PROYECTO SUBESTACIÓN CURRAMBA A 220 kV Y
AMPLIACIÓN SUBESTACIÓN SAN UIS A 220 kV EN UN
CAMPO DE LÍNEA
MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Y
CÁLCULO DE DISTANCIAS ELÉCTRICAS
SUBESTACIÓN CURRAMBA 220 kV
DOCUMENTO CLIENTE REP CURRAMBA
DOCUMENTO SIEMENS
MEMORIA DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Y DISTANCIAS ELÉCTRICAS
1. INTRODUCCION ... 4
2. PARÁMETROS DEL SISTEMA ... 4
3. METODOLOGÍA PARA LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO ... 4
3.1 DETERMINACIÓN DE LAS SOBRETENSIONES REPRESENTATIVAS (URP) ... 5
3.1.1 Tensión a frecuencia industrial ... 5
3.1.2 Sobretensiones temporales ... 5
3.1.3 Sobretensiones representativas temporales ... 6
3.1.4 Sobretensiones de frente lento ... 6
3.2 DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD PARA COORDINACIÓN (UCW) ... 8
3.2.1 Sobretensiones temporales ... 8
3.2.2 Sobretensiones de frente lento ... 8
3.2.3 Sobretensiones de frente rápido ... 8
3.3 DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD REQUERIDAS (URW) ... 9
3.3.1 Factor de seguridad ... 9
3.3.2 Factor de corrección atmosférico ... 9
3.3.3 Tensiones de soportabilidad requeridas ... 10
3.4 CONVERSIÓN A TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS (UW) ... 11
3.4.1 Conversión a tensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial (SDW) ... 11
3.4.2 Conversión a tensión de soportabilidad del impulso tipo rayo (LIW) ... 12
3.5 SELECCIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS ... 12
3.6 DISTANCIAS MÍNIMAS EN AIRE ... 12
4. EQUIPOS SUBESTACIÓN CURRAMBA A 220 KV ... 14
4.1 SELECCIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS ... 14
4.2 DISTANCIAS MÍNIMAS EN AIRE ... 19
4.3 SELECCIÓN DEL PARARRAYOS ... 19
4.3.1 TENSIÓN CONTINUA DE OPERACIÓN (COV) ... 19
4.3.2 SOBRETENSIÓN TEMPORAL (TOV) ... 19
4.3.3 TENSIÓN NOMINAL DEL PARARRAYOS ... 19
4.3.4 ENERGÍA EN PARARRAYOS ... 20
5. DISTANCIAS ELÉCTRICAS ... 23
5.1.1 Valor básico ... 23
5.1.2 Zonas de seguridad ... 24
5.2 DISTANCIAS PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LA SUBESTACIÓN ... 29
5.2.1 Ancho de barras ... 29
5.2.2 Ancho de campo ... 30
5.2.3 Altura de campo ... 31
5.2.4 Longitud del campo ... 33
REFERENCIAS ... 35
LISTA DE TABLAS Tabla 1. Parámetros Subestación Curramba a 220 kV ... 4
Tabla 2. Tensión base ... 5
Tabla 3. Distancia específica mínima nominal... 5
Tabla 4. Factores de conversión para rango I ... 11
Tabla 5. Correlación entre el nivel de soportabilidad al impulso tipo rayo y las distancias mínimas en el aire ... 13
Tabla 6. Paso 1, determinación de las sobretensiones representativas (Urp) ... 14
Tabla 7. Paso 2, determinación de las tensiones de soportabilidad para coordinación (Ucw) ... 15
Tabla 8. Paso 3, determinación de las tensiones de soportabilidad requeridas (Urw) ... 16
Tabla 9. Paso 4, determinación de las tensiones de soportabilidad normalizadas (Uw) ... 17
Tabla 10. Resumen de las tensiones de soportabilidad requeridas ... 18
Tabla 11. Distancias mínimas en el aire ... 19
Tabla 12. Distancias adoptadas entre equipos de patio 220 kV ... 34
Tabla 13. Distancias de seguridad y dimensionamiento subestación Curramba a 220 kV ... 34
LISTA DE FIGURAS Figura 1. Valor básico ... 24
Figura 2. Distancias medias para un operador ... 25
Figura 3. Ejemplo de la franja de circulación de personal ... 25
Figura 4. Distancias de seguridad para circulación de vehículos ... 26
Figura 5. Franja de circulación usada para servicios de mantenimiento con herramientas livianas ... 27
Figura 6. Franja de circulación usada para servicios de mantenimiento con herramientas pesadas ... 28
Figura 7. Rango del movimiento de conductores flexibles durante cortocircuitos ... 29
Figura 8. Ancho de campo determinado por estructura adyacente a seccionador pantógrafo ... 31
LISTA DE ANEXOS Anexo 1.CARACTERÍSTICAS DEL PARARRAYOS EN LA SUBESTACIÓN CURRAMBA 220 kV ... 1
1. INTRODUCCION
En este documento se presenta la metodología, los datos y los resultados del estudio de coordinación de aislamiento y de selección del pararrayos para determinar el nivel de aislamiento de los equipos de 220 kV de la subestación Curramba ubicada en el Perú y perteneciente a la empresa Red de Energía del Perú REP.
