5 Subestaciones Elã‰Ctricas
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SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Por: César Chilet León 2013
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SUBESTACIONES ELÉCTRICAS
Por: César Chilet León 2013
Contenido
Subestación eléctrica
Clasificación
Elementos principales
Configuración o esquema
Buses o barras colectoras
Tipos de arreglos
2
SUBESTACIÓN ELÉCTRICA3
Subestación eléctrica 4
Es un nudo físico del sistema eléctrico de potencia, en el cual se transforma la energía a niveles adecuados de tensión para su transporte, distribución o consumo, con determinados requisitos de calidad.
Conformada por un conjunto de equipos utilizados para controlar el flujo de potencia y garantizar la seguridad del sistema por dispositivos automáticos de protección.
Subestación eléctrica
Función: punto de interconexión del sistema de generación con el de transmisión y distribución.
5
Subestación eléctrica 6
Constituido por circuitos de entrada y salida, conectados a un punto común, barraje de la subestación. Cuenta para ello con: Equipamiento de AT: donde el interruptor es el
principal componente de un circuito, complementándose con los transformadores de instrumentación, seccionadores y pararrayos.
Equipamientos secundarios: equipos de control, protección, comunicaciones y servicios auxiliares.
Características de operación de las subestaciones
7
Flexibilidad8
La flexibilidad es la propiedad de la
instalación para adaptarse a las diferentes
condiciones que se puedan presentar, bien sea
por mantenimiento, por cambios en el sistema o
por fallas.
Confiabilidad9
La confiabilidad se define como la propiedad
de que una subestación pueda mantener el
suministro de energía, bajo la condición de que
al menos un componente de la subestación
pueda repararse durante la operación.
Seguridad10
La seguridad es la propiedad de una
instalación de operar adecuadamente bajo
condiciones normales y anormales de manera
que se evite el daño en los equipos o riesgo
para las personas.
Modularidad11
Es la facilidad que tiene una subestación para
cambiar de configuración cuando sus
necesidades o el sistema lo requieran
CLASIFICACIÓN12
Clasificación de las subestaciones 13
Las Subestaciones pueden clasificarse bajo unos criterios básicos que cubran los tipos existentes dentro de nuestro medio:
Por su función dentro del sistema de potencia. Por su tipo de operación. Por su forma constructiva.
Clasificación de las Subestaciones por su función dentro del sistema
14
Clasificación de las Subestaciones por su función dentro del sistema
15
Subestación de Generación
Subestación de transmisión
Subestación de subtransmisión
Subestación de distribución
Subestación de Generación
Es la estación primaria de la energía producida por las plantas generadoras, su objetivo esencial es transformar el voltaje a niveles altos para lograr economía con la reducción de la corriente.
16
Subestación de transmisión
Su función es
interconectar las
diferentes líneas de
transmisión de
500kV, 220 kV,
138kV.
17
Subestación de subtransmisión18
Son aquellas que alimentan o interconectan
líneas de nivel intermedio de tensión, 110kV o
60 kV, para transporte a distancias
moderadas y de cargas no muy altas, con
cargas distribuidas a lo largo de la línea.
Subestación de distribución19
Su función es reducir la tensión a niveles de
distribución 20; 22,9;10 kV para enviarla a los
centros de consumo industrial o residencial, donde
los transformadores de distribución instalados a lo
largo de los circuitos, se encargan de reducir los
niveles a baja tensión (220V), para alimentar a los
usuarios.
Clasificación de las Subestaciones por tipo de operación
20
Clasificación de las Subestaciones por tipo de operación
Subestación de transformación Son estaciones que
transforman la tensión dentro del sistema de potencia, a valores adecuados para su transporte o utilización
21
Clasificación de las Subestaciones por tipo de operación Subestación de maniobra Su función es unir algunas
líneas de transporte con otras de distribución, con el propósito de dar mayor confiabilidad y continuidad al servicio; el nivel de tensión es uno solo, por lo tanto no se utilizan transformadores de potencia que eleven o reduzcan la tensión.
22
Clasificación de las Subestaciones por su forma constructiva
23
Por su montaje
Subestaciones Interiores:
Donde sus elementos
constitutivos se instalan
en el interior de
edificios apropiados
24
Por su montaje
Subestaciones Exteriores o a la Intemperie: Sus elementos constitutivos se instalan a las
condiciones ambientales.
25
Por su montaje
Subestaciones eléctricas blindadas El equipamiento está totalmente protegido del medio
ambiente. El espacio que ocupan es muy reducido,
26
Por su montaje
Aplicación: hospitales, interior de fábricas, auditorios, centros comerciales, lugares densamente poblados, sitios con alto índice de contaminación o cualquier otro espacio donde no se cuenta con una extensión grande de terreno para la instalación de una subestación convencional.
27
Subestaciones eléctricas blindadas
Por su montaje
El espacio que ocupa es la décima parte de una subestación convencional, todas las partes vivas y equipos que soportan la tensión están contenidos dentro de envolventes metálicos que forman módulos fácilmente conectados entre sí.
28
Subestaciones eléctricas encapsuladas (GIS)El equipamiento se encuentra totalmente protegido del medio ambiente.
Por su montaje 29
Estos módulos se encuentran dentro de una atmósfera de gas seco y a presión que en la mayoría de los casos es hexafluoruro de azufre (SF6).
Por lo general, se construyen en lugares donde no se cuenta con una extensión grande de terreno.
Subestaciones eléctricas encapsuladas (GIS)
Por su montaje 30
Este tipo de subestaciones modulares presentan características de las subestaciones convencionales y de las subestaciones encapsuladas.
