Download - UNEXPO Coordinacion de Aislamiento
U N E X P O
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA
“ANTONIO JOSÉ DE SUCRE”
VICE-RECTORADO PUERTO ORDAZ
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
ASIGNATURA: TÉCNICAS DE ALTA TENSIÓN
COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO EN
SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA
Puerto Ordaz, Febrero de 2010
Prof. Ing. MSc. Raidel Coa
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ASIGNATURA: TÉCNICAS DE ALTA TENSIÓN
1. CONCEPTOS GENERALES
2. ESFUERZOS DIELÉCTRICOS (TENSIONES Y SOBRETENSIONES)
3. TENSIÓNES NORMALIZADAS
4. ORIGEN (FUENTE) DE LOS ESFUERZOS DIELÉCTRICOS
5. FACTORES QUE AFECTAN LOS ESFUERZOS DIELÉCTRICOS
6. MÉTODOS PARA CONTROLAR LOS ESFUERZOS DIELÉCTRICOS
8. MÉTODOS DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO
9. EJEMPLO DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO
7. PROCEDIMIENTO PARA LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO
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1. CONCEPTOS GENERALES
1.1 Coordinación de aislamiento
La coordinación de aislamiento se define según la norma IEC 71-1, como la selección de
la rigidez dieléctrica (nivel de aislamiento normalizado) del aislamiento del
equipamiento eléctrico con relación a las tensiones que pueden aparecer en el sistema
donde seran instalados, tomando en cuenta las caracteristicas del medio ambiente y de
los dispositivos de protección disponibles.
1.2 Aislamiento externo
Las distancias en aire atmosférico y las superficies en contacto con aire atmosférico del
aislamiento sólido de los equipos, las cuales estan sujetas a esfuerzos dieléctricos y a los
efectos de las condiciones atmosféricas y otras externas, como la contaminación, la
humedad, etc.
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1. CONCEPTOS GENERALES
1.3 Aislamiento interno
Las partes sólidas líquidas ó gaseosas del aislamiento de los equipos que estan
protegidas de los efectos de las condiciones atmosféricas y otras externas.
1.4 Aislamiento autorecuperable
Aislamiento que recupera completamente sus propiedades aislantes, despues de una
descarga disurptiva.
1.5 Aislamiento no autorecuperable
Aislamiento que pierde sus propiedades aislantes ó no las recupera completamente,
despues de una descarga disurptiva.
NOTA: Las definiciones 1.4 y 1.5 sólo aplican cuando la descarga disruptiva es causada por un voltaje de prueba durante una
prueba dieléctrica. Sin embargo, las descargas que ocurren en servicio pueden causar que un aislamiento recuperable pierda parcial
ó completamente sus propiedades aislantes.
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ASIGNATURA: TÉCNICAS DE ALTA TENSIÓN
1. CONCEPTOS GENERALES
1.6 Voltaje nominal de un sistema
Un valor aproximado (adecuado) de voltaje utilizado para designar o identificar un sistema
1.7 Voltaje más elevado de un sistema
El valor más elvado del voltaje de operación que ocurre bajo condiciones normales de
operación en cualquier punto del sistema.
1.8 Voltaje más elevado para el equipo (Um)
El valor r.m.s más elevado del voltaje (fase a fase) para el cual se diseñó el equipo.
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2.1 Tensión a frecuencia de potencia
Voltaje a frecuencia de potencia que tiene un valor r.m.s. constante y es aplicado de
manera continua sobre cualquier par de terminales de una configuración de aislamiento.
2.2 Sobretensión temporal
Sobrevoltaje a frecuencia de potencia de relativa larga duración (1 min).
NOTA: El sobrevoltaje puede ser no amortiguado o ligeramente amortiguado. En algunos casos la
frecuencia puede ser algunas veces mas pequeña o más grande que la frecuencia de potencia.
2. ESFUERZOS DIELÉCTRICOS (TENSIONES Y SOBRETENSIONES)
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2.3 Sobretensión transitoria
Es un sobrevoltaje de corta duración (pocos milisegundos o menos) generalmente muy
amortiguado, que puede o no ser oscilatorio.
NOTA: Los sobrevoltajes transitorios pueden ser seguidos (inmediatamente) de sobrevoltajes temporales. En tales
casos los dos sobrevoltajes son considerados como eventos separados.
Frente lento Generalmente unidireccional, con un tiempo pico de 20 µs< Tp (Tr) < 5000 µs y
una duración de cola de T2 (Th) < 20 ms
Frente muy rápido Generalmente unidireccional, con untiempo pico de Tf < 0.1, duración total < 3 ms y
con oscilaciones superimpuestas a frecuencias de 30 kHz < f < 100 MHz
Frente rápido Generalmente unidireccional, con un tiempo pico de 0.1 µs< T1 (Tr) < 20 µs y una
duración de cola de T2 (Th) < 300 µs
2. ESFUERZOS DIELÉCTRICOS (TENSIONES Y SOBRETENSIONES)
Tipos de sobretensiones transitorias
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2.4 Sobretensión combinada
Consiste en dos componentes de voltajes aplicadas simultaneamente entre cada par de
terminales de un aislamiento fase a fase (o longitudinal) y tierra. Este tipo de sobre voltaje
se clasifica por la componente del valor pico mas alto.
2. ESFUERZOS DIELÉCTRICOS (TENSIONES Y SOBRETENSIONES)
Rango de frecuencias Grupo
Frecuencia Designación Tipo de sobretensión (causa)
I 0.1 Hz – 3 kHz Baja frecuencia Temporales
II 50 Hz – 20 kHz Ondas de frente lento Maniobra
III 10 Hz – 3 MHz Ondas de frente rápido Rayos
IV 100 Hz – 50 MHz Ondas de frente muy rápido Reencendido
Rango de frecuencias asociados a los tipos de sobretensiones
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2. ESFUERZOS DIELÉCTRICOS (TENSIONES Y SOBRETENSIONES)
Formas y magnitudes típicas
de las sobretensiones
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Característica Voltaje-Tiempo
2. ESFUERZOS DIELÉCTRICOS (TENSIONES Y SOBRETENSIONES)
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3.1 Sobretensión temporal
Un voltaje senosoidal con frecuencia entre 48 y 62 Hz, y una duración de 60 s.