Adicionalmente se presenta la selección de las diferentes distancias eléctricas incluyendo el ancho, la altura y la longitud de los campos a partir de las distancias mínimas fase a fase y fase a tierra seleccionadas en la Coordinación de Aislamiento.
2. PARÁMETROS DEL SISTEMA
En la Tabla 1 se presentan los parámetros generales para la subestación Curramba a 220 kV.
Tabla 1. Parámetros Subestación Curramba a 220 kV
Voltaje nominal 220 kV
Frecuencia nominal 60 Hz
Tensión asignada al equipo 245 kV Tensión asignada al impulso tipo rayo 1050 kV Tensión asignada soportada a la frecuencia industrial 460 kV Nivel de contaminación ambiental (IEC 60815) Muy pesado Distancia de fuga mínima nominal 31 mm/kV Distancia de fuga mínima entre fase y tierra 7595 mm Máxima corriente de cortocircuito 40 kA Sistema sólidamente puesto a tierra En Y Altura sobre el nivel del mar 50 m
3. METODOLOGÍA PARA LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO
El procedimiento de coordinación de aislamiento es 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 la subestación se siguió un método determinístico para seleccionar los aislamientos internos
(no – autorestaraubles) y un método probabilístico simplificado de la norma IEC 60071-2 para establecer los aislamientos externos (autorestaurables). Los principales pasos para la coordinación de aislamiento son:
1. Determinación de las sobretensiones representativas (Urp)
2. Determinación de las tensiones de soportabilidad para coordinación (Ucw) 3. Determinación de las tensiones de soportabilidad requeridas (Urw)
4. Determinación de las tensiones de soportabilidad normalizadas (Uw)
3.1 DETERMINACIÓN DE LAS SOBRETENSIONES REPRESENTATIVAS (Urp)
3.1.1 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).
3 2 Um
Ubase
Tabla 2. Tensión base
Tensión asignada al equipo,
Um Tensión base, Um2/3
245 kV 200 kV
La Tabla 3 muestra las diferentes distancias específicas mínimas para los diferentes niveles de contaminación según la norma IEC 60071-2.
Tabla 3. 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
3.1.2 Sobretensiones temporales
Se consideran los valores para las sobretensiones sugeridas en la recomendación IEC 60071-2, los cuales incluyen factores que llevan a resultados conservativos.
3.1.2.1 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 considera que la máxima sobretensión eficaz no sobrepasa 1,4 veces la tensión máxima eficaz fase a tierra del sistema. Para sistemas con neutro aislado las sobretensiones alcanzan hasta 1,73 veces la tensión eficaz máxima.