Subestaciones eléctricas tipo híbrido (HIS)
Por su montaje 31
Subestaciones eléctricas tipo híbrido (HIS)
Por su montaje 32
Las barras siguen estando aisladas en aire, pero el equipo viene integrado en un compartimento aislado en gas.
Así se puede compactar una fase de una subestación tipo intemperie aislada en aire en un elemento sencillo y de mucho menor tamaño;
Requerimiento: menos de la mitad de espacio que una subestación convencional,
Otras ventajas: construcción muy sencilla, fácil y económica.
Subestaciones eléctricas tipo híbrido (HIS)
Por su tipo de equipo
a. Subestación Convencional: Es del tipo exterior pero la instalación de su equipo es abierta, sin que nada los proteja.
33
Por su tipo de equipo
b. Subestación Encapsulada: Es una subestación cuyas partes vivas y equipos que soportan tensión están contenidos dentro de envolventes metálicos. Por ejemplo las Subestaciones encapsuladas en SF6.
34
Por su tipo de equipo 35
c. Subestación Móvil: Se caracteriza porque todo el conjunto de equipos está instalado sobre un remolque. Su objetivo básico es el de ser utilizado bajo circunstancias de emergencia, en cualquier punto del sistema.
ELEMENTOS PRINCIPALES36
Elementos principales37
La disposición, característica y cantidad de
equipo para cada subestación, depende
directamente de la configuración escogida.
Por lo tanto se hará una descripción general
y esencial aplicable a cualquier
configuración.
Elementos principales38
Son las Subestaciones del tipo convencional las que se tomarán como referencia, dado que es este el tipo de subestación más común.
En ellas se encuentran además de las estructuras y soportes que facilitan la llegada y salida de las líneas, un conjunto denominado "elementos principales de la subestación".
Elementos principales39
Estos elementos se clasifican en 3 categorías así:
Equipo de patio
Equipo de tablero
Servicios auxiliares
Equipo de patio 40
Equipo de patio
Son elementos constitutivos del sistema de potencia que se encuentran instalados en el patio de conexiones, generalmente a la intemperie, estando expuestos a las condiciones ambientales.
Transformador de Corriente (T.C)
Transformador de Potencial (T.P)
Transformador de Potencia
Interruptor (I) Seccionador (S) Pararrayos (P) Trampa de onda (T.O) Barrajes y Estructuras.
41
42
Equipos en una subestación
Equipo de patio 43
El espacio ocupado por el conjunto de equipos
pertenecientes a una misma salida de la
subestación se denomina "Campo" o "Bahía ".
Por ejemplo: Campo de Línea, Bahía de
Transformador, etc.
44
Patio de conexiones
Conjunto de equipos y barrajes de una subestación que tienen el mismo nivel de tensión y que están eléctricamente asociados.Generalmente ubicados en la misma área de la subestación.
45
Patio de transformadores
Área de la subestación en donde se ubican los transformadores depotencia. Generalmente entre patios de conexión de diferenteniveles de tensión.
Equipos en una subestación
Interruptor:
Maniobra:
Control de flujo
Aisla para mantenimiento o trabajos
Protección:
Aisla elementos con falla (capaz de operar con Icc)
46
Equipos en una subestación
Transformadores de
instrumentación:interfaz entre la alta tensión y los equipos de medida, control y protección.
Transformadores de corriente
Transformadores de tensión
47
TC y TP48
Equipos en una subestación
Seccionadores:
o Aislan para mantenimiento
o Operan sin carga
49
Equipos en una subestación
Pararrayos:
Protección contra sobretensiones
50
Equipos de tablero 51
Son todos los elementos de: control, medición y
protección, indicadores luminosos y alarmas,
instalados en la casa de control y soportados por
los tableros de la subestación.
Su función es facilitar la supervisión y manejo de la
subestación, por parte del operador.
Equipos en una subestación52
Servicios auxiliares 53
Son todo el conjunto de instalaciones formadas por
las fuentes de alimentación de DC y de AC, de BT
que se utilizan para energizar los sistemas de
control, protección, señalización, alarmas y
alumbrado de una subestación, así como el sistema
contra incendio.
Servicios auxiliares 54
Las partes del sistema auxiliar son las siguiente:
Servicio de DC: Interruptores, tableros, baterías,
alumbrado de emergencia, cargadores.
Servicio AC: Calefacción, alumbrado, aire
acondicionado, ventilación, sistemas contra incendio,
etc.
Otros 55
Sala de control
Malla de tierra
Sistema de apantallamiento.
CONFIGURACION O ESQUEMA 56
Configuración o esquema 57
Es el tipo de arreglo o interconexión de los equipos
principales de conexión de una subestación, de tal
forma que su operación permita diferentes grados
de confiabilidad, seguridad o flexibilidad en la
operación de la subestación.
Básicamente está definida por los barrajes,
seccionadores e interruptores.
Disposición física de una subestación (LAY-OUT)
58
Es el ordenamiento o ubicación de los
diferentes equipos constitutivos del patio de
conexiones de una subestación para cada uno
de los tipos de configuración.
Diagrama unifilar 59
Es una representación esquemática de los elementos principales que constituyen un sistema de potencia eléctrica, o una parte específica de él.
Se elaboran con el objetivo de dar una idea general pero al mismo tiempo clara acerca del funcionamiento del sistema y de sus partes integrantes.
Se realizan en dos etapas, primero como diagramas unifilares simples y en una segunda fase, como diagramas unifilares elaborados o completos.
Diagrama unifilar 60
Diagrama unifilar simple 61
Es aquel en el que se consigna una información básica acerca del sistema, su forma general de funcionamiento, y los equipos principales que intervienen.
En una subestación, el diagrama unifilar simple es elaborado con el fin de consignar la información acerca de los equipos que la constituyen, y la forma en que están interconectados (configuración). Dicho diagrama contendrá información general sobre generadores, líneas, barrajes, transformadores de potencia, seccionadores e interruptores.
Diagrama unifilar simple 62
63 Diagrama unifilar simple
Diagrama unifilar elaborado 64
En un diagrama unifilar elaborado, además de la información que proporciona el diagrama simple, se adiciona información sobre los equipos de protección, control y medida.
Un diagrama unifilar elaborado, contendrá entonces información acerca de los transformadores de potencial y de corriente, utilizados en las funciones de medida y de protección; contendrá igualmente información acerca de los instrumentos de medida y protección etc.
Diagrama unifilar elaborado
65
Convenciones
Los diagramas
unifilares contienen
una serie de símbolos
que representan los
diversos equipos y
dispositivos.
66
Símbolos67
Símbolos68
69
BARRAS COLECTORAS70
Buses o barras colectoras
Conductor eléctrico flexible o rígido, ubicado en una subestación con la finalidad de servir como conector (nodo) de dos o más circuitos eléctricos que se conectan en la subestación.:
Bus rígido
71
Buses o barras colectoras 72
BUS RÍGIDO BUS FLEXIBLE
Buses o barras colectoras
Bus flexible de dos conductores en paralelo por fase
73
Bus flexible de tres conductores en paralelo por fase
Identificación de zonas de aplicación de las barras
74
Tipos de esquemas (arreglo)75
76
Tipos de esquemas 77
Básicamente existen dos tendencias generales, la europea o de conexión de barras y la americana o de conexión de interruptores.
Las configuraciones de conexión de interruptores, son aquellas en las cuales los circuitos se conectan a las barras o entre ellas por medio de uno o más interruptores.
Las configuraciones de conexión de barras son aquellas en las cuales cada circuito tiene un interruptor, con la posibilidad de conectarse a una o más barras por medio de seccionadores. Las configuraciones más utilizadas en esta tendencia son para un nivel de tensión menor a 245 kV.
Secuencia de operación 78
Normalmente se hace necesario, sacar de servicio:alguna línea que llega a la subestación, un barraje, un interruptor u otro elemento, para labores de mantenimiento o para hacer una reparación.
Estas maniobras de conexión y desconexión deben hacerse de modo que el servicio, sea interrumpido lo menos posible y teniendo en cuenta que los interruptores son los únicos que pueden abrir y cerrar bajo carga, lo cual no ocurre con los seccionadores.
Secuencia de operación 79
Son los pasos que se siguen para conectar o desconectar cualquier elemento de una subestación.
La secuencia de operación depende básicamente de la configuración de la subestación y de la maniobra que se realiza. Normalmente la secuencia va asociada con la complejidad de la subestación.
Barraje sencillo o simple
Es el más simple de todos los esquemas ya que sólo requiere de un interruptor(52) y dos seccionadores (89) para cada salida, es el más económico y su operación es también la más sencilla.
Se utiliza en SE de pequeña potencia.
80
Barraje sencillo o simple
Facilidad de instalación operación y mantenimiento.
Reducción de inversión, empleando poco espacio, equipo y estructuras.
Su sistema de control y protección es muy simple.
Falta de confiabilidad, seguridad y flexibilidad, ya que con cualquier avería en las barras se interrumpe totalmente el suministro de energía.
El mantenimiento en cualquier interruptor o seccionador ocasiona la salida del circuito correspondiente.
La ampliación de la subestación conlleva siempre, el ponerla fuera de servicio totalmente.
81
Ventajas Desventajas
Barraje sencillo o simple(Secuencia de operación)
82
Del esquema anterior: con todos los interruptores y seccionadores cerrados a excepción de los seccionadores de puesta a tierra 1 y 9, se requiere hacer mantenimiento en el interruptor 7, entonces la secuencia de operación es:1. Abrir el interruptor 7 2. Abrir los seccionadores 6 y 8 3. Cerrar el seccionador de puesta a tierra 9
Para renovar servicio en la misma línea: 1. Abrir el seccionador de puesta a tierra 9 2. Cerrar los seccionadores 6 y 8. 3. Cerrar en interruptor 7.
Barraje sencillo con división de barras
Presenta la misma configuración básica que el barraje simple, un interruptor y dos seccionadores por salida, pero dividiendo el barraje principal con seccionadores o interruptores.
83
Barraje sencillo con división de barras
Se obtiene una mayor flexibilidad y confiabilidad que en el barraje sencillo permitiendo un servicio con mayor continuidad, así en caso de avería en barras, sólo salen del sistema las partes del barraje que tienen que ver con la falla.
Se facilitan las labores de mantenimiento y vigilancia.
En un momento dado el sistema puede ser alimentado por dos fuentes diferentes.
Una avería en el seccionador de barras pone fuera de servicio a varios circuitos del barraje.
La protección es más compleja que en el caso anterior.
84
Ventajas Desventajas
Barraje sencillo con división de barras(Secuencia de operación)
85
Suponiendo que 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 10, 11, 12, 14, 15 y 16 están cerrados, para sacar una línea o un interruptor, se procede como en el caso anterior.
Si se requiere sacar de servicio la parte del barraje izquierdo entonces se procede de la siguiente forma: 1. Abrir los interruptores 7, 4 y 11 2. Abrir los seccionadores 5, 6, 8, 10 y 12 3. Cerrar los seccionadores de puesta a tierra 9 y 13. 4. Abrir el seccionador de barras 14
Barraje sencillo con división de barras(Secuencia de operación)
86
Para restablecer el servicio: 1. Abrir los seccionadores de puesta a tierra 9 y 13 2. Cerrar los seccionadores 5, 6, 8, 10 y 12 3. Cerrar el seccionador de barras 14 4.Cerrar los interruptores 4, 7 y 11.
Barraje simple con by-pass.
Consiste básicamente en una disposición como la del barraje simple, con la adición de seccionadores que conectan cada salida con la barra principal
87
Barraje simple con by-pass. 88
Este montaje permite la reparación o mantenimiento de interruptores sin tener que sacar de servicio a la línea correspondiente.
El mayor problema que presenta utilizar el seccionador de By-Pass, es que la salida no tiene protección y en caso de falla se desconecta todo el barraje.
Barraje simple con by-pass.Secuencia de operación
89
Partiendo con todos los interruptores y seccionadores cerrados menos los seccionadores de by-pass y puesta a tierra (7, 17, 11) ; para sacar de servicio una línea, se procede igual que para el barraje simple.
Para sacar el interruptor 9 a manteniendo se procede de la siguiente manera: 1. Cerrar el seccionador de by-pass 7 2. Abrir el interruptor 9 3. Abrir los seccionadores 8 y 10
Nota: el seccionador de puesta a tierra (11) se cierra cuando se saca la línea
Barraje simple con by-pass.Secuencia de operación
90
Para restablecer el servicio a través del interruptor 9:
1. Cerrar los seccionadores 8 y 10 2. Cerrar el interruptor 9 3. Abrir el seccionador de by-pass 7
Barraje simple con by-pass de línea
Consiste en un barraje simple, adicionando un seccionador de by-pass entre dos salidas y otro para cada una de las salidas
91
Barraje simple con by-pass de líneaSecuencia de operación
92
Asumiendo que el barraje está energizado, los interruptores 10 y 16 cerrados, los seccionadores 9, 11, 12 , 15, 17 y 18 cerrados y los seccionadores 13 y 14 abiertos.
Para sacar de servicio cualquier línea se procede igual forma que en el barraje simple teniendo en cuenta que hay que operar otro seccionador.
Barraje simple con by-pass de líneaSecuencia de operación
93
Para sacar el interruptor 10 manteniendo el servicio se procede así: 1. Cerrar el seccionador de by-pass de línea 14 2. Abrir el interruptor 10 3. Abrir los seccionadores 9 y 11
Para restablecer el servicio a través del interruptor 10: 1. Cerrar los seccionadores 9 y 11 2. Cerrar el interruptor 10 3. Abrir el seccionador de by-pass de línea 14
Barraje simple con transferencia 94
Esta configuración mostrada en la figura, consiste en un barraje simple al cual se anexa una barra auxiliar y un interruptor de conexión de barras, se conserva en esta forma el servicio del campo respectivo durante mantenimiento o falla en un interruptor y brindando además la correspondiente protección, lo cual demuestra la buena confiabilidad y flexibilidad que esta configuración presenta.
Barraje simple con transferencia 95
Barraje simple con transferencia 96
Esta es una disposición muy práctica para subestaciones con muchos interruptores y que requieren de constante mantenimiento.
Su desventaja radica en el aumento de los costos debido a la mayor cantidad equipo, por la misma razón su operación se hace un poco más difícil.
Por otra parte una falla en el barraje principal saca de servicio toda la subestación.
Barraje simple con transferenciaSecuencia de operación
97
Suponiendo inicialmente 1, 2, 3, 5, 6, 7 cerrados; 4, 9, 10, 11, 12, y por supuesto 8 abiertos. Si es necesario sacar de servicio una línea, la secuencia de operación es la misma que para el barraje simple.
Si se realiza mantenimiento en el interruptor 6 sin sacar la línea la secuencia es: 1. Energizar el barraje de transferencia cerrando los
seccionadores 10 y 12 y el interruptor 11 respectivamente. 2. Cerrar el seccionador 9 3. Abrir el interruptor 6 4. Abrir los seccionadores 5 y 7
Nota: La línea queda protegida por el interruptor 11.
Barraje simple con transferenciaSecuencia de operación
98
Para restablecer el servicio del interruptor:
1. Cerrar los seccionadores 5 y 7 2. Cerrar el interruptor 6. 3. Abrir el seccionador 9 4. Abrir el interruptor de transferencia 11 5. Abrir los seccionadores 10 y 12
Barraje doble
Esta configuración considera las dos barras como principales, es muy usada en subestaciones que manejan gran potencia, donde es importante garantizar continuidad de servicio.
99
Barraje doble 100
Se adapta muy bien a sistemas enmallados donde se requiere alta flexibilidad. Este sistema permite agrupar las salidas en uno de los barrajes para efectuar mantenimiento en el otro, sin suspender el servicio y por ello se usa en áreas de alta contaminación ambiental. Para el mantenimiento de interruptores es necesario suspender el servicio de la respectiva salida.
Barraje doble 101
Por lo general a esta configuración no se le explota su flexibilidad pues se usa una de las barras como simple barra de reserva y/o de transferencia, no compensándose así la alta inversión.
En su diseño es necesario considerar que las dos barras deben tener la capacidad total de la subestación, lo mismo que el interruptor de acople, el cual hace parte de los barrajes.
Barraje dobleSecuencia de operación:
Suponiendo todos los elementos abiertos:
Para energizar B1 se requiere: Cerrar 10 y 12 Cerrar 11
Para energizar la línea 1 se requiere: Abrir 1 Cerrar 2 y 5 Cerrar 3
Para hacer mantenimiento a B1 se procede: Cerrar 6 y 8 Cerrar 7 Cerrar 4 y 9 Abrir 5 y 10. Abrir 6 y 8 Abrir7
Si se quiere hacer mantenimiento al interruptor 3, se tiene que sacar de servicio la línea 1.
102
Barraje doble en U 103
En el montaje de un esquema de doble barraje, puede hacerse un arreglo distinto en la distribución de los circuitos, a fin de lograr un mejor aprovechamiento del terreno, sin que esto altere el comportamiento normal de la configuración; tal es el caso del doble barraje en U, en la figura siguiente, uno de los barrajes adopta una forma curva enfrentando un circuito con otro, y no extendido como en la forma convencional.
Barraje doble en U 104
Barraje doble con by-pass
Consiste en un barraje doble, adicionando un seccionador de by-pass a cada una de las salidas y otro seccionador para cada interruptor
105
Barraje doble con by-pass106
Reúne, pero no simultáneamente, las características de las configuraciones barraje simple con transferencia y barraje doble.
Cuando se tienen circuitos conectados a una y otra barra no es posible hacer mantenimiento a interruptores sin suspender el servicio, pues para ello se necesitaría que una de las barras estuviera completamente libre para usarla como barra de transferencia , no presentándose as! conjuntamente las propiedades de flexibilidad y confiabilidad.
Barraje doble con by-pass107
Esta configuración es la que requiere mayor número de equipo por campo, presenta así mismo posibilidad de operación incorrecta durante las maniobras.
En esta configuración, como en doble barraje, comúnmente se usa una de las barras como simple barra de reserva y/o de transferencia.
El material adicional necesario equivale aproximadamente al que se requeriría para agregar al doble barraje una barra de transferencia, la cual tiene mejor utilidad.
Barraje doble con by-passSecuencia de operación:
108
Suponiendo 1, 2, 3, 5, 7, 12 y 13 cerrados y 4, 6, 8, 9, 10, 11 y 14 abiertos.
Para mantenimiento en 2 se hace lo siguiente: Cerrar 9 y 10 Cerrar 11 Cerrar 6 y 4 Abrir 5 Abrir 2 Abrir 1 y 3
Observar que el interruptor 11 queda como protección reemplazando al interruptor 2.
Barraje doble con by-passSecuencia de operación:
109
Para entrar de nuevo a servicio el interruptor 2 : Cerrar 1 y 3 Cerrar 2 Abrir 4 Cerrar 5 Abrir 11, Abrir 6, 9 y 10
Para des energizar el barraje 1 y pasar la carga al barraje 2: Cerrar 6 y 8 Abrir 5 y 7
También pueden trabajar los dos barrajes al tiempo.
Barraje doble con seccionador de transferencia
110
Barraje doble con transferencia 111
Juego de barras triple 112
Barraje en anillo 113
Barraje en malla 114
Interruptor y medio 115
Doble interruptor 116
Coordinación de Aislamiento117
Introducción
Los equipos e instalaciones eléctricas son sometidos a sobretensiones que pueden afectar su aislamiento y provocar un fallo o una avería.
118
Introducción
Sobretensión
Es una solicitación variable
en el tiempo cuyo valor
máximo es superior al
valor de cresta de la
tensión nominal del sistema
en el que se origina.
119
Introducción120
Las sobretensiones en una red eléctrica se originan como consecuencia de una falla, una maniobra o una descarga atmosférica.
Su estudio es fundamental para determinar tanto el nivel de aislamiento que se debe seleccionar para los distintos componentes de un sistema así como los medios o dispositivos de protección que es necesario instalar.
Introducción121
Todo esto se debe realizar conociendo el comportamiento de los distintos aislamientos frente a todo tipo de sobretensiones.
Y por razones similares, si se conoce su comportamiento frente a las distintas sobretensiones, se podrá realizar de forma adecuada la selección y ubicación de los distintos medios de protección
Coordinación de aislamiento 122
Es la selección de la tensión soportada normalizada de los equipos teniendo en cuenta las sobretensiones que pueden aparecer, así como los medios de protección que se pueden instalar y las condiciones ambientales de la zona, para obtener un riesgo de fallo aceptable.
Es el estudio de sobretensiones, de la selección de aislamientos y de los dispositivos de protección
Coordinación de aislamiento 123
Según IEC 60071-1: La Coordinación de Aislamiento es la selección de la rigidez dieléctrica de los equipos en relación con las tensiones que pueden aparecer en el sistema en el cual se hallan instalados, teniendo en cuenta las condiciones ambientales de servicio y las características de los dispositivos de protección disponibles
Tipo de sobretensiones124
La norma IEC 60071-1 clasifica los esfuerzos a los
cuales serán sometidos los equipos por parámetros
apropiados tales como la duración de las tensiones
a frecuencia industrial o la forma de onda de una
sobretensión, en función de su efecto sobre el
aislamiento o sobre el equipo de protección.
Clasificación de las sobretensiones125
Clasificación de las sobretensiones126
Sobretensiones temporales, son de larga duración (desde varios milisegundos a varios segundos), y frecuencia igual o próxima a la de operación
Sobretensiones de frente lento, son generalmente originadas por maniobras, tienen una corta duración (pocos milisegundos) y se presentan con una gama de frecuencias que varía entre 2 y 20 kHz
Clasificación de las sobretensiones
Capacidad para soportar sobretensiones de origen atmosférico, de maniobra y a frecuencia industrial. Definido por los valores máximos que soporta en tres ensayos normalizados:
Onda de sobretensión a frecuencia industrial: 60 s.
Onda de sobretensión tipo rayo: 1.2/50 s Onda de sobretensión tipo maniobra: 250/2500 s
Clasificación de las sobretensiones
Tipos de sobretensiones
Por su origen son 2: Sobretensión de origen externo: debido a una descarga
atmosférica que caen en la línea o en sus proximidades. La onda de tensión resultante se simula en laboratorio y se denomina onda de choque.
Sobretensión de origen interno: debido a una maniobra (desconexión o conexión de capacitores o reactores). Se simula en laboratorio por la tensión de resistencia a la frecuencia industrial durante un minuto.
Clasificación de las sobretensiones130
g p
Sobretensiones de frente rápido, son generalmente causadas por el rayo, son de duración muy corta y de amplitud muy superior a la tensión de cresta nominal
Sobretensiones de frente muy rápido, se originan generalmente con faltas y maniobras en subestaciones de SF6, su duración es de pocos micro-segundos, y su frecuencia es generalmente superior a 1 MHz
Clasificación de las sobretensiones
Clasificación de las sobretensiones132
Sobretensión de baja frecuencia Es de larga duración y se origina con una frecuencia igual o próxima a la de operación. Se divide en:Tensión permanente a frecuencia industrial: Tensión a frecuencia de operación, con un valor eficaz constante, y aplicada permanentemente.Sobretensión temporal: Sobretensión de frecuencia industrial y duración relativamente larga. Puede ser amortiguada o débilmente amortiguada. Según la causa, su frecuencia puede ser distinta o igual a la frecuencia de operación de la red.
Ejemplo
Clasificación de las sobretensiones134
Sobretensión transitoriaEs de corta duración (algunos milisegundos), y muy amortiguada.Puede estar seguida por una sobretensión temporal; en tal caso ambas sobretensiones se analizan como sucesos separados. Estas sobretensiones se dividen a su vez en: Sobretension de frente lento: Oscilatoria, con un tiempo a la cresta
comprendido entre 20 y 5000 μs, y un tiempo de cola igual o inferior a 20 ms.
Sobretensión de frente rápido: Unidireccional, con un tiempo a la cresta comprendido entre 0.1 y 20 μs, y un tiempo de cola igual o inferior a 300 μs.
Sobretensión de frente muy rápido: Generalmente oscilatoria, con un tiempo a la cresta inferior a 0.1 μs, una duración total inferior a 3 ms, y oscilaciones de frecuencias de hasta 100 MHz.
Clasificación de las sobretensiones135
Tensiones continuas (frec. Ind.)136
Sobretensiones temporales137
Son caracterizadas por su amplitud, su forma de onda y su duración.
Todos los parámetros dependen de: su origen, amplitud y su forma de onda.
En coord. de Aislamiento, se considera que la sobretensión temporal representativa tiene la forma de la tensión normalizada a frec. Ind. De corta duración (1 min.). Su amplitud puede ser definida por un valor (el máx. asumido), un grupo de valores pico o una distribución estadística completa de valores pico.
Elección de los niveles de aislamiento normalizados
138
Las tensiones soportadas normalizadas se asocian a la tensión más elevada para el material según la tabla 2 para la gama I y la tabla 3 para la gama II.
Además, están normalizadas las asociaciones para el aislamiento entre fases y el aislamiento longitudinal.
Elección de los niveles de aislamiento normalizados
139
Para el aislamiento entre fases, gama I, las tensiones soportadas normalizadas de corta duración a frecuencia industrial y a los impulsos tipo rayo entre fases son iguales a las tensiones soportadas fase-tierra correspondientes (tabla 2). No obstante, los valores entre paréntesis pueden ser insuficientes para demostrar que las tensiones soportadas especificadas son satisfactorias y pueden ser necesarios ensayos complementarios de tensión soportada entre fases.
Para el aislamiento entre fases, gama II, la tensión soportada normalizada a los impulsos tipo rayo entre fases es igual a la tensión soportada a los impulsos tipo rayo fase-tierra.
Elección de los niveles de aislamiento normalizados
140
Para el aislamiento longitudinal, gama I, las tensiones soportadas normalizadas de corta duración a frecuencia industrial y a los impulsos tipo rayo son iguales a las tensiones soportadas fase-tierra correspondientes (tabla 2).
Para el aislamiento longitudinal, gama II, la componente normalizada de impulso tipo maniobra de la tensión soportada combinada se da en la tabla 3, mientras que el valor de cresta de la componente a frecuencia industrial de polaridad opuesta es igual a Um ×2/3, y la componente normalizada de impulso tipo rayo de la tensión soportada combinada es igual a la tensión soportada fase-tierra correspondiente (tabla 3), mientras que el valor de cresta de la componente a frecuencia industrial de polaridad opuesta es igual a 0,7 × Um × 2/3 .