3.2 Impulso de maniobra
Un voltaje de impulso que tiene un tiempo pico de 250 µs y un tiempo de valor medio de
2500 µs.
3. TENSIÓNES NORMALIZADAS
3.3 Impulso de rayo
Un voltaje de impulso que tiene un tiempo de frente de 1.2 µs y un tiempo de valor medio
de 50 µs.
3.4 Impulso de maniobra combinado
Voltaje de impulso combinado que tiene dos componentes de igual valor pico y polarida
opuesta.
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3. TENSIONES NORMALIZADAS
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4. ORIGEN (FUENTE) DE LOS ESFUERZOS DIELÉCTRICOS
Se origina de la operación del sistema, bajo condiciones normales de
operación Tensión a frecuencia de potencia
Se puede originar de fallas, operaciones de maniobra (rechazo de carga, condiciones
de resonancia, ferroresonancias) y por combinación de estas. Sobretensión temporal
Pueden tener cualquier origen mencionado arriba. Ocurren entre fases de un sistema
(fase a fase) o sobre la misma fase en partes separadas de un sistema (longitudinal) Sobretensión combinada
Se puede originar de fallas, operaciones de maniobra o rayos directos sobre los
conductores de las líneas de transmisión aéreas. Sobretensión de frente lento
Se puede originar de fallas, operaciones de maniobra o rayos. Sobretensión de frente rápido
Se puede originar de fallas u operaciones de maniobra en
subestaciones aisladas en gas (GIS). Sobretensión de frente muy rápido
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5. FACTORES QUE AFECTAN LAS TENSIONES Y SOBRETENSIONES
5.1 Tensión a frecuencia de potencia y sobretensión temporal
Cuando se está en presencia de “contaminación” la respuesta del
aislamiento externo con respecto a los voltajes a frecuencia de potencia llega a
ser importante y puede determinar el diseño del aislamiento externo.
Generalmente ocurren descargas sobre el aislamiento cuando la superficie
está contaminada y llega a humedecerse (ligera llovizna, nieve, niebla, etc) sin
un efecto de lavado significativo.
Para propósitos de normalización se han especificado cuatro niveles
cualitativos de contaminación. Para cada nivel de contaminación se describen
algunos ambientes típicos correspondientes.
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5. FACTORES QUE AFECTAN LAS TENSIONES Y SOBRETENSIONES
5.1 Tensión a frecuencia de potencia y sobretensión temporal
Depósito de contaminante
Proceso de
Contaminación
Humedecimiento
Formación de bandas secas
Descargas superficiales
Descarga superficial total
Formación de capa o película contaminante sobre la superficie del
aislamiento. La formación de la capa depende de: tamaño y
composición de partículas, fuerzas sobre la partículas, acabado
superficial del aislamiento y propiedades aerodinámicas del
aislamiento.
Humedecimiento de la película contaminante por procesos
naturales como la niebla, rocío ó llovizna ligera y disolución del
contaminante. Creación de una capa de conductividad electrolítica
casi contínua a lo largo de la longitud del aislador.
Circulación de corriente (I) de varios microamperes. Disipación de
energía por “efecto Joule”, se manifiesta con la evaporación de las
zonas húmedas. Durante el incremento de la dispación de energía
debido al incremento de la resistividad se forman las bandas
secas. Formación de descargas eléctricas en la superficie del
aislamiento, debido a los esfuerzos concentrados en los extremos
de las bandas secas.
Aparición de un arco de potencia cuando las descargas llegan a
encadenarse. Esto implica la circulación de una corriente de varios
kiloamperes.
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5.2 Sobretensión de frente lento (maniobra)
Cuando se energizan o reenergizan líneas de transmisión se pueden generar
sobretensiones severas. La magnitud de éstas depende de muchos factores,
tales como: la longitud de la línea de transmisión, las impedancias de la línea
de transmisión, el grado de compensación, la ubicación de los equipos de
compensación y la existencia de carga remanente previa a la energización de
la línea de transmisión. La magnitud de estos transitorios es el principal factor
que determina los niveles de aislamiento para sistemas de transmisión de EHV
y UHV, por lo tanto la reducción de su severidad tiene ventajas economicas de
relevante importancia.
5. FACTORES QUE AFECTAN LAS SOBRETENSIONES
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5.2 Sobretensión de frente lento (maniobra)
5. FACTORES QUE AFECTAN LAS SOBRETENSIONES
En fuentes puramente inductivas (sin líneas conectadas a barras
energizadas) existe una tendencia claramente definida entre el nivel de falla
de la fuente y la magnitud de las sobretensiones. En fuentes complejas
(lineas conectadas a barras energizadas) no existe una tendencia general,
debido al gran número de parámetros que interactuan en la red de la fuente.
Configuración de la fuente
La carga remanente en una línea de transmisión previa a su recierre tiene un efecto
significativo en las sobretensiones producidas. El valor de la carga atrapada es
altamente dependiente del equipo conectado permanentemente a la línea,
determinando de esta manera el mecanismo de declive.
Carga remanente
Las características de la línea de transmisión (longitud, impedancia, etc) al
momento de su energización afectan directamente la magnitud de las
sobretensiones producidas.
Características de la línea
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5.2 Sobretensión de frente lento (maniobra)
La compensación con reactores shunt tienen un efecto doble cuando se situan en el
lado receptor de las líneas de transmisión, el cual contribuye a la reducción de la
severidad de las sobretensiones originadas por energización.
Compensación
Produce voltajes a través del acoplamiento mutuo de la primera fase que cierra
con respecto a las otras dos. Este efecto de pre-carga produce un voltaje más
grande que el voltaje de fase a través de los contactos de las otras dos fases del
interruptor.
