los niveles de aislamiento del lado de 132 kV Paso 1.- Determinación de las tensiones representativas Urp Paso 1.1.-Tensión a frecuencia industrial permanente: La tensión permanente más importante es la tensión máxima de servicio continuo de la red Us. Para el lado de 132 kV, la tensión más elevada de servicio continuo es Us=145 kV (valor eficaz entre fases). Consecuentemente, el material instalado debe ser de una tensión más elevada, Um, igual o superior a Us: Um  145 kV Teniendo en cuenta el fuerte nivel de contaminación, la línea de fuga mínima recomendada para los aislamientos de porcelana de exterior será de 25 mm/kV, según lo establecido en la tabla 1 de la ITC RAT 09 para el nivel III. Por lo que la línea de fuga mínima requerida para los aislamientos es 25 mm / kV  145 kV  3 625 mm . Paso 1.2. Sobretensiones temporales. Las sobretensiones temporales representativas son debidas a: - Cortocircuitos monofásicos que provocan sobretensiones fase-tierra. Al tratarse de una red con neutro a tierra el factor de defecto a tierra considerado es de k=1,4. Por lo que la sobretensión representativa fase-tierra será: Sobretensión fase-tierra

U rp = 1,4  145/ 3 = 117,2 kV

- Pérdidas de carga por apertura de interruptor en S1 que producen sobretensiones fase-tierra y entre fases en el lado de 132 kV. Según el enunciado, las sobretensiones en la subestación, S1, por pérdida de carga en su salida pueden llagar a valer 1,25 p.u., lo cual se traduce en las sobretensiones representativas fase-tierra y fase-fase de valores: Sobretensión fase-tierra Sobretensión fase-fase

U rp = 1,25  145/ 3 = 104,6 kV U rp = 1,25 . 145 = 181,3 kV

Por lo que las sobretensiones representativas más elevadas obtenidas son: Sobretensión fase-tierra (por falta a tierra) Urp =117,2 kV Sobretensión fase-fase (por pérdida de carga) Urp =181,3 kV

Paso 1.3.- Sobretensiones transitorias de frente lento (maniobra) Las sobretensiones de frente lento debidas a defectos a tierra únicamente deben ser consideradas si el neutro hubiera estado conectado a través de una bobina de compensación. Al tratarse de neutro rígidamente a tierra no se consideran. Igualmente las sobretensiones por impactos de rayo lejanos, aunque también son de frente lento, no constituyen un problema de aislamiento para la subestación, S1. Para la determinación de las sobretensiones representativas de frente lento, es necesario distinguir entre los equipos situados a la entrada de la subestación, S1, que pueden quedar conectados a la línea aérea cuando el interruptor de entrada, I1, esté abierto y por lo tanto quedan situados en el extremo alejado de una línea abierta, y los equipos situados en el interior de la subestación, S1. - Sobretensiones en los equipos situados a la entrada de la subestación S1. Los estudios de red han demostrado que las maniobras de conexión y reenganche de línea en la subestación, S2, pueden provocar sobretensiones en el extremo alejado de la línea abierta para los equipos situados en la entrada de la subestación, S1, fase-tierra y entre fases, cuyos valores de truncamiento Uet y Upt , se determinan a partir del valor de sobretensión fase-tierra y fase-fase de probabilidad del 2% de ser superada, ue2 (p.u.) y up2 (p.u.) respectivamente. Las expresiones matemáticas siguientes se aplican cuando el método utilizado para determinar la distribución de sobretensiones se basa en el valor de cresta de la mayor sobretensión de las fases en cada maniobra (véase anexo D de la norma UNE EN 60071-2): Sobretensiones fase-tierra:

U et  1,25  u e 2  0 ,25 

2 3

Us

Sobretensiones fase-fase: Upt  1,25  up 2  0 ,43 

2 3

U s

donde, según el enunciado, ue2=2,5 p.u. y up2=3,75 p.u. , y los valores de cresta de las sobretensiones fase-tierra y fase-fase, con un 2 % de probabilidad de descarga se calculan como:

U e 2  ue 2  U p 2  u pe2 

2 2  U s  2 ,5   145  296 ,0 kV 3 3 2 2  U s  3,75   145  444 ,0 kV 3 3

Sustituyendo, resultan las siguientes sobretensiones de truncamiento: Sobretensiones fase-tierra: U et  1,25  u e 2  0 ,25 

2 3

 U s  1,25 .2 ,5  0 ,25  

2

 145  2 ,88  118,39  340 ,4 kV

3

Sobretensiones fase-fase: U pt   1,25  u p 2  0 ,43 

2 3

 U s  1,25 .3 ,75  0 ,43 

2 3

 145  4 ,26  118,39  504,1 kV

- Sobretensiones en los equipos situados en el resto de la subestación S1. Las sobretensiones de maniobra de los propios equipos de la subestación, S1, son debidas a la conexión y reenganche local de los interruptores de la subestación, S1. Estas sobretensiones son muy inferiores a las obtenidas por las maniobras en la subestación alejada, S2. Según el enunciado, los valores resultantes de las correspondientes simulaciones de maniobras son los siguientes: ue2=1,8 p.u. y up2=2,7 p.u., y los valores de cresta de las sobretensiones fase-tierra y fase-fase, con un 2 % de probabilidad de descarga se calculan como:

2  U s  1,8  3 2  u pe2   U s  2 ,7  3

U e 2  ue 2  U p2

2  145  213,1 kV 3 2 145  319 ,7 kV 3

Sustituyendo resultan las siguientes sobretensiones: Sobretensiones fase-tierra: U et  1,25  u e 2  0,25  

2 3

 U s  1,25 .1,8  0,25  

2 3

 145  236 ,8 kV

Sobretensiones fase-fase: U pt  1,25  u p 2  0 ,43 

2 3

 Us  1,25  2 ,7 0 ,43

2 3

145  348 ,7 kV

Los valores de las sobretensiones representativas corresponden al menor valor entre la tensión de truncamiento y el nivel de protección bajo impulsos tipo maniobra del pararrayos. En las tablas 5 y 6 se muestran los valores de las sobretensiones de frente lento para el equipamiento situado a la entrada de la subestación (tabla 5) y para los situados en el resto de la subestación (tabla 6). Tabla 5. Sobretensiones representativas de frente lento, para equipos situados en la entrada de la subestación, S1.

Equipos situados a la entrada de la subestación S1 Fase-tierra Fase-fase

Nivel de protección a impulsos tipo maniobra (kV) Ups =236 2Ups =472

Sobretensión maniobra Valor de truncamiento (kV) Uet =340,4 Upt =504,1

Sobretensión representativa Urp (kV) 236 472

Tabla 6. Sobretensiones representativas de frente lento, para equipos situados dentro de la subestación, S1.

Resto de equipos situados en la subestación S1 Fase-tierra Fase-fase

Nivel de protección a impulsos tipo maniobra (kV) Ups =236 2Ups 472

Sobretensión maniobra Valor de truncamiento (kV) Uet =236,8 Upt =348,7

Sobretensión representativa Urp (kV) 236 348,7

Paso 2. Determinación de las tensiones soportadas de coordinación, Ucw Los valores de las sobretensiones soportadas de coordinación aplicando el método determinista vienen dados por la expresión siguiente: U cw  K c  U rp

donde el valor del parámetro, Kc, depende del tipo sobretensión y del aislamiento protegido por los pararrayos P1 y P2, como se desarrolla seguidamente.

Paso 2.1. Tensiones soportadas de coordinación temporales Para las sobretensiones temporales el factor de coordinación, Kc, se toma igual a 1, por tanto: Tensión soportada fase-tierra (por falta a tierra), Ucw =117,2 kV Tensión soportada fase-fase (por pérdida de carga), Ucw =181,3 kV

Paso 2.2.- Sobretensiones de frente lento (maniobra) Para los equipos protegidos por pararrayos, la máxima sobretensión fase-tierra estará limitada por el nivel de protección a impulsos tipo maniobra del pararrayos Ups y la máxima sobretensión fase-fase estará limitada a 2Ups, aunque en ciertos casos la propia sobretensión de la red es inferior al valor limitado por el pararrayos (por ejemplo en la tabla 6). Si se utiliza la aproximación determinista, el factor de coordinación, Kcd, se halla a través de la gráfica de la figura 6, conocidas las relaciones (Ups/ Ue2) y (2.Ups/Up2).

Figura 6.- Evaluación del factor de coordinación determinista Kcd (a: fase-tierra, b: fase-fase)

En la tabla 7 se muestra el cálculo de los factores de coordinación para las tensiones soportadas de coordinación correspondientes a los aislamientos situados a la entrada de la subestación, S1, y en la tabla 8, para el resto de aislamientos de la subestación. Tabla 7.- Tensiones soportadas de coordinación para los aislamientos situados a la entrada de la subestación, S1. Equipos situados a la entrada de subestación, S1 fase-tierra curva (a) fase-fase curva (b)

Nivel de protección a impulsos tipo maniobra (kV)

U ps 236   0 ,8 U e 2 296 2  U ps 472   1,06 U p2 444

Kcd (figura 6)

Tensión soportada de coordinación Ucw Ucw = Kcd . Urp

1,08

254,9 kV

1,0

472 kV

Nótese que el pararrayos limita las sobretensiones maniobra fase-tierra por lo que se produce un cambio brusco de la pendiente de la distribución estadística de las sobretensiones. Este cambio es tanto más pronunciado cuanto más bajo es el nivel de protección, Ups, comparado con las amplitudes de sobretensiones de frente lento previsibles, Ue2. En estos casos pequeñas variaciones del nivel de tensión soportado por el aislamiento tienen un gran impacto en el riesgo de fallo, por lo que el factor de coordinación determinista depende de la relación Ups / Ue2. Tabla 8. Tensiones soportadas de coordinación para el resto de aislamientos de la subestación, S1. Nivel de protección a Tensión soportada de Kcd Resto de equipos situados impulsos tipo maniobra coordinación Ucw en la S1 (figura 6) (kV) Ucw = Kcd . Urp fase-tierra curva (a) fase-fase curva (b)

U ps



U e2 2  U ps U p2

236  1,11 213



472  1,47 320

1,01

238,4 kV

1,0

348,7 kV

Paso 2.3. Sobretensiones de frente rápido (tipo rayo) Para determinar la sobretensión de coordinación de frente rápido se utiliza la aproximación estadística simplificada establecida en el anexo F de la norma UNE EN 60270-2. La sobretensión representativa en el equipo a proteger se estima a partir de la siguiente relación: U rp  U pl  2  S  T

cuando

2  S  T  U pl

U rp  2 U pl

cuando

2  S  T  U pl

donde: Upl, es el nivel de protección a impulsos tipo rayo del pararrayos. S, es la pendiente del frente del impulso. T, es el tiempo de propagación de ondas entre el punto donde se ubica el pararrayos y el punto donde se sitúa el aislamiento a proteger. El tiempo, T , viene definido por la longitud del bucle de protección, L, que forma el pararrayos y el equipo protegido (véase figuras 3, 4 y 5) dividido por la velocidad de propagación del rayo (en el aire corresponde con la velocidad de la luz, c). La pendiente S es inversamente proporcional a la distancia recorrida por el rayo, X, entre el punto de caída y el pararrayos, al efecto corona, Kco, y al número de líneas conectadas en la subestación, n, donde se encuentra el aislamiento a proteger. La longitud, X= Lsp + La, se adopta como la distancia para la cual la pendiente del rayo es la más representativa. Obsérvese que el valor de X es, al menos, la longitud

del primer vano de llegada de la línea a la subestación, Lsp, ya que se supone que el cebado del rayo no se producirá en el apoyo de entrada de la línea a la subestación al ser su puesta a tierra muy buena, sino en el apoyo anterior, situado a una distancia, Lsp. Además, la longitud, X, será tanto mayor cuanto mejor esté apantallada la línea, lo cual se tiene en cuenta a través del término La. Resultando finalmente la ecuación siguiente: U cw  U pl  Ucw  2  U pl

A L  n L sp  La

cuando

2  S  T  U pl

cuando

2  S  T  U pl

donde: A  2 / c  K co , es el parámetro establecido en la tab...