141
142
143
Tensión más elevadapara el material
Um
kV(valor eficaz)
Tensión soportada normalizada de corta duración a frecuencia
industrialkV
(valor eficaz)
Tensión soportadanormalizada a losimpulsos tipo rayo
kV(valor de cresta)
3,6 102040
7,2 204060
12 28607595
17,5 387595
24 5095125145
36 70145170
52 95 250
72,5 140 325
144
Tensión más elevadapara el material
Um
kV(valor eficaz)
Tensión soportada normalizada de corta duración a frecuencia
industrialkV
(valor eficaz)
Tensión soportadanormalizada a losimpulsos tipo rayo
kV(valor de cresta)
123(185)230
450550
145(185)230275
(450)550650
170(230)275325
(550)650750
245
(275)(325)360395460
(650)(750)8509501050
145
146
Caracterización del aislamiento
Clasificación del aislamiento
Primera clasificación: Aislamiento autorregenerable: recupera sus
propiedades cuando desaparece el contorneo y las causas que lo han provocado
Aislamiento no autorregenerable: puede quedar total o parcialmente averiado después de una descarga disruptiva
Clasificación del aislamiento
Segunda clasificación: Aislamiento externo: es la distancia a través del aire
o de una superficie exterior en contacto con el aire sometido a solicitaciones dieléctricas y ambientales (humedad y contaminación)
Aislamiento interno: es la parte interna del aislamiento de un equipo eléctrico que está protegido de las solicitaciones ambientales mediante una o varias envolventes
Clasificación del aislamiento
En general, el aislamiento externo es autorregenerable y el aislamiento interno es no autorregenerable
Sobretensiones en el diseño de las subestaciones
151
La rigidez dieléctrica de un material puede colapsar por efecto de una sobre tensión dando origen a la creación de un arco eléctrico, en consecuencia los equipos, subestaciones o cualquier otro elemento que pueda estar a un potencial distinto de cero se diseña para que soporte un valor máximo de sobre tensión.
Sobretensiones en el diseño de las subestaciones
152
Dependiendo de la tensión nominal de operación de la subestación o equipo se han normalizado los valores máximos de sobre tensión que esta puede soportar.Estos valores se definen de la siguiente manera: BIL: Nivel básico de aislamiento para sobre tensiones
por descargas atmosféricas, criterio utilizado para instalaciones con tensiones menores o iguales a 300 kV
BSL: Nivel básico de aislamiento para sobre tensiones por maniobra, criterio utilizado en instalaciones con tensiones mayores de 300 kV.
Elección de los niveles de aislamiento normalizados
153
Para las asociaciones preferentes, solamente son suficientes dos tensiones soportadas normalizadas para definir el nivel de aislamiento normalizado del material: Para los materiales de la gama I:a) tensión soportada normalizada a los impulsos tipo rayo, yb) tensión soportada normalizada de corta duración a
frecuencia industrial. Para los materiales de la gama II:a) tensión soportada normalizada a los impulsos tipo
maniobra, yb) tensión soportada normalizada a los impulsos tipo rayo.
Características de los mecanismos de protección
154
Protección contra sobretensiones
Principios de protección limitar las sobretensiones prevenir la aparición de sobretensionesMedios o métodos instalación de pararrayos (contra sobretensiones por
maniobra y de origen atmosférico) instalación de pantallas (contra sobretensiones de origen
atmosférico) cierre controlado de interruptores (contra sobretensiones
por maniobra) diseño de puesta a tierra (contra sobretensiones por
maniobra y de origen atmosférico)
Pararrayos de óxido metálico156
Pararrayos de óxido metálico157
Pararrayos de óxido metálico158
Pararrayos de óxido metálico159
Pararrayos de óxido metálico160
Explosores161
• Los explosores no se aplican usualmente en sistemas con Um ≥123 kV
Rigidez dieléctrica
La rigidez dieléctrica de un aislamiento depende de: la forma de onda de tensión aplicada (pendiente
del frente, valor de cresta, pendiente de cola) la polaridad las condiciones ambientales, en el caso del aislamiento externo
Característica de la rigidez dieléctrica163
Descarga disruptiva
La descarga disruptiva de un aislamiento es un fenómeno de naturaleza estadística
Un mismo aislamiento puede aguantar unas cuantas veces y fallar otras veces cuando es sometido de forma repetitiva a la misma onda de tensión, manteniendo constantes la polaridad y las condiciones ambientales
Falla de aislamiento165
Se desarrolla en tres pasos principales: La ionización inicial en uno o varios puntos El crecimiento de un canal ionizado a través de
la distancia de aislamiento. Aparición del arco y la transición a una
descarga auto mantenida.
Factores que influyen en la rigidez dieléctrica
166
La magnitud, forma, duración y polaridad de la tensión aplicada.
La distribución del campo eléctrico en el aislamiento: campo eléctrico homogéneo o no homogéneo, electrodos adyacentes a la distancia de aislamiento considerada y su potencial.
El tipo de aislamiento: gaseoso, líquido, sólido o una combinación de estos.
El contenido de impurezas y las irregularidades locales.
Factores que influyen en la rigidez dieléctrica
167
El estado físico del aislamiento: temperatura, presión y otras condiciones ambientales, esfuerzos mecánicos, etc. La historia del aislamiento puede también tener importancia.
La deformación del aislamiento bajo esfuerzo, efectos químicos, efectos de la superficie del conductor, etc.
Tensión de soportabilidad requerida168
Tensión de soportabilidad requerida169
Tensión de soportabilidad requerida170
Corrección atmosférica
Tensión de soportabilidad requerida171
Tensión de soportabilidad requerida172
Corrección por altitud
Tensión de soportabilidad requerida173
Corrección por altitud
Tensión de soportabilidad requerida174
Corrección por altitud
Tensión de soportabilidad requerida175
Corrección por altitud
Evaluación del factor de coordinación estadística Kcd
176
Tensión de soportabilidad requerida177
Dependencia del exponente m
Tensión de soportabilidad requerida
Factores de seguridad
178
Tensión de soportabilidad requerida
Factores de seguridad
179
Factores de seguridad recomendados180
Tensión asignada (Ur) en kV
Conocida anteriormente como tensión nominal, es el valor eficaz máximo de la tensión que el material puede soportar en funcionamiento normal.
La tensión asignada es siempre superior a la tensión de servicio y está asociada a un nivel de aislamiento.
Tensión nominal
Tensiones nominales del sistema kV
Tensión máxima para el equipo kV
66 69 72.5110 115 123132 138 145150 161 170220 230 245275 287 300330 345 362380 400 420
500 525700 a 750 765
En la tabla 1 se indican
los valores
normalizados de las
tensiones nominales
entre fases, adoptados
por la Comisión
Electrotécnica
Internacional (IEC)
Niveles de aislamientoTabla 2
TENSIÓN MÁXIMA PARA EL EQUIPO
kV ef.
NIVEL DE AISLAMIENTO AL IMPULSO
NIVEL DE AISLAMIENTO A BAJA FRECUENCIA
Aislamiento pleno
kV cresta
Aislamiento reducido kV cresta
Aislamiento plenokV ef.
Aislamiento reducido kV ef‐
100 450 380 185 150123 550 450 230 185145 650 550 275 230
450 185170 750 650 325 275
550 230245 1050 900 460 395
825 360750 325
Niveles de aislamientoTabla 2
TENSIÓN MÁXIMA PARA EL EQUIPO
kV ef.
NIVEL DE AISLAMIENTO AL IMPULSO
NIVEL DE AISLAMIENTO A BAJA FRECUENCIA
Aislamiento pleno
kV cresta
Aislamiento reducido kV cresta
Aislamiento pleno kV ef.
Aislamiento reducido kV ef‐
300 1175 5101050 460900 395
362 1300 5701175 5101050 460
420 1675 7401550 6801425 6301300 570
525 1800 7901675 7401550 6801425 630
2 – Coordinación de aislamiento
Dispositivos para la coordinación de aislamiento
Explosores
Descargadores de sobretensión
Resistencias de pre-inserción
Mando sincronizado
2 – Coordinación de aislamiento
2 – Coordinación de aislamiento
2 – Coordinación de aislamiento
Sobretensión continua - Sobretensión temporal
2 – Coordinación de aislamiento
Sobretensión de maniobra
Sobretensión atmosférica
Distancias de seguridad190
Distancias de
Distancias
Necesario distancias mínimas
Fase-fase Fase-masa Fase-tierra
Distancias mínimas
1. Los seccionadores de barra son considerados como barras flexibles.
2. Las distancias fase-tierra de barras flexibles son desde el punto de flecha máxima al suelo.
Supuestos para definir las distancias de seguridad
6 – Distancias de seguridad
Circulación de personas
6 – Distancias de seguridad
Circulación de vehículos
6 – Distancias de seguridad
Circulación perimetral
6 – Distancias de seguridad
Trabajos sobre equipos
6 – Distancias de seguridad
7 – Diseño
Procedimiento de diseño
7 – Diseño
Información para el diseño Altura sobre el nivel del mar Temperaturas mínima, media y máxima anual y mensual Humedad relativa Viento máximo Grado de contaminación ambiental Exposición solar Precipitación pluvial Nivel de descargas atmosféricas Amenaza sísmica Características topográficas Planos generales del área, con indicación de vías de acceso y líneas de
transmisión. Condiciones de suelos del terreno Resistividad del terreno.
7 – Diseño
Estudios Información obtenida Utilización de la información
Estudios fundamentales
a) Flujo de cargas Flujos máximos de potencia Corrientes máximas Tensiones máximas y mínimas
Ajustes de protecciones Establecer necesidades de
compensación Relaciones de TC’s y TT’s
b) Cortocircuito Corrientes de cortocircuito Distribución de corrientes y
aportes Relación X/R Sobretensiones fallas
asimétricas % de corriente cd aperiódica
Equivalentes Thevenin Coordinación de protecciones Selección pararrayos
c) Estabilidad Tiempos máximos para despeje de fallas
Sobretensiones por rechazo de carga
Selección tiempos de recierre Selección pararrayos
d) Sobretensiones temporales Efecto Ferranti Rechazo de carga Por falla monofásica
Corriente capacitiva de líneas Máxima tensión extremo
abierto Sobretensiones fases sanas
Selección pararrayos Selección interruptores Selección compensaciones Ajustes de relés de sobretensión
e) Estudio Z ()-armónicos Frecuencias de resonancia (polos y ceros)
Determinación de la necesidad de filtros (para el caso de sistemas de compensación)
7 – Diseño
Estudios Información obtenida Utilización de la información
Estudios transitorios
a) Sobretensiones de maniobra Energizaciones Aperturas Recierres Recierre monopolar Descarga capacitores Despeje de fallas
Sobretensiones máximas Corrientes de energización TTR en interruptores de alta
tensión. Corrientes máximas Bobinas limitadoras Energía pararrayos
Dimensionamiento reactancias limitadorasSelección pararrayos Sintonización reactores de neutro (verificación de tomas)Selección interruptores Selección dispositivos de protección bobinas de bloqueo
b) Sobretensiones atmosféricas Descargas directas e indirectas Efecto distancia
Máximas sobretensionesEnergía pararrayosDistancias de pararrayos a equipos
Selección pararrayos Coordinación de aislamiento
7 – Diseño