Efecto “Pole Scatter”
La magnitud del voltaje transitorio es mucho más dependiente sobre el valor
instantaneo del voltaje a frecuencia de potencia en el cual cierra el interruptor. Si
las tres fases del interruptor cerraran a voltaje cero, entonces únicamente
ocourriría un voltaje transitorio muy pequeño.
Efecto “Point-on-wave”
5. FACTORES QUE AFECTAN LAS SOBRETENSIONES
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5.3 Sobretensión de frente rápido (rayo)
La magnitud y el índice de incremento de las sobretensiones de frente rápido
debido a los impactos de rayos sobre las líneas de transmisión es una
consideración importante para el aislamiento de la subestación y la estrategia
adoptada para limitar estos sobrevoltajes.
El número de rayos que afectan a una línea de transmisión es normalmente
relacionado con el nivel isoceraunico, el cual es definido como el número de
días durante en el año en el que se oye un trueno en una determinada
localidad.
5. FACTORES QUE AFECTAN LAS SOBRETENSIONES
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5.3 Sobretensión de frente rápido (rayo)
5. FACTORES QUE AFECTAN LAS SOBRETENSIONES
Un “Backflashover” ocurre como resultado del impacto de un rayo sobre la torre ó el
cable de guarda de una línea de transmisión, la corriente pasa a tierra a través del acero
de la torre causando una diferencia de tensión entre la torre (mensula) y los conductores
de la línea. La magnitud de esta corriente puede variar desde unos pocos kA hasta
superar los 200 kA.
Flameo inverso
“Backflashover”
La mayoría de las líneas de transmisión son equipadas con cables de guarda. El propósito
de estos cables es desviar los impactos de rayo de los conductores energizados y proveer
un apantallamiento. Cualquier impacto de rayo que pueda penetrar el apantallamiento se
denomina impacto directo “Direct strike” ó falla del apantallamiento.
Impacto directo
“Direct strike”
Como el efecto del impacto de un rayo viaja desde el punto de impacto
hacia la subetación, el frente de onda generado se retardará debido a las
perdidas por efecto corona.
Atenuación de la sobretención
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Frente rápido
5. FACTORES QUE AFECTAN LAS SOBRETENSIONES
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6. MÉTODOS PARA CONTROLAR LOS ESFUERZOS DIELÉCTRICOS
6.1 Tensión a frecuencia de potencia y sobretensión temporal
Pérfiles de aisladores tipo “cap and pin”
Pérfiles de aisladores tipo “post and longrod”
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6.2 Sobretensión de frente lento (maniobra)
En sistemas mayores ó iguales a 400 kV normalmente se requiere energizar
líneas de transmisión largas (> 200 km). Esto ocasiona sobretensiones en el
sistema que pueden alcanzar la magitud de 4 p.u (fasea a tierra), razón por la
cual se han desarrollado varios métodos para reducir ese efecto (< 2.5 p.u.
fase a tierra) y de esta manera obtener un diseño económico de las líneas de
transmisión y subestaciones. A 420 kV las sobretensiones pueden ser bien
controladas con la utilización de pararrayos de oxido metálico, mientras que a
partir de 550 kV la utilización de resistores de preinserción ha tenido un gran
efecto sobre este tipo de fenómeno.
6. MÉTODOS PARA CONTROLAR LOS ESFUERZOS DIELÉCTRICOS
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Los resistores utilizados para este fin deben permanecer en el circuito
durante un tiempo determinado, ya que de lo contarrio pudieran
generar sobretensiones sobre el sistema.
Resistores de preinserción (PIR)
Tanto el nivel como la duración de la sobretensión temporal deben
ser consideradas cuidadosamente antes de seleccionar las
características nominales del descargador de sobretensiones. El
factor térmico es muy importante en este tipo de pararrayos, ya que
si su capacidad térmica nominal es muy baja, las sobretensiones
temporales pudieran ocasionar un calentamiento excesivo en el
equipo lo que eventualmente lo haria fallar, producto de su
inestabilidad térmica.
Pararrayos de Oxido Metálico (MOA)
6.2 Sobretensión de frente lento (maniobra)
6. MÉTODOS PARA CONTROLAR LOS ESFUERZOS DIELÉCTRICOS
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Con interruptores modernos y el uso de
tecnología de microprocesadores, se puede
lograr con precisión el “Point-on-wave”. El
controlador debe ser capaz de compensar y
adaptar el control para permitir los cambios en
las condiones de operación del interruptor, asi
como los efectos de su envejecimiento. Este
método puede reducir las sobretensiones a
valores menores de 2 p.u.
Control del efecto “Point-on-wave”
(POW)
6.2 Sobretensión de frente lento (maniobra)
6. MÉTODOS PARA CONTROLAR LOS ESFUERZOS DIELÉCTRICOS
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6.3 Sobretensión de frente rápido (rayo)
Para líneas de transmisión bien apantalladas la condición de “Backflashover”
cerca a una subestación es de primordial interés en la determinación de la
ubicación y cantidad de pararrayos requeridos para lograr la coordinación de
aislamiento en subestaciones. El riesgo de un “Backflasover” puede ser
reducido, manteniedo las impedancias al pie de las torres en un valor mínimo,
particularmente cerca de la subestación (primeras cinco a siete torres). La torre
terminal es generalmente unida a la malla de tierra de la subestación, teniendo
de esta manera un valor de impedancia a tierra muy bajo (1 Ohm).
6. MÉTODOS PARA CONTROLAR LOS ESFUERZOS DIELÉCTRICOS
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Para hacer completo uso del nivel de protección del
descargador de sobretensiones, éste debería ser ubicado tan
cerca como sea posible del equipo a proteger. Dependiendo
del indice de icremento de voltajes fuentes, en los terminales
del interruptor se experimentará un voltaje mayor que el
voltaje residual en la ubicación del pararrayo, lo cual debe ser
tomando en cuenta cuando se evalúen las sobretensiones en
la subestación.
Ubicación de pararrayos
6.3 Sobretensión de frente rápido (rayo)
6. MÉTODOS PARA CONTROLAR LOS ESFUERZOS DIELÉCTRICOS
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La norma IEC-71-2 basa la selección del nivel de aislamiento normalizado en el
cumplimiento del criterio de comportamiento, basado en una tasa de falla o defectos
aceptables que depende de la configuración práctica que se adopte para cada instalación.
El criterio de comportamiento es en sí la base sobre la cual se selecciona el aislamiento
para reducir a un nivel aceptable desde el punto de vista de operación y economía la
probabilidad de que los esfuerzos impuestos al aislamiento causen daño o afecten la
continuidad del servicio. Este criterio es distinto según sea la importancia de cada tipo de
falla. A continuación se indican algunas tasas de falla aceptables.
• Aparatos: 0.001/año - 0.004/año
• Líneas (rayo): 0.1/100 km al año - 20/100 km al año (distribución)
• Líneas y aparatos (maniobra): 0.01/operación – 0.001/operación
7. PROCEDIMIENTO PARA LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO
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El procedimiento para la coordinación de aislamiento consiste en la selección
de un grupo de voltajes normalizados que caracterizan el aislamiento de los
equipos. Para lograr esto se debe cuumplir con los siguientes pasos:
7. PROCEDIMIENTO PARA LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO
7.1. Determinar la sobretensiones representativas (Urp)
7.2. Determinar las tensiones soportadas de coordinación (Ucw)
7.3. Determinar las tensiones soportadas requeridas (Urw)
7.4. Determinar el nivel de aislamiento normalizado (Uw)
7.5. Calcular las distancias mínimas en aire
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7.1 Sobretensiones representativas (Urp)
Son las que se suponen realizan el mismo efecto dieléctrico sobre el
aislamiento de una clase dada, que aquellas que ocurran en las condiciones de
servicio.
Estas consisten en tensiones con formas de onda normalizadas y pueden ser
definidas por un valor, un conjunto de de valores ó una distribución de
frecuencia de valores que caracterizan las condiciones de servicio. Se incluye
tambien la tensión de operación a frecuencia de potencia representando el
esfuerzo de la tensión de servicio en el aislamiento.
7. PROCEDIMIENTO PARA LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO
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7.1 Sobretensiones representativas (Urp)
Las sobretensiones representativas dependen de la red y del tipo de línea. En
su estudio se deben analizar los siguientes aspectos:
• Causa de las sobretensiones y clasificación de las mismas
• Niveles de protección para cada una de ellas (dispositivos y esquemas de
protección)
• Tipo de aislamiento
7. PROCEDIMIENTO PARA LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO
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7.2 Tensiones soportadas de coordinación (Ucw)
La tensión soportada de coordinación es, para cada clase de tensión, el valor
de la tensión soportada del aislamiento en las condicones de servicio, que
cumple el criterio de comportamiento.
Para hallar las tensiones soportadas de coordinación las sobretensiones
representativas se multiplican por el factor de coordinación (kc). El factor de
coordinación depende de si las sobretensiones se determinan empírica ó
estadísticamente. Por tanto, tres aspectos deben analizarse aquí:
• Característica del aislamiento
• Criterio de comportamiento
• Factor de coordinación (kc)
7. PROCEDIMIENTO PARA LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO
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7.3 Tensiones soportadas requeridas (Urw)
La tensión soportada requerida es el valor de tensión que el aislamiento debe
soportar en la prueba de tensión soportada para asegurar que el aislamiento
cumpla el criterio de comportamiento cuando se somete a las sobretensiones
que ocurren en las condiciones de servicio durante su periodo de vida útil.
La tensión soportada requerida tiene la forma de la tensión soportada de
coordinación con la inclusión del factor de seguridad (ks).
El factor de seguridad tiene en cuentalas diferencias entre las condiciones de
servicio y las normalizadas en la prueba de tensión soportada debido a las
imperfecciones en el montaje, diferencias en la calidad del producto,
envejecimiento de la línea, etc.
7. PROCEDIMIENTO PARA LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO
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7.3 Tensiones soportadas requeridas (Urw)
De forma genérica el factor de seguridad se toma como ks = 1.15 para
aislamientos internos y como ks = 1.05 para aislamientos externos. En
subestaciones aisladas en gas (GIS) de tensiones elevadas elvalor de ks
puede ser mayor y es conveniente realizar ensayos.
En el caso de aislamientos externos deben realizarse las correciones por
condiciones atmosféricas. Puede suponerse que los efectos de la temperatura
ambiente y la humedad tienden a cancelarse y tener en cuenta sólo la
corrección por la altura (ka). De acuerdo a lo anterior dos aspectos deben
analizarse:
• Factor de seguridad (ks)
• Factor de corrección atmosférico (ka)
7. PROCEDIMIENTO PARA LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO
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7.4 Selección del nivel de aislamiento normalizado (Uw)
La selección del nivel de aislamiento nominal consiste en seleccionar el grupo
de voltajes normalizados (Uw) del aislamiento suficientes para probar que
todos las tensiones soportadas requeridas se cumplen.
7. PROCEDIMIENTO PARA LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO
7.5 Selección de las distancias de aislamiento
La norma IEC 71-2 permite elegir distancias adecuadas de aisalmiento en aire,
pero debe tenerse en cuenta que si los aparatos o subconjuntos son
ensayados específicamente, estas distancias pudieran reducirse si el campo
eléctrico se distribuye mejor.
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7.4 Selección del nivel de aislamiento normalizado (Uw)
La selección del nivel de aislamiento nominal consiste en seleccionar el grupo
de voltajes normalizados (Uw) del aislamiento suficientes para probar que
todos las tensiones soportadas requeridas se cumplen.
7. PROCEDIMIENTO PARA LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO
7.5 Selección de las distancias de aislamiento
La norma IEC 71-2 permite elegir distancias adecuadas de aisalmiento en aire,
pero debe tenerse en cuenta que si los aparatos o subconjuntos son
ensayados específicamente, estas distancias pudieran reducirse si el campo
eléctrico se distribuye mejor.
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Diagrama de flujo para la determinación del
nivel de aislamiento nominal o normalizado
7. PROCEDIMIENTO PARA LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO
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ASIGNATURA: TÉCNICAS DE ALTA TENSIÓN
La determinación de las tensiones soportadas de coordinación consiste en la
selección de los valores más bajos tensiones soportadas del aislamiento que
cumplan el criterio de comportamiento cuando se someten a las
sobretensiones representativas en las condiciones de operación.
Dos métodos están normalizados según la IEC 71-2 “Insulation Coordination
– Aplication Guide” para las sobretensiones transitorias: el Método
Determinístico y el Método Estadístico.
8. MÉTODOS DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO
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8.1 Método Determinístico
En este método el criterio de coordinación de aislamiento es el margen existente entre una
sobretensión aceptada convencionalmente (no necesariamente constatada) y la tensión
soportada del aislamiento aceptada convencionalmente cuyo valor no puede ser
rigurosamente demostrable, pero se deduce de un ensayo a impulso.
La sobretensión máxima convencional; es el valor e cresta de la sobretensión tipo rayo
que se adopta como sobretensión máxima a usar en el método convencional de
coordinación de aislamiento.
La tensión soportada convencional; es el valor de cresta de una sobretensión aplicada
durante un ensayo a impulso, para el que un aislamiento debe presentar ninguna descarga
disruptiva cuando se somete a un número de impulsos de este valor bajo condiciones
específicadas.
El margen de prortección entre ellas determina un coeficiente de seguridad que no debe
ser inferior a un valor que se estima por experiencia.
8. MÉTODOS DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO
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8.1 Método Determinístico
El método determinístico de coordinación de aislamiento admite que existe un riesgo de
falla del aislamiento pero no intenta cuantificarlo.
El criterio de confiabilidad específico es una función de la consecuencia de la falla o de la
importancia de la línea, subestación ó equipamiento que se analiza. Por ejemplo:
• La subestación debe ser diseñada con una confiabilidad mayor que la línea, porque la
falla de la subestación conduce a la salida de la línea, incluso de varias líneas.
• Dentro de una misma subestación para el transformador debe establecerse un margen
de protección mayor que el de otros equipos, porque su falla conduce a la salida de la
subestación.
• La confiabilidad de las subestaciones y líneas de transmisión, por razones obvias debe
ser mayor que las subestaciones y líneas de distribución.
8. MÉTODOS DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO
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ASIGNATURA: TÉCNICAS DE ALTA TENSIÓN
8.2 Método Estadístico
Existen dos versiones, el Método Estadístico y el Método Estadístico Simplificado. El más
utilizado es el último.
En el Método Estadístico Simplificado se admite que las distribuciones reales de
sobretnsiones y probabilidades de descarga del aislamiento se corresponden con
distrubuciones normales de desviación típica (σ) conocida.
Bajo esta hipótesis (distribuciones normales con σ conocida), las curvas completas de
distribucion de sobretensiones y de probabilidades de descarga del aislamiento pueden
definirse dando sobre cada una de ellas un solo punto, correspondiente respectivamente a
una probabilidadde referencia dada, que poara la curva de sobretensiones es la
sobretensión estsadística y para la curva de probabilidades de descarga disruptiva del
aislamiento es la tensión soportada estadística.
8. MÉTODOS DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO
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8.2 Método Estadístico
La sobretensión estadística; es una sobretensión de maniobra o rayo aplicada a un
aislamiento cuyo valor de cresta tiene una probabilidad de de ser excedida igual al 2%.
La tensión soportada estadística; es una sobretensión de maniobra o rayo aplicada
durante un ensayo de impulso para la que el aislamiento presenta un aprobabilidad de
soporte de 90%.
El Método Estadístico Simplificado calcula el riesgo de avería o falla del aislamiento a
partir de las correlaciones entre el riesgo de avería y el coeficiente de seguridad
estadístico.
El coeficiente de seguridad estadístico; es la relación entre la tensión soportada
estadística y la sobretensión estadística para una perturbación dad, establecida sobre la
base de un riesgo de defecto dado.
8. MÉTODOS DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO
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9. EJEMPLO DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO
Aplicar el proceso de coordinación de aislamiento a la subestación 1 (station 1),
asumiendo que será una instalación nueva y estará ubicada adyacente a una vía
pública de importancia, donde las sales marinas se propagan en el camino durante el
invierno. Además el voltaje más alto del sistema (Us) será de 245 kV y la altitud de la
ésta instalación será de 1000 m.
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Paso 1 : Determinación de las sobretensiones representativas (Urp)
Tensión a frecuencia de potencia Us = 245 kV fase a fase
1.0 p.u. 200 kV (cresta)
Sobretensiones temporales
Fallas a tierra
Rechazo de carga Máxima sobretensión = 1.4 p.u.
Factor de falla a tierra: k = 1.5
Urp(f-t) = 198 kV
Urp(f-f) = 343 kV
Urp(f-t) = 212 kV
Sobretensiones representativas resultantes
Fase a tierra : Urp(f-t) = 212 kV Fase a fase : Urp(f-f) = 343 kV
Sobretensiones de frente lento
Ue2 = 3.0 p.u. ; Up2 = 4.5 p.u.
Re-energización
Sobretensiones originadas en la Subestación 2
Uet = 700 kV ; Upt = 1039 kV
Uet = 3.5. p.u. ; Upt = 5.19 p.u.
Sobretensiones originadas en la Subestación 1
Ue2 = 1.9 p.u. ; Up2 = 2.9 p.u.
Energización y Re-energización
Uet = 425 kV ; Upt = 639 kV
Uet = 2.12. p.u. ; Upt = 3.19 p.u.
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Paso 1 : Determinación de las sobretensiones representativas (Urp)
Pararrayos en la entrada de la línea y cerca de los transformadores : Ups = 410 kV ; Upl = 500 kV
Uet > Ups Upt > 2 Ups
Para equipos en la entrada de la línea
Fasea a tierra : Urp = Ups = 410 kV
Fasea a fase : Urp = 2 Ups = 820 kV
Sobretensiones de frente rápido Se evalúan en el paso 2
Uet > Ups Upt > 2 Ups
Para otros equipos
Fasea a tierra : Urp = Ups = 410 kV
Fasea a fase : Urp = 2 Ups = 639 kV
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Paso 2 : Determinación de las tensiones soportadas de la coordinación (Ucw)
Sobretensiones temporales Factor Kc = 1.0
Fase a tierra : Ucw = Kc x Urp = 1.0 x 212 kV = 212 kV
Fase a fase : Ucw = Kc x Urp = 1.0 x 343 kV = 343 kV
Ups/Ue2 = 0.68
Fasea a tierra
Equipos en la entrada de la línea (sólo aislamiento externo) Otros equipos
Sobretensiones de frente lento Se utilizó el Método Determinístico = Factor Kcd
Kcd = 1.10
2 Ups/Ue2 = 0.91
Fasea a fase
Kcd = 1.0
Ucw = Kcd x Urp
Ucw = 451 kV
Ucw = Kcd x Urp
Ucw = 820 kV
Ups/Ue2 = 1.08
Fasea a tierra
Kcd = 1.03
2 Ups/Ue2 = 1.41
Fasea a fase
Kcd = 1.0
Ucw = Kcd x Urp
Ucw = 422 kV
Ucw = Kcd x Urp
Ucw = 639 kV
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Sobretensiones de frente rápido Se utilizó el Método Estadístico Simplificado
Datos de experiencia
Comportamiento requerido
Parámetro “A” : A = 4500
Longitud del vano : Lsp = 300 m
Tasa de salida (Rkm) : 1/100 km x año
Tasa de falla aceptable (Ra) : 1/400 años
Nivel de protección del pararrayos para sobretensiones de frente rapido : Upl = 500 kV
Máxima separación del aislamiento interno : L = 30 m
Máxima separación del aislamiento externo : L = 60 m
Aislamiento interno : Ucw = 622 kV
Aislamiento externo : Ucw = 745 kV
La = 250 m
Paso 2 : Determinación de las tensiones soportadas de la coordinación (Ucw)
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Factor de seguridad Aislamiento interno : Ks = 1.15
Aislamiento externo : Ks = 1.05
Paso 3 : Determinación de las tensiones soportadas requeridas (Urw)
Factor de corrección atmosférico Altitud : H = 1000 m
Fasea a tierra
Frecuencia de potencia
Fasea a fase Fasea a tierra
Impulso de maniobra
Fasea a fase
m = 0.94 m = 1.0
Ka = 1.122 Ka = 1.130
m = 0.5
Ka = 1.063
Fasea a tierra
Impulso tipo rayo
Fasea a fase
m = 1.0
Ka = 1.130
Aislamiento interno : Urw = Ucw x Ks
Aislamiento externo : Urw = Ucw x Ks x Ka Tensiones soportadas requeridas
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Paso 3 : Determinación de las tensiones soportadas requeridas (Urw)
Fasea a tierra
Impulso de maniobra
Fasea a fase Fasea a tierra
Sobretensiones temporales
Fasea a fase
Aislamiento
interno
243 kV
Aislamiento
externo
237 kV
Aislamiento
interno
395 kV
Aislamiento
externo
383 kV
Fasea a tierra
Impulso tipo rayo
Fasea a fase
Aislamiento
interno
715 kV
Aislamiento
externo
884 kV
Aislamiento
interno
715 kV
Aislamiento
externo
884 kV
Equipos en la
entrada de la
línea
Aislamiento
externo
531 kV
Equipos en la
entrada de la
línea
Aislamiento
interno
973 kV
Otros
equipos
Aislamiento
interno
485 kV
Aislamiento
externo
497 kV
Otros
equipos
Aislamiento
interno
735 kV
Aislamiento
externo
758 kV
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ASIGNATURA: TÉCNICAS DE ALTA TENSIÓN
Paso 3-A : Conversión a tensiones soportadas para el rango I
Conversión de voltajes soportados de impulso tipo maniobra
a voltajes soportados a frecuancia de potencia de corta
duración
Conversión de voltajes soportados de impulso tipo maniobra
a voltajes soportados de impulso tipo rayo
Factores de conversión
Aislamiento externo :
Fase a tierra : 0.6 + Urw / 8500
Fase a fase : 0.6 + Urw / 12700
Aislamiento interno :
Fasea atierra : 0.5
Fase a fase : 0.5
Factores de conversión
Aislamiento externo :
Fase a tierra : 1.3
Fase a fase : 1.05 + Urw / 9000
Aislamiento interno :
Fasea atierra : 1.1
Fase a fase : 1.1
Equipos en la
entrada de la línea
Aislamiento externo
Fase a tierra : 352 kV
Fase a fase : 658 kV
Otros equipos
Aislamiento externo
Fase a tierra : 327 kV
Fase a fase : 500 kV
Aislamiento interno
Fase a tierra : 243 kV
Fase a fase : 367 kV
Equipos en la
entrada de la línea
Aislamiento externo
Fase a tierra : 690 kV
Fase a fase : 1127 kV
Otros equipos
Aislamiento externo
Fase a tierra : 646 kV
Fase a fase : 860 kV
Aislamiento interno
Fase a tierra : 534 kV
Fase a fase : 808 kV
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ASIGNATURA: TÉCNICAS DE ALTA TENSIÓN
Valores de Urw :
En kV “r.m.s.” frecuencias de
potencia de corta duración
En kv “pico” para impulsos de
maniobra e impulso
Aislamiento Externo
Aislamiento Interno
Equipos en entrada de línea Otros equipos
Urw(s) Urw(c) Urw(s) Urw(c) Urw(s) Urw(c)
F. Potencia
Fase-tierra 237 352 237 327 243 243
Fase-fase 383 658 383 500 395 367
Maniobra
Fase-tierra 531 --- 497 --- 485 ---
Fase-fase 973 --- 758 --- 735 ---
Rayo
Fase-tierra 884 690 884 646 715 534
Fase-fase 884 1127 884 860 715 808
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ASIGNATURA: TÉCNICAS DE ALTA TENSIÓN
Valores de Urw :
En kV “r.m.s.” frecuencias de
potencia de corta duración
En kv “pico” para impulsos de
maniobra e impulso
Aislamiento Externo
Aislamiento Interno
Equipos en entrada de línea Otros equipos
Urw(s) Urw(c) Urw(s) Urw(c) Urw(s) Urw(c)
F. Potencia
Fase-tierra 237 352 237 327 243 243
Fase-fase 383 658 383 500 395 367
Maniobra
Fase-tierra 531 --- 497 --- 485 ---
Fase-fase 973 --- 758 --- 735 ---
Rayo
Fase-tierra 884 690 884 646 715 534
Fase-fase 884 1127 884 860 715 808
Aislamiento para voltaje a frecuencia de potencia = 395 kV
Aislamiento para impulsos atmosféricos = 884 kV ; Exepción: Equipos en entrada de línea (Fase-fase) = 1127 kV )
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ASIGNATURA: TÉCNICAS DE ALTA TENSIÓN
Paso 4 : Determinación del nivel de aislamiento normalizado
Paso 5 : Cálculo de las distancias mínimas en aire
Nivel de aislamiento normalizado 395 kV / 950 kV
Aplicable a cualquier aislamiento
Aislamiento externo
No requiere de pruebas fase a fase, si las
distancias son :
Para otros equipos (950 kV) : 1.90 m
Para equipos en la entrada de la línea (1127 kV) : 2.35 m
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ASIGNATURA: TÉCNICAS DE ALTA TENSIÓN
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ASIGNATURA: TÉCNICAS DE ALTA TENSIÓN
Sobretensión transitoria de frente lento
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ASIGNATURA: TÉCNICAS DE ALTA TENSIÓN
Sobretensión transitoria de frente rápido
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ASIGNATURA: TÉCNICAS DE ALTA TENSIÓN
Sobretensión transitoria de frente muy rápido
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ASIGNATURA: TÉCNICAS DE ALTA TENSIÓN
Origen Características Limitación Protección con
pararrayos
Falla a tierra
Pueden originar sobretensiones
fase atierra en las otras dos fases,
no producen sobretensiones fase
a tierra longitudinales.
Mediante la selección de
aquellos parámetros que
pueden tener gran
influencia en su valor de
cresta. Son más
reducidas en sistemas
con neutro a tierra.
Pérdida brusca
de carga
Pueden originar sobretensiones
fase a tierra, entre fases y
longitudinales. La magnitud
depende de la carga
desconectada, la estructura del
sistema y las características de la
fuente.
Mediante la instalación
de reactores paralelo,
bancos de capacitares
serie ó compensadores
estáticos.
Resonancia y
ferroresonancia
Generalmente se originan cuando
se activan redes con grandes
elementos capacitivos y
reactancias saturables.
Desintonizando el
sistema de la frecuencia
de resonancia,
cambiando la
configuración de la red ó
instalando resistencias
de amortiguamento.
Sobretensiones
longitudinales
durante la
energización
Pueden alcanzar una amplitud
igual a dos veces el valor de la
tensión de operación fase a
tierra, con una duración que va
de varios segundos a varios
minutos.
La selección de la
tensión nominal se
realiza a partir de la
máxima tensión de
régimen permanente.
Desde el punto de vista
práctico no se
seleccionan para limitar
las sobretensiones
temporales, excepto en
ciertos casos de
resonancia.
Origen de sobretensiones temporales
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ASIGNATURA: TÉCNICAS DE ALTA TENSIÓN
Origen Características Limitación Protección con
pararrayos
Energización y
re-energización
de líneas
Pueden originar sobretensiones
fase a tierra y fase a fase. Las
amplitudes dependen del tipo de
interruptor, el tipo de red y la
potencia de cortocircuito en el
punto de maniobra, la longitud
de la línea, así como de la
terminación y el tipo y grado de
compensación.
Falla, apertura
y re-cierre
Pueden originar sobretensiones
fase a tierra.
Maniobra con
corrientes
inductivas o
capacitivas
El re-encendido de interruptores
durante la interrupción de
corrientes capacitivas o
inductivas puede originar
sobretensiones muy peligrosas.
Pérdida brusca
de carga
Pueden ser importantes en redes
del Rango II (>245 kV) en las
que las sobretensiones de
energización y re-energización se
controlan a valores menores a 2
p.u.
Mediante:
Resistencias de pre-
inserción ó control en el
instante del cierre de
interruptores.
Transformadores de
tensión inductivos,
instalados en los
terminales de las líneas
que reducen la carga
atrapada en las fases
después de la
desconexión.
Varistores a través de las
cámaras de interrupción
que pueden limitar las
operaciones de maniobra
con líneas
Reactores ó
condensadores
Pueden ser adecuados
para proteger contra
sobretensiones de frente
lento en redes con
sobretensiones
temporales moderadas.
La dependencia de la
tensión residual respecto
al frente de onda de la
corriente de descarga es
despreciable.
Se instalan generalmente
entre fase y tierra.
Origen de sobretensiones de frente lento
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ASIGNATURA: TÉCNICAS DE ALTA TENSIÓN
Origen Características Limitación Protección con
pararrayos
Rayos en
líneas aéreas
Pueden ser originadas por:
Rayos directos al conductor,
estructura ó cale de guarda.
Rayos en la vecindad de la
línea. Importantes sólo en redes
de Rango I (< 245 kV).
Mediante diseños de
coordinación
apropiados:
Instalando cables de
guarda o pararrayos
contra impacto directo.
Manteniendo baja la
resistencia depuesta a
tierra.
Rayos en
subestaciones
receptoras
La amplitud de las
sobretensiones por rayos sin la
utilización de dispositivos de
protección son demasiadas
elevadas para basar la
coordinación de aislamiento a
partir de sus valores.
Maniobras y
cortocircuitos
Se pueden originar en maniobras
con equipos conectados a la red
mediante cables muy cortos. La
máxima sobretensión depende
del comportamiento del equipo
de maniobra y puede variar de 2
a 3 veces la tensión de la cresta.
Mediante la selección
del equipo de maniobra
adecuado:
Interruptores libres de
re-encendido
Pre-inserción de
resistencias limitadoras
Control del instante de
maniobra.
La efectividad depende
de:
La amplitud y la forma
de onda de la corriente
de descarga.
Las características del
pararrayo.
La impedancia de
onda del equipo
protegido.
La longitud de los
cables de conexión.
Las corrientes de
descarga de los
pararrayos se deben
seleccionar de acuerdo a
los siguientes criterios:
Rango I (< 245 kV):
5 a 10 kA
Rango II (> 245 kV):
10 a 20 kA
Origen de sobretensiones de frente rápido
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ASIGNATURA: TÉCNICAS DE ALTA TENSIÓN
Distancias de fuga recomendadas por IEC 71-2
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ASIGNATURA: TÉCNICAS DE ALTA TENSIÓN
Representación esquemática del efecto de la contaminación en una superficie hidrofílica
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ASIGNATURA: TÉCNICAS DE ALTA TENSIÓN
Distancia de fuga por unidad de longitud axial para pérfiles de aisladores
tipo “cap and pin”
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ASIGNATURA: TÉCNICAS DE ALTA TENSIÓN
Distancia de fuga por unidad de longitud axial para pérfiles de aisladores
tipo “post and longrod”
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ASIGNATURA: TÉCNICAS DE ALTA TENSIÓN
Niveles de aisalmiento para el
rango I (Um < 245 kV)
Elección del nivel de aislamiento normalizado (Uw)
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ASIGNATURA: TÉCNICAS DE ALTA TENSIÓN
Niveles de aisalmiento para el
rango II (Um > 245 kV)
Elección del nivel de aislamiento normalizado (Uw)
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ASIGNATURA: TÉCNICAS DE ALTA TENSIÓN
Correlación entre las tensiones soportes tipo
rayo y las distancias mínimas en aire
Elección de las distancias de aislamiento
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ASIGNATURA: TÉCNICAS DE ALTA TENSIÓN
Correlación entre las tensiones soportes
normalizadas tipo rayo y las distancias mínimas
en aire (fase a tierra)
Correlación entre las tensiones soportes
normalizadas tipo rayo y las distancias mínimas
en aire (fase a fase)
Elección de las distancias de aislamiento
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ASIGNATURA: TÉCNICAS DE ALTA TENSIÓN
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ASIGNATURA: TÉCNICAS DE ALTA TENSIÓN
Fasea a tierra Fase a fase
Estudios sobre el sistema en cuestión, utilizando el método “Phase–peak” mostrarón que las
energizaciones de la línea desde la subestación 2 pueden resultar en 2% de las
sobretenciones en la entrada de la línea (con el extremo abierto) de la subestación 1, con
valores de Ue2 = 3.0 p.u. y Up2 = 4.5 p.u. Las sobretensiones representativas para equipos
de entrada a la línea (antes de la aplicación de pararrayos) son los valores truncados de éstas
distribuciones de sobretensones.
Fuentes particulares que afectan a los equipos de entrada a la línea (en la subestación 1)
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ASIGNATURA: TÉCNICAS DE ALTA TENSIÓN
Fasea a tierra Fase a fase
Todos los equipos ubicados en la Subestación 1 están sujetos a sobretensiones de frente
lento debido a la energización y re-energización de las líneas a nivel local. Sin embargo, éstos
sobrevoltajes en los terminales (extremos) emisores son mucho más bajos que en los
terminales receptores.
Fuentes que afectan a todos los equipos (en la subestación 1)
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UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA
“ANTONIO JOSÉ DE SUCRE”
VICE-RECTORADO PUERTO ORDAZ
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
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Para controlar las posibles sobretensiones originadas de re-energización remota, se instalaron
pararrayos en la entrada de la línea. Las características de de protección de éstos equipos son:
• Nivel de protección para impulso de maniobra : Ups = 410 kV
• Nivel de protección para impulso atmosférico : Upl = 500 kV
Con el uso de pararrayos las sobretensiones representativas de frente lento pueden obtenerse
directamente por através del Ups (fase a tierra) ó 2 Ups (fase a fase) si estos valores de protección
son menores que los correspondientes a los máximos esfuerzos de sobretensión de frente lento (Uet
y Upt). Este es el caso para cualquier esfuerzo excepto para los equipos de entrada a la línea (fase a
fase), entonces las sobretensiones representativas de frente lento son:
Fase a tierra : Urp = 410 kV para cualquier equipo
Fase a fase:
* Urp = 639 kV para cualquier equipo excepto a los de entrada a la línea
* Urp = 820 kV para equipos de entrada a la línea
Fuentes particulares que afectan a los equipos de entrada a la línea (en la subestación 1)
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Determinación del factor de coordinación determinístico (Kcd)
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Método estadístico simplificado
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Método estadístico simplificado
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Niveles de aisalmiento para el
rango I (Um < 245 kV)
Elección del nivel de aislamiento normalizado (Uw)
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Correlación entre las tensiones soportes tipo
rayo y las distancias mínimas en aire
Elección de las distancias de aislamiento