3 * ) ( S rp U K e p U en donde:
K: Factor de falla a tierra (Ver anexo B de la norma IEC 60071-2) Us: Máxima tensión del sistema, kV
3.1.2.2 Sobretensiones por rechazo de carga
Otra fuente de sobretensiones temporales es el rechazo de carga el cual produce sobre tensiones que afectan el aislamiento fase – fase y fase – tierra. - Fase a tierra 3 * 4 , 1 ) ( S rp U e p U - Fase a fase Urp(p p)1,4*US
3.1.3 Sobretensiones representativas temporales
Las sobretensiones representativas temporales considerando las anteriores fuentes no simultáneamente son:
- Fase a tierra Urp(p e) - Fase a fase Urp(p p)
3.1.4 Sobretensiones de frente lento
3.1.4.1 Impulsos que afectan los equipos en la entrada 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 de la norma IEC 60071-2. Las sobretensiones representativas para los equipos en la entrada de la línea sin tener en cuenta los pararrayos son los siguientes:
Uet 1,25Ue2 0,25 Upt 1,25Up2 0,43
donde:
Ue2: Valor de la sobretensión fase a tierra que tiene una probabilidad del 2%
de ser excedido (Ver figura 1 de la norma IEC 60071-2)
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 (Ver figura 2 de la norma IEC 60071-2)
Upt: Valor de sesgamiento de la distribución acumulada de las sobretensiones
fase a fase
3.1.4.2 Impulsos que afectan todos los equipos energización 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 recomendados por la norma Ue2 y Up2.
25 , 0 ' 25 , 1 ' e2 et U U 43 , 0 ' 25 , 1 ' p2 pt U U
3.1.4.3 Pararrayos en la entrada 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 pararrayos 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, 1kA. 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 pararrayos, 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:
Fase a tierra: Urp(p e) Fase a fase: Urp(pp) Para equipo a la entrada de la línea:
Fase a tierra: Urp(p e) Fase a fase: Urp(pp)
3.2 DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD PARA COORDINACIÓN (Ucw)
3.2.1 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: Ucw Urp Kc
Fase a fase: Ucw Urp Kc
3.2.2 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 del pararrayos 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.
Factor de coordinación determinístico: Para equipo a la entrada de la línea:
Fase a tierra: cd e ps K U U 2 Fase a fase: cd p ps K U U 2 2
Para todos los otros equipos: Fase a tierra: cd e ps K U U 2 Fase a fase: cd p ps K U U 2 2
Las tensiones de coordinación serán Ucw = Kcd x Urp
3.2.3 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: a sp pl cw L L L n A U U Donde:
Ucw: Tensión soportable de coordinación al impulso atmosférico, kV Upl: Nivel de protección al impulso tipo rayo del pararrayos, 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 pararrayos más cercano y el equipo en consideración, obtenido de:
4 3 2 1 a a a a L
a1: Longitud de la conexión del pararrayos a la línea, m a2: Longitud de la conexión a tierra del pararrayos, m
a3: Longitud del conductor de fase entre el pararrayos y el equipo a proteger
para el aislamiento interno y para el aislamiento externo, m
a4: Longitud de la parte activa del pararrayos 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, 0,0067 fallas/año (1 falla/150
años)
Rkm: Tasa de fallas por año del primer kilómetro de línea desde la
subestación, fallas/año/km km a a R R L
Las sobretensiones de frente rápido afectan los aislamientos fase a fase y fase a tierra de igual forma.
3.3 DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD 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
3.3.1 Factor de seguridad
El factor de seguridad es aplicable a cualquier tipo de sobretensión fase a fase y fase a tierra (temporal, frente lento, frente rápido).
para aislamiento interno ks = 1,15 para aislamiento externo ks = 1,05 3.3.2 Factor de corrección atmosférico
8150 H m a e K Donde:
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 71-2 para la coordinación de las tensiones de soportabilidad al impulso de maniobra
m: 1,0 voltajes de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial de distancias en el aire y de aisladores
3.3.3 Tensiones de soportabilidad requeridas
Los valores para las tensiones de soportabilidad requeridas son obtenidos aplicando la siguiente ecuación:
a s cw
rw U K K
U
Para sobretensiones temporales: Aislamiento externo Fase a tierra Urw UcwKsKa Fase a fase Urw UcwKsKa Aislamiento interno Fase a tierra Urw UcwKs Fase a fase Urw UcwKs
Para sobretensiones de frente lento: Equipo a la entrada de la línea
Aislamiento externo
Fase a tierra: Urw UcwKsKa
Fase a fase: Urw UcwKsKa
Para otros equipos
Aislamiento externo Fase a tierra: Urw UcwKsKa Fase a fase: Urw UcwKsKa Aislamiento interno Fase a tierra: Urw UcwKs Fase a fase: Urw UcwKs
Para sobretensiones de frente rápido: Aislamiento externo Fase a tierra: Urw UcwKsKa Fase a fase: Urw UcwKsKa Aislamiento interno Fase a tierra: Urw UcwKs Fase a fase: Urw UcwKs
3.4 CONVERSIÓN A TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS (Uw)
En el rango 1 (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 4 muestra los factores de conversión requeridos, obtenidos de la Tabla 2 de la norma IEC 60071-2.
Tabla 4. 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
3.4.1 Conversión a tensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial (SDW)
Equipo a la entrada de la línea
Aislamiento externo
Fase a tierra: SDW Urw(0,6Urw 8500) Fase a fase: SDW Urw(0,6Urw/12700) Para otros equipos
Aislamiento externo
Fase a fase: SDW Urw(0,6Urw 12700)
Aislamiento interno
Fase a tierra: SDW Urw0,5 Fase a fase: SDW Urw0,5
3.4.2 Conversión a tensión de soportabilidad del impulso tipo rayo (LIW) Equipo a la entrada de la línea
Aislamiento externo
Fase a tierra: LIWLUrw1,3*
Fase a fase: LIWLUrw(1,05Urw/9000) Para otros equipos
Aislamiento externo
Fase a tierra: LIWLUrw1,3*
Fase a fase: LIWLUrw(1,05Urw/9000)
Aislamiento interno
Fase a tierra: LIWLUrw1,1 Fase a fase: LIWLUrw1,1
* Caso más critico para aisladores limpios y húmedos
3.5 SELECCIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS
De acuerdo a la Tabla 2 de la norma IEC 71-1 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 a tierra son cubiertos por la prueba de corta duración a frecuencia industrial. Los valores de soportabilidad al impulso de maniobra fase a fase son cubiertos por la prueba de corta duración a frecuencia industrial ó por la prueba de soportabilidad al impulso tipo rayo.
3.6 DISTANCIAS MÍNIMAS EN AIRE
Las distancias en el aire fase a fase y fase a tierra son determinadas de acuerdo al nivel de aislamiento al impulso tipo rayo seleccionado en el numeral anterior (ver Tabla A1 de la norma IEC 60071-2). En la siguiente tabla se muestran las distancias mínimas en el aire de acuerdo al nivel de aislamiento al impulso tipo rayo para los equipos de rango I.
Tabla 5. Correlación entre el nivel de soportabilidad 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.
4. EQUIPOS SUBESTACIÓN CURRAMBA A 220 kV
4.1 SELECCIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS
En la Tabla 6, Tabla 7, Tabla 8 y la Tabla 9 se muestran los pasos para la coordinación de aislamiento en el nivel de tensión de 220 kV.
Tabla 6. Paso 1, determinación de las sobretensiones representativas (Urp)
Step 1: Determination of the representative overvoltages (Urp)
Power-frecuency voltage Us phase-to-phase kV 245 1.0 p.u. en kV (pico) 200
Temporaly overvoltages
Earth faults Earth-fault factor: k = 1.40 Urp (p-e) en kV 198
Load rejection Max. overvoltage p.u.= 1.40 Urp (p - e) en kV 198 Urp (p - p) en kV 343
Resulting representative overvoltages
Phase-to-earth: Urp (p-e) en kV 198 Phase-to-phase: Urp (p-p) en kV 343
Slow-front overvoltages
For line entrance equipment For other equipment
Re-energization Energization and re-energization Ue2 en p.u. 3.26 Ue2 en p.u. 2.09
Up2 en p.u. 4.86 Up2 en p.u. 3.11
Uet en p.u. 3.83 Uet en p.u. 2.36
Upt en p.u. 5.65 Upt en p.u. 3.46 Uet en kV 765.16 Uet en kV 471.7 Upt en kV 1129.35 Upt en kV 691.8 Arresters at line entrance and near transformers: Ups en kV 375
Upl en kV 451
For line entrance equipment For other equipment With or without capcitor switching
Uet > Ups y Upt > 2 Ups
Phase-to-earth en kV: Urp = Ups = 375 Urp (p-e) en kV 375 Phase-to-phase en kV: Urp = 2 Ups = 750 Urp (p-p) en kV 692
Notas:
1. En el nivel de 220 kV se tiene un sistema sólidamente puesto a tierra y de acuerdo a la recomendación de la norma el factor de falla a tierra no es superior a 1,4, siendo un valor conservativo.
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.
3. El nivel de protección del pararrayos al impulso de maniobra, Ups es igual a 375 kV.
4. El nivel de protección del pararrayos al impulso tipo rayo, Upl es igual a 451 kV.
5. Los valores de las sobretensiones por energización en el extremo local son seleccionados teniendo en cuenta las máximas sobretensiones esperadas según el capitulo 5 de la referencia [6].
Tabla 7. Paso 2, determinación de las tensiones de soportabilidad para coordinación (Ucw)
Step 2: Determination of the coordination withstand voltages (Ucw) Temporary overvoltages Kc factor = 1.0
Phase-to-earth, en kV: Ucw = Kc x Urp = 198 Phase-to-phase, en kV: Ucw = Kc x Urp = 343
Slow front overvoltages Deterministic method used = Kcd factor Line entrance equipment (external insulation only) Other equipment
Phase-to-earth Phase-to-phase Phase-to-earth Phase-to-phase
Ups/Ue2= 0.58 2Ups/Up2= 0.77 Ups/Ue2= 0.90 2Ups/Up2= 1.21 Kcd = 1.10 Kcd = 1.03 Kcd = 1.06 Kcd = 1.00 Retained value Retained value
Kcd = 1.10 Kcd = 1.06
Ucw = Kcd x Urp Ucw = Kcd x Urp Ucw = Kcd x Urp Ucw = Kcd x Urp Ucw = 413 Ucw = 774 Ucw = 399 Ucw = 692
Fast-front overvoltages Simplified statistical method used
Data from experience Parameter A = 4500
Performance required Span length Lsp = 400 m Outage rate = 0.03 km/y Acceptable failure rate = 0.01 years Arrester lighthing protection level, Upl = 451.00 kV
Max. Separation from internal insulation, L = 41.84 m La, en m = 222.22 Max. Separation from external insulation, L = 49.84 m
Internal insulation Ucw en kV 602 External insulation Ucw en kV 631
Notas:
1. Para el cálculo las sobretensiones de frente rápido se tienen los siguientes parámetros:
Longitud del vano de las líneas, 400 m. Parámetro A, 4.500 kV.
Ra, tasa de falla aceptable para el equipo 1 falla/150 años. Rkm, 3 salidas al año por cada 100 km de línea.
El número de líneas conectadas a la subestación se considera igual a 2 ya que la subestación según su configuración tendrá conectada por lo menos dos líneas.
2. Las distancias de protección del aislamiento interno y externo fueron tomadas del plano G63004-U1010-200.
Tabla 8. Paso 3, determinación de las tensiones de soportabilidad requeridas (Urw)
Step 3: Determination of the required withstand voltages (Urw)
Safety factor Internal insulation Ks = 1.15 External insulation Ks = 1.05
Atmospheric correction factor Altitude H, en m = 50
Power frecuency withstand Switching impulse withstand lightning impulse withstand
Phase-to-earth Phase-to-phase Phase-to-earth Phase-to-phase Phase-to-earth Phase-to-phase Valor m = 1.0 0.8 1.0 1.0 Valor Ka = 1.131 1.103 1.131 1.131
Required withstand voltages Internal insulation = Urw = Ucw x Ks External insulation = Urw = Ucw x Ks x Ka
Power frecