Descargadores EMSA Amplia Ocoa subestaciones

SUBESTACIÓN OCOA 115/34,5/13,8

MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTOSUBESTACIÓN OCOA

BAHIAS DE LÍNEA

DOCUMENTO IEB 939

SUBESTACIÓN OCOA 115/34,5/13,8 kV

MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTOSUBESTACIÓN OCOA PROYECTO AMPLIACIÓN DE

BAHIAS DE LÍNEA 115 KV

DOCUMENTO IEB 939-12-101

REVISIÓN 0

Medellín, Febrero de 2013

kV

MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO PROYECTO AMPLIACIÓN DE

SUBESTACIÓN OCOA 115 kV

MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Página ii de iv

Archivo: IEB-939-12-101(0)_Memoria de Coordinación de Aislamiento

CONTROL DE DISTRIBUCIÓN

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Revisión No. Aspecto revisado Fecha

0 Emisión Inicial 16/03/2013

CONTROL DE RESPONSABLES

NÚMERO DE REVISIÓN 0 1 2

Nombre JLO/OSR

Elaboración Firma

Fecha 15/03/2013

Nombre OSR

Revisión Firma

Fecha 16/03/2013

Nombre OSR

Aprobación Firma

Fecha 16/03/2013

Participaron en la elaboración de este informe:

OSR Oscar Alonso Sanchez R.

JLO Jhonatan Londoño Ospina

SUBESTACIÓN OCOA 115 kV

MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Página iii de iv

Archivo: IEB-939-12-101(0)_Memoria de Coordinación de Aislamiento

Tabla de contenido

1 OBJETO ............................................ ................................................................................... 12

2 ALCANCE DEL DOCUMENTO ............................. .............................................................. 12

3 CARACTERÍSTICAS DEL SITIO Y DEL SISTEMA ........... ................................................ 12

4 METODOLOGÍA PARA LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO ... ................................ 12

4.1 DETERMINACIÓN DE LAS SOBRETENSIONES REPRESENTATIVAS (Urp) .................. 13

4.1.1 Tensión a frecuencia industrial ............................................................................................ 13

4.1.2 Sobretensiones temporales ................................................................................................. 13

4.1.3 Sobretensiones representativas temporales ........................................................................ 14

4.1.4 Sobretensiones de frente lento ............................................................................................ 14

4.2 DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD PARA COORDINACIÓN (Ucw) 16

4.2.1 Sobretensiones temporales ................................................................................................. 16

4.2.2 Sobretensiones de frente lento ............................................................................................ 16

4.2.3 Sobretensiones de frente rápido .......................................................................................... 17

4.3 DETERMINACIÓN DE LAS SOBRETENSIONES DE SOPORTABILIDAD REQUERIDAS (Urw) 18

4.3.1 Factor de seguridad ............................................................................................................. 18

4.3.2 Factor de corrección atmosférico ......................................................................................... 18

4.3.3 Tensiones de soportabilidad requeridas .............................................................................. 18

4.4 CONVERSIÓN A TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS (Uw) ................ 20

4.4.1 Conversión a tensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial (SDW) .. 20

4.4.2 Conversión a tensión de soportabilidad del impulso tipo rayo (LIW) ................................... 21

4.5 SELECCIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS ................ 21

4.6 VERIFICACIÓN DE DESCARGADORES DE SOBRETENSIONES 115 kV EN LAS LLEGADAS DE LINEA ...................................................................................................................... 21

4.6.1 Tensión continua de operación (COV) ................................................................................. 22

4.6.2 Sobretensión temporal (TOV) .............................................................................................. 22

4.6.3 Tensión nominal del descargador de sobretensiones ......................................................... 22

4.6.4 Energía en el dispositivo de protección contra sobretensiones ........................................... 22

4.7 DISTANCIAS MÍNIMAS EN AIRE ........................................................................................ 23

5 CONCLUSIONES ................................................................................................................ 25

6 REFERENCIAS .................................................................................................................... 12

ANEXO 1 ........................................................................................................................................... 25

SUBESTACION OCOA115 kV

MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Página iv de iv

Archivo: IEB-939-12-101(0)_Memoria_Coordinación_de_Aislamiento_Ocoa_115kV

Lista de tablas

Tabla 1. Tensión base ....................................................................................................................... 13

Tabla 2. Distancia Específica Mínima Nominal ................................................................................. 13

Tabla 3. Factores de conversión para rango I .................................................................................. 20 Tabla 4. Correlación entre el Nivel de Soportabilidad al Impulso Tipo Rayo y las Distancias

Mínimas en el Aire ..................................................................................................................... 24

Lista de anexos

Anexo 1 EQUIPOS DE LA SUBESTACIÓN A 115 kV

SUBESTACION OCOA 115 kV

MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Página 12 de 25


1 OBJETO

Verificar el cumplimiento de los niveles de tensión requeridos para los equipos de protección contra sobretensiones de la nuevas bahías de línea en la Subestación Ocoa a 115 kV, presentando la metodología, los datos y los resultados del estudio de coordinación de aislamiento. Para esta ampliación, se tomarán como base, los equipos existentes en la Subestación.

2 ALCANCE DEL DOCUMENTO

El alcance de este documento comprende dos aspectos:

• Verificar el nivel de aislamiento de los equipos a 115 kV correspondientes a la ampliación de las bahías de línea en la subestación Ocoa 115 kV.

• Realizar recomendaciones relacionadas con la determinación de las características de los descargadores de sobretensión, que serán empleados en la dicha ampliación.

3 CARACTERÍSTICAS DEL SITIO Y DEL SISTEMA

En el documento IEB-939-12-100 “Informe de visita Subestación Ocoa proyecto ampliación de bahía de línea” se definen los aspectos relacionados con las características del sitio y del sistema.

4 METODOLOGÍA PARA LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO

El procedimiento de coordinación de aislamiento consiste en la determinación de las resistencias dieléctricas de los equipos con relación a los esfuerzos de tensión que se pueden presentar teniendo en cuenta las características de los elementos de protección. Para la determinación del nivel de aislamiento de los equipos de las subestaciones se sigue un método determinístico para seleccionar los aislamientos internos (no-autorrestaurables) y un método probabilístico simplificado de la norma IEC 60071-2 para establecer los aislamientos externos (autorrestaurables).

Los principales pasos para la coordinación de aislamiento son:

• Determinación de las sobretensiones representativas (Urp)

• Determinación de las tensiones de soportabilidad para coordinación (Ucw)

• Determinación de las tensiones de soportabilidad requeridas (Urw)

• Determinación de las tensiones de soportabilidad normalizadas (Uw)




4.1 DETERMINACIÓN DE LAS SOBRETENSIONES REPRESENTAT IVAS (Urp)

4.1.1 Tensión a frecuencia industrial

Para propósitos de coordinación de aislamiento es considerado igual al voltaje más alto del sistema, en este caso corresponde a la máxima de tensión de diseño de los equipos de patio Us = Um y la tensión base, Ubase:

32⋅= UmUbase

Tabla 1. Tensión base

Tensión asignada al equipo (Um) Tensión base (Um √√√√2/√√√√3)

123 kV 100,0 kV

La Tabla 2 muestra las diferentes distancias específicas mínimas para los diferentes niveles de contaminación según la norma IEC 60071-2.

Tabla 2. Distancia Específica Mínima Nominal

Nivel de polución Distancia específica mínima nominal (mm/kV)

Ligero 16,0

Medio 20,0

Alto 25,0

Muy alto 31,0

La subestación se encuentra localizada en una zona de bajo nivel de contaminación industrial y expuesta a vientos y lluvia, de acuerdo a la Tabla 2 se considera un nivel de contaminación II (Medio) de donde se obtiene una distancia de fuga específica mínima nominal de 20 mm/kV.

4.1.2 Sobretensiones temporales

Se consideran los valores para las sobretensiones sugeridas en la norma IEC 60071-2, los cuales incluyen factores que llevan a resultados conservativos.

4.1.2.1 Sobretensiones por fallas a tierra

La ocurrencia de una falla a tierra en un determinado punto del sistema lleva a un aumento de la tensión fase - tierra en las fases sanas cuyo valor depende del grado de aterrizamiento del sistema.

Si el sistema está sólidamente puesto a tierra, la norma IEC 60071 indica que la máxima sobretensión eficaz normalmente no sobrepasa 1,4 veces la tensión




máxima eficaz fase - tierra del sistema. Para sistemas con neutro aislado, las sobretensiones alcanzan hasta 1,73 veces la tensión eficaz máxima.

3)( S

rpUKepU ⋅=− [kV] (1)

En Dónde:

K: Factor de falla a tierra (Ver anexo B de la norma IEC 60071-2)

Us: Máxima tensión del sistema, kV

4.1.2.2 Sobretensiones por rechazo de carga

Otra fuente de sobretensiones temporales es el rechazo de carga el cual produce sobretensiones que afectan el aislamiento fase – fase y fase – tierra.

Fase a tierra: 3

)( Srp

UkepU ⋅=− [kV] (2)

Fase a fase: Srp UkppU ⋅=− )( [kV] (3)

Dónde:

k: Factor de sobretensión por rechazo de carga

4.1.3 Sobretensiones representativas temporales

Las sobretensiones representativas temporales considerando las anteriores fuentes no simultáneamente son:

Fase a tierra: )( epU rp −

Fase a fase: )( ppU rp −

4.1.4 Sobretensiones de frente lento

4.1.4.1 Impulsos que afectan los equipos en la entr ada de la línea energización extremo remoto

La re-energización desde el extremo remoto resulta en impulsos de sobretensión fase a tierra Ue2 y fase a fase Up2, seleccionados a partir de la Figura 1 y la Figura 2 de la norma IEC 60071-2. Las sobretensiones representativas para los equipos en la entrada de la línea sin tener en cuenta los descargadores de sobretensiones son los siguientes:

25,025,1 2 −⋅= eet UU

[kV] (4)

43,025,1 2 −⋅= ppt UU

[kV] (5)




Dónde:

Ue2: Valor de la sobretensión fase a tierra que tiene una probabilidad del 2% de ser excedido.

Uet: Valor de sesgamiento de la distribución acumulada de las sobretensiones fase a tierra

Up2: Valor de la sobretensión fase a fase que tiene una probabilidad del 2% de ser excedida.

Upt: Valor de sesgamiento de la distribución acumulada de las sobretensiones fase a fase

4.1.4.2 Impulsos que afectan todos los equipos ener gización extremo local

La energización y re-energización local (extremo emisor) resulta en impulsos de sobretensión menos críticos que para el extremo receptor, con el fin de ser conservativos se seleccionan los valores extremos recomendados por la norma IEC 60071-2.

25,0*25,1 2 −= eet UU [kV] (6)

43,0*25,1 2 −= ppt UU [kV] (7)

4.1.4.3 Descargadores de sobretensiones en la entra da de la línea energización desde el extremo remoto

Con el fin de controlar las sobretensiones por energización de la línea en el extremo remoto se instalan descargadores de sobretensiones en la entrada de la línea con las siguientes características de protección:

• El NPM: (Ups, Nivel de protección al impulso tipo maniobra) es igual a la máxima tensión residual para impulsos de corrientes de maniobra, 1 kA.

• El NPR: (Upl, Nivel de protección para el impulso tipo rayo) es la tensión máxima residual para un impulso atmosférico a la corriente nominal de descarga, 10 kA.

Con el uso de descargadores de sobretensiones, las sobretensiones representativas pueden ser dadas directamente por Ups para las sobretensiones fase a tierra o 2Ups para las sobretensiones fase a fase si los valores de protección son menores a los máximos esfuerzos de sobretensión Uet y Upt de frente lento.

Las sobretensiones de frente lento representativas son:

• Para todos los otros equipos:






• Para equipo a la entrada de la línea:



4.2 DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDA D PARA COORDINACIÓN (Ucw)

4.2.1 Sobretensiones temporales

Para esta clase de sobretensiones, la tensión de soportabilidad de coordinación es igual a la sobretensión representativa temporal, por lo tanto el factor de coordinación Kc es igual a 1.

Fase a tierra: crpcw KUU ⋅= [kV] (8)

Fase a fase: crpcw KUU ⋅= [kV] (9)

4.2.2 Sobretensiones de frente lento

La tensión de coordinación de soportabilidad es obtenida multiplicando el valor máximo de la sobretensión representativa por un factor de coordinación determinístico Kcd el cual depende de la relación entre el nivel de protección al impulso de maniobra de los descargadores de sobretensiones Ups y el valor de la sobretensión fase a tierra Ue2, en la Figura 6 de la norma IEC 60071-2 se muestra la relación.

4.2.2.1 Factor de coordinación determinístico:

• Para equipo a la entrada de la línea:

Fase a tierra: cde

ps KUU

⇒2

(10)

Fase a fase: cdp

ps KUU

⇒⋅2

2 (11)

• Para todos los otros equipos:

Fase a tierra: cde

ps KUU

⇒2

(12)




Fase a fase: cdp

ps KUU

⇒⋅2

2 (13)

• Las tensiones de coordinación serán

rpcdcw xUKU = [kV] (14)

4.2.3 Sobretensiones de frente rápido

La metodología estadística simplificada de la norma IEC 60071-2 permite calcular la tensión mínima de soportabilidad de los equipos mediante la siguiente ecuación:

aspplcw LL

L

n

AUU

+⋅+= [kV] (15)

Dónde:

Ucw: Tensión soportable de coordinación al impulso atmosférico, [kV]

Upl: Nivel de protección al impulso tipo rayo del descargador de sobretensiones, [kV]

A: Factor dado en la Tabla F.2 de la norma IEC 60071-2 que describe el comportamiento de la línea ante las descargas eléctricas atmosféricas, [kV]

n: Número de líneas conectadas a la subestación, (n-1)

L: Separación equivalente entre el descargador de sobretensiones más cercano y el equipo en consideración, obtenido de:

4321 aaaaL +++=

[m] (16)

a1: Longitud de la conexión del descargador de sobretensiones a la línea, [m]

a2: Longitud de la conexión a tierra del descargador de sobretensiones, [m]

a3: Longitud del conductor de fase entre el descargador de sobretensiones y el equipo a proteger para el aislamiento interno y para el aislamiento externo, [m]

a4: Longitud de la parte activa del descargador de sobretensiones [m]

Lsp: Longitud del vano de las líneas, [m]

La: Sección de línea aérea calculada a partir de una tasa de salida igual a una tasa de falla aceptable, Ra

Ra: Tasa de falla aceptable para el equipo, 0,0125 [fallas/año] (1 falla/80 años)

Rkm: Tasa de fallas por año del primer kilómetro de línea desde la subestación, [fallas/año/km]




km

aa R

RL =

[km] (17)

Las sobretensiones de frente rápido afectan los aislamientos fase a fase y fase a tierra de igual forma.

4.3 DETERMINACIÓN DE LAS SOBRETENSIONES DE SOPORTAB ILIDAD REQUERIDAS (Urw)

Las tensiones de soportabilidad requeridas son obtenidas aplicando a las tensiones de soportabilidad para coordinación dos factores de corrección:

Ka: Factor de corrección que tiene en cuenta la altitud de la instalación

Ks: Factor de seguridad

4.3.1 Factor de seguridad

El factor de seguridad es aplicable a cualquier tipo de sobretensión fase - fase y fase - tierra (temporal, frente lento, frente rápido).

• Para aislamiento interno ks = 1,15 • Para aislamiento externo ks = 1,05

4.3.2 Factor de corrección atmosférico

El factor de corrección atmosférico está definido por la siguiente ecuación:

⋅= 8150

Hm

a eK (18)

Dónde:

H: Altura sobre el nivel del mar, [m]

m: 1,0 para la coordinación de las tensiones de soportabilidad al impulso tipo rayo.

m: De acuerdo a la Figura 9 de la norma IEC 60071-2 para la coordinación de las tensiones de soportabilidad al impulso de maniobra.

m: 1,0 para voltajes de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial de distancias en el aire y de aisladores.

4.3.3 Tensiones de soportabilidad requeridas

Los valores para las tensiones de soportabilidad requeridas son obtenidos aplicando la siguiente ecuación:

ascwrw KKUU ⋅⋅= [kV] (19)




4.3.3.1 Para sobretensiones temporales:

• Aislamiento externo

Fase a tierra ascwrw KKUU ⋅⋅= [kV] (20)

Fase a fase ascwrw KKUU ⋅⋅= [kV] (21)

• Aislamiento interno

Fase a tierra scwrw KUU ⋅= [kV] (22)

Fase a fase scwrw KUU ⋅= [kV] (23)

4.3.3.2 Para sobretensiones de frente lento:

Equipo a la entrada de la línea




Para otros equipos







4.3.3.3 Para sobretensiones de frente rápido:










4.4 CONVERSIÓN A TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMAL IZADAS (Uw)

En el rango I (hasta 245 kV) el nivel de aislamiento es normalmente descrito por la tensión soportada a frecuencia industrial y la tensión soportada al impulso tipo rayo. La Tabla 3 muestra los factores de conversión requeridos, obtenidos de la Tabla 2 de la norma IEC 60071-2.

Tabla 3. Factores de conversión para rango I

Aislamiento Tensión de soportabilidad

de corta duración a frecuencia industrial

Tensión de soportabilidad al impulso tipo rayo

Aislamiento externo (seco)

- Fase a tierra

- Fase a fase

Aislamiento limpio, húmedo

0,6+Urw/8500

0,6+Urw/12700

0,6

1,05+Urw/6000

1,05+Urw/9000

1,3

Aislamiento interno

- Aislamiento inmerso en liquido

- Aislamiento sólido

0,5

0,5

1,10

1,00

Urw: Es la tensión de soportabilidad requerida para el impulso de maniobra

4.4.1 Conversión a tensión de soportabilidad de cor ta duración a frecuencia industrial (SDW)



Fase a tierra: )500.86,0( rwrw UUSDW +⋅= [kV] (34)

Fase a fase: )700.12/6,0( rwrw UUSDW +⋅= [kV] (35)

Para otros equipos


Fase a tierra: )500.86,0( rwrw UUSDW +⋅= [kV] (36)

Fase a fase: )700.126,0( rwrw UUSDW +⋅= [kV] (37)


Fase a tierra: 5,0⋅= rwUSDW [kV] (38)




Fase a fase: 5,0⋅= rwUSDW [kV] (39)

4.4.2 Conversión a tensión de soportabilidad del im pulso tipo rayo (LIW)



Fase a tierra: 3,1⋅= rwULIW [kV] (40)

Fase a fase: )000.9/05,1( rwrw UULIW +⋅= [kV] (41)

Para otros equipos



Fase a fase: )000.9/05,1( rwrw UULIW +⋅= [kV] (43)



Fase a fase: 1,1⋅= rwULIW [kV] (45)

4.5 SELECCIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS

De acuerdo a la Tabla 2 de la norma IEC 60071-1 se seleccionan unos valores normalizados de aislamiento correspondientes a un sistema con una tensión máxima Um, estos niveles de aislamiento cubrirán cualquier aislamiento externo e interno fase - fase y fase - tierra.

En rango I, los valores requeridos de soportabilidad al impulso de maniobra fase - tierra son cubiertos por la prueba de corta duración a frecuencia industrial. Los valores de soportabilidad al impulso de maniobra fase - fase son cubiertos por la prueba de corta duración a frecuencia industrial o por la prueba de soportabilidad al impulso tipo rayo.

4.6 VERIFICACIÓN DE DESCARGADORES DE SOBRETENSIONES 115 kV EN LAS LLEGADAS DE LINEA

A continuación se indican los cálculos con los cuales se realizará la verificación de los descargadores de sobretensión a la llegada de las líneas.




4.6.1 Tensión continua de operación (COV)

3

UsCOV = [kV] (46)

4.6.2 Sobretensión temporal (TOV)

COVKeTOV ×= [kV] (47)

Ke: Factor de falla a tierra

4.6.3 Tensión nominal del descargador de sobretensi ones

La tensión nominal del dispositivo de protección contra sobretensiones R, es el valor mayor entre Ro y Re.

Ko

COVRo = [kV] (48)

Ko: Factor de diseño del dispositivo de protección contra sobretensiones.

Kt

TOV=Re [kV] (49)

Kt: Representa la capacidad del descargador de sobretensiones de soportar sobretensiones temporales.

4.6.4 Energía en el dispositivo de protección contr a sobretensiones

Los pararrayos deben ser capaces de absorber la energía debida a los transitorios de tensión en el sistema. Los transitorios de tensión se pueden presentar por:

• Cierre y recierre de líneas

• Descargas atmosféricas

Con el conocimiento de los niveles de protección, la energía absorbida por los pararrayos en cada uno de los casos anteriores puede ser calculada.

4.6.4.1 Cierre y recierre de líneas

Z

TwUpsUeUpsW

*)(*2 −=

Dónde:

W: Energía absorbida

Ups: Nivel de protección al impulso de maniobra

Ue: Sobretensión esperada sin pararrayos

Z: Impedancia característica de la línea




Tw: Tiempo de viaje de la onda, el cual es igual a la longitud del tramo de línea por la velocidad de propagación

sm

kmlineaLongitudTw

µ/300=

4.6.4.2 Descargas atmosféricas

[ ]Z

TlUplUplUfNUplUfW

**))/2ln(1(*2 +−=

Dónde:


Upl: Nivel de protección al impulso tipo rayo

Uf: Tensión de flameo inverso negativo de la línea

Z: Impedancia característica de la línea

N: Número de líneas asociadas al descargador de sobretensión

Tl: Duración equivalente de la corriente de la descarga, 3,0E-04 segundos incluyendo la primera y las descargas subsecuentes (Valor recomendado por la norma IEC60099-5)

4.7 DISTANCIAS MÍNIMAS EN AIRE

Para los equipos en rango I, las distancias en el aire fase a fase y fase a tierra son determinadas de acuerdo al nivel de aislamiento al impulso tipo rayo. En la Tabla 4 (Tabla A1 de la norma IEC 60071-2) se muestra esta relación.




Tabla 4. Correlación entre el Nivel de Soportabili dad al Impulso Tipo Rayo y las Distancias Mínimas en el Aire

Tensión de soportabilidad al impulso tipo rayo [kV]

Distancia mínima en el aire [mm]

Varilla-estructura Conductor-estructura

20 60 -

40 60 - 60 90 - 75 120 - 95 160 - 125 220 - 145 270 - 170 320 - 250 480 - 325 630 - 450 900 - 550 1100 - 650 1300 - 750 1500 - 850 1700 1600 950 1900 1700 1050 2100 1900

NOTA:

• Para la distancia mínima fase a tierra es aplicable la configuración conductor-estructura y varilla-estructura.

• Para la distancia mínima fase a fase, es aplicable la configuración varilla-estructura.




5 CONCLUSIONES

• De acuerdo a los resultados obtenidos en el presente estudio, el nivel de aislamiento seleccionado para los equipos de la subestación es adecuado frente a las sobretensiones que puedan presentar en la subestación si se considera la instalación de dispositivos de protección contra sobretensiones a la llegada de las líneas. El nivel de protección contra impulsos tipo rayo (BIL) de los equipos es de 550 kV.

• Para este nivel de protección contra impulsos tipo rayo, de acuerdo a la Tabla A1 de la norma IEC 60071-2 la distancia mínima en el aire para los equipos en la ampliación bajo consideración es de 1100 mm.

• De acuerdo a los valores de tensiones de soportabilidad requeridas en el Anexo 1, las sobretensiones a frecuencia industrial para aislamiento externo fase – fase Urw(c), tanto para los equipos a la entrada de la línea como para los otros equipos no son cubiertas por el nivel de protección por maniobra del descargador Npm pero esto representa un problema debido a que la relación entre las sobretensiones tipo impulso atmosférico y sus respectivas sobretensiones a frecuencia industria, es mayor a 1.7, garantizando así que estas últimas serán cubiertas por el nivel de protección del descargador ante impulso atmosférico Npl.

• Se verifico la coordinación de aislamiento para los equipos de los nuevos campos de línea, de lo cual se concluye que se deberán conservar las mismas distancias mínimas de seguridad y los niveles de aislamiento para estos. Instalando el mismo tipo de descargador marca SIEMENS a la entrada de las líneas.




6 REFERENCIAS

[1] REGLAMENTO TÉCNICO DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS (RETIE) MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA, RESOLUCIÓN Nº 18 0195 de 2009.

[2] IEC STANDARD 60071-1 - 2006, INSULATION CO-ORDINATION: DEFINITION, PRINCIPLES AND RULES

[3] IEC STANDARD 60071-2 - 1996, INSULATION CO-ORDINATION: APPLICATION GUIDE

[4] IEC STANDARD 60099-5 - 2000, SURGE ARRESTERS: SELECTION AND APPLICATION RECOMMENDATIONS

[5] SWITCHGEAR MANUAL.




ANEXO 1 SUBESTACIÓN OCOA

EQUIPOS DE LA SUBESTACIÓN A 115 KV




SUBESTACIÓN OCOA

EQUIPOS DE LA SUBESTACIÓN A 115 kV

SELECCIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMAL IZADAS

A continuación se presentan los pasos para a realizar para la coordinación de aislamiento de las bahías de línea en 115 kV.

Paso 1: Determinación de las sobretensiones represe ntativas (U rp)

Notas:

1. En el nivel de 115 kV se tiene un sistema sólidamente puesto a tierra, de acuerdo a la recomendación de la norma IEC 60071, el factor de falla a tierra no es superior a 1,4 en este tipo de sistema, siendo un valor conservativo y por ello se asume para realizar los cálculos.

2. Las sobretensiones por rechazo de carga producen sobretensiones fase a fase y fase a tierra del orden de 1,4, valor recomendado por la norma.

Us phase-to-phase kV 123,001.0 p.u. en kV (pico) 100,43

Earth faults Earth-fault factor: k = 1,40 Urp (p-e) en kV 99,42

Load rejection Max. overvoltage p.u.= 1,40 Urp (p - e) en kV 99,42Urp (p - e) en kV 172,20

Phase-to-earth: Urp (p-e) en kV 99,42 Phase-to-phase: Urp (p-e) en kV 172,20

Re-energization

Ue2 en p.u. 3,26 Ue2 en p.u. 2,09

Ue2 en p.u. 4,87 Ue2 en p.u. 3,11

Uet en p.u. 3,83 Uet en p.u. 2,36Upt en p.u. 5,65 Upt en p.u. 3,46

Uet en kV 384,46 Uet en kV 237,01Upt en kV 567,58 Upt en kV 347,70

Ups en kV 195

Up1 en kV 235

195 Urp (p-e) en kV 195 390 Urp (p-p) en kV 348

For other equipment

Energization and re-energization

Fast-front overvoltages Evaluación del paso 2

With or without capcitor switching Ue1 > Ups y Upt > 2 Ups

Phase-to-earth en kV: Urp = Ups =Phase-to-phase en kV: Urp = 2 Ups =

Temporaly overvoltages

Slow-front overvoltages

Power-frecuency voltage

Resulting representative overvoltages

Overvoltages originating from station 2 Overvoltages originating from station 1

Aresters at line entrace and near tranformers:

For line entrance equipment




3. El nivel de protección del descargador de sobretensión al impulso de maniobra, Ups es igual a 195 kV y el nivel de protección del descargador de sobretensión al impulso tipo rayo, Upl es igual a 235 kV (descargador Siemens tipo 3EL2_096_2PJ31_4DA2).

Paso 2: Determinación de las tensiones de soportab ilidad para coordinación (U cw)

Notas:

• Para el cálculo las sobretensiones de frente rápido se tienen los siguientes parámetros:

• Longitud del vano de las líneas, 250 m.

• Parámetro A, 4500 kV.

• Ra, tasa de falla aceptable para el equipo 1 falla/80 años.

• Rkm, 5 salidas al año por cada 100 km de línea.

1,0

99,42172,2

Phase-to-earth Phase-to-phase Phase-to-earth Phase-to-phase

Ups/Ue2= 0,60 Ups/Ue2= 0,80 Ups/Ue2= 0,93 Ups/Ue2= 1,25

Kcd = 1,10 Kcd = 1,03 Kcd = 1,06 Kcd = 1,00

Kcd = 1,10 Kcd = 1,06

Ucw = 215 Ucw = 400 Ucw = 206 Ucw = 348

4500250,00 m0,05 km/y0,01 years

235,00 kV46,46 m 250,0056,46 m

Ucw en kV 444Ucw en kV 489

Internal insulationExternal insulation

Kc factor =

Phase-to-earth, en kV: Ucw = Kc x Urp = Phase-to-phase, en kV: Ucw = Kc x Urp =

Outage rate = Acceptable failure rate =

Arrester lighthing protection level, Upl =La, en m =

Data from experience

Max. Separation from external insulation, L =

Performance requiredParameter A =

Span length Lsp =

Max. Separation from internal insulation, L =

Fast-front overvoltages Simplified statistical method used

Retained value

Ucw = Kcd x Urp Ucw = Kcd x Urp

Retained value

Slow front overvoltages Deterministic method used = Kcd factor

Temporaly overvoltages

Line entrance equipment (externa insulation only) Other equipment

Ucw = Kcd x UrpUcw = Kcd x Urp




• Las distancias de protección del aislamiento interno y externo fueron tomadas del plano IEB-939-12-PE.001 hoja 2.

Paso 3: Determinación de las tensiones de soportab ilidad requeridas (U rw)

Notas:

1. El factor de corrección atmosférico Ka se toma igual a 1,06 teniendo en cuenta que la subestación Ocoa 115 kV se encuentra a una altura aproximada de 500 m sobre el nivel del mar.

2. El valor de m se considera unitario para las sobretensiones por maniobra fase-fase y las atmosféricas fase - fase y fase - tierra. Para las sobretensiones a frecuencia industrial se utiliza el valor de m unitario ya que resulta en valores más conservadores.

Phase-to-earth Phase-to-phase Phase-to-earth Phase-to-phase Phase-to-earth Phase-to-phase

Valor m = 1,0 1,0 1,0 1,0

Valor Ka = 1,1 1,1 1,1 1,1

Phase-to-earth Phase-to-phase Phase-to-earth Phase-to-phase Phase-to-earth Phase-to-phase

114 198 511 511

239 446

111 192 546 546,00

237 400

230 388

External insulation kV

Other equipment

internal insulation kV









Other equipment

Power frecuency withstand Switching impulse withstan d lightning impulse withstand

Line entrance equipment

Internal insulation kV





Power frecuency withstand Switching impulse withstan d lightning impulse withstand

Required withstand voltagesInternal insulation = Urw = Ucw x Ks

External insulation = Urw = Ucw x Ks x Ka

500

1,151,05

Internal insulation Ks =External insulation Ks =

Safety factor

Atmospheric correction factorAltitude H, en m =




Paso 4: Determinación de las tensiones de soportab ilidad normalizadas (U w)

En la siguiente tabla se muestra el resumen de las tensiones de soportabilidad requeridas Urw(s) y su correspondiente valor a las tensiones de conversión Urw(c).

Resumen de las tensiones de soportabilidad requerid as

kV r.m.s para frecuencia industrial

Aislamiento externo Aislamiento

interno Equipos entrada de línea Otros equipos

kV pico para impulsos de maniobra y rayo Urw(s) Urw(c) Urw(s) Urw(c) Urw(s) Urw(c)

Frecuencia industrial

Fase-tierra 111,0 150,43 111,0 144,16 114,3 118,40

Fase-fase 192,2 283,6(2) 192,2 244,8(2) 198,0 199,9

Impulso de maniobra

Fase-tierra 239,5 (1) 229,9 (1) 236,8 (1)

Fase-fase 446,5 388,2 399,9

Impulso atmosférico

Fase-tierra 546,0 311,3 546,0 298,9 510,7 260,5

Fase-fase 546,0 490,97 546,0 424,34 510,7 439,84

De acuerdo a la Tabla 2 de la norma IEC 60071-1 y al cálculo anterior, se seleccionan los valores normalizados de aislamiento correspondientes a un

- Phase-to-earth 0.6 + Urw/8500 - Phase-to-earth 1,3- Phase-to-phase 0.6 + Urw/12700 - Phase-to-phase 1.05 + Urw/9000

- Phase-to-earth 0,5 - Phase-to-earth 1,1- Phase-to-phase 0,5 - Phase-to-phase 1,1


Other equipmentLine entrance

equipmentOther equipment





- Phase-to-earth - Phase-to-earth - Phase-to-earth - Phase-to-earth150 144 311 299

- Phase-to-phase - Phase-to-phase - Phase-to-phase - Phase-to-phase284 245 491 424



- Phase-to-earth - Phase-to-earth118 260

- Phase-to-phase - Phase-to-phase200 440

Externa insulation

Conversion factorsExterna insulation

Externa insulation

Conversion of switching impulse withstand voltages to short duration power frecuency withstand voltages

Conversion of switching impulse withstand voltages to lighthing impulse withstand

voltages

Conversion factorsExterna insulation




sistema con una tensión máxima Um, estos niveles de aislamiento cubrirán cualquier aislamiento externo e interno fase-fase y fase-tierra. Para el aislamiento interno y externo se seleccionan las siguientes tensiones de soportabilidad.

• 230 kV para la tensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial, a tierra y entre polos.

• 550 kV para la tensión de soportabilidad al impulso atmosférico, a tierra y entre polos.

Este nivel de aislamiento es el requerido en las características garantizadas para el aislamiento de las nuevas bahías de línea en esta subestación.

Notas:

(1) En rango I, los valores requeridos de soportabilidad al impulso de maniobra fase a tierra son cubiertos por la prueba de corta duración a frecuencia industrial fase tierra. Los valores de soportabilidad al impulso de maniobra fase a fase son cubiertos por la prueba de corta duración a frecuencia industrial o por la prueba de soportabilidad al impulso tipo rayo.

(2) La tensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial adoptada garantizará la soportabilidad a frecuencia industrial fase-fase, ya que la relación entre la sobretensión tipo rayo fase-fase y el voltaje estándar de corta duración a frecuencia industrial es mayor a 1,7 (numeral A.1 del anexo A de la norma IEC 60071-2).

VERIFICACIÓN DE DESCARGADORES DE SOBRETENSIONES 115 kV EN LAS ENTRADAS DE LINEA

A continuación se indican los cálculos con los cuales se realizará la verificación de los descargadores de sobretensión a la llegada de las líneas.

Tensión continua de operación (COV)

713

123

3=== kVUs

COV [kV]

Sobretensión temporal (TOV)

COVKeTOV ×= [kV] (50)

Ke: Factor de falla a tierra, que para el caso es de 1,4 por ser el sistema sólidamente puesto a tierra.

4.99714,1 =×= kVTOV [kV]

Tensión nominal del descargador de sobretensiones

La tensión nominal del dispositivo de protección contra sobretensiones R, es el valor mayor entre Ro y Re.




Ko

COVRo = [kV] (51)

Ko: Factor de diseño del dispositivo de protección contra sobretensiones. Para este caso es Ko = 0,8

8.888,0

71 ==Ro [kV]

Kt

TOV=Re [kV] (52)

Kt: Representa la capacidad del descargador de sobretensiones de soportar sobretensiones temporales. Este valor depende del tiempo de duración de la sobretensión temporal y normalmente está representando la característica de tensión a frecuencia industrial contra tiempo. De acuerdo a la característica del descargador seleccionado para este sistema, las sobretensiones soportables son las siguientes:

Característica de sobretensiones temporales del des cargador de sobretensiones

TABLA DE FACTORES K t

Tiempo de duración de sobretensión temporal Kt

1 s 1.15

10 s 1.075

De acuerdo con la anterior se selecciona Kt = 1.15 para un tiempo de despeje de falla de 1 s, que es lo esperado cuando el sistema está sólidamente puesto a tierra.

5.8615.1

4.99Re == kV

[kV]

Dado que Ro>Re, la tensión nominal del dispositivo de protección contra sobretensiones debe ser igual a Ro multiplicado por un factor de seguridad que para sistemas mayores de 100 kV es del 5 %. Así la tensión nominal del descargador de sobretensiones es:

2.938.8805,105,1 =∗=×= RoR [kV]

De acuerdo con la norma IEC 60099-3 y para dar cumplimiento a las características garantizadas el valor normalizado tomado es de 96 kV, el cual posee los niveles de protección descritos previamente:

• El NPM: Nivel de protección al impulso tipo maniobra (1 kA): Ups = 195 kV. • El NPR: Nivel de protección al impulso tipo rayo (10 kA): Upl = 235 kV.




Esto niveles de protección fueron obtenidos del catálogo del fabricante de los descargadores de sobretensión y las características técnicas garantizadas de acuerdo con la referencia 3EL2_096_2PJ31_4DA2 con una distancia de fuga de 3.820 mm.

Energía en el dispositivo de protección contra sobr etensiones

Los pararrayos deben ser capaces de absorber la energía debida a los transitorios de tensión en el sistema. Los transitorios de tensión se pueden presentar por:



Con el conocimiento de los niveles de protección, la energía absorbida por los pararrayos en cada uno de los casos anteriores puede ser calculada.


Z

TwUpsUeUpsW

*)(*2 −=

Dónde:


Ups: Nivel de protección al impulso de maniobra, 195 kV

Ue: Sobretensión esperada sin pararrayos, (3,26 p.u) 328 kV

Z: Impedancia característica de la línea, 450 Ohmios

Tw: Tiempo de viaje de la onda, el cual es igual a la longitud del tramo de línea por la velocidad de propagación

sm

kmlineaLongitudTw

µ/300=

En este caso, la línea más larga es hacia la subestación Apiay con una longitud de 67 km, que corresponde a un tiempo de viaje de la onda de 223,3 microsegundos.

La capacidad de energía requerida por el pararrayos, W:

W = 25,7 kJ


[ ]Z

TlUplUplUfNUplUfW

**))/2ln(1(*2 +−=

Dónde:


Upl: Nivel de protección al impulso tipo rayo, 235 kV

Uf: Tensión de flameo inverso negativo de la línea, 835 kV




Z: Impedancia característica de la línea, 450 Ohmios

N: Número de líneas conectadas al pararrayos, 2 líneas

Tl: Duración equivalente de la corriente de la descarga, 3,0E-04 segundos incluyendo la primera y las descargas subsecuentes (Valor recomendado por la norma IEC60099-5)

La capacidad de energía requerida por el pararrayos, W:

W = 43,6 kJ

La capacidad de energía requerida que cumpla para cada uno de los casos será de 43,6 kJ que corresponde a una capacidad de energía específica de 0,45 kJ/kVUr.

El pararrayos a suministrar tiene una capacidad de energía específica de 8 kJ/kVUr, que corresponde a una capacidad de 768 kJ, cumpliendo con la capacidad de energía definida en las características garantizadas.

Descargadores EMSA Amplia Ocoa subestaciones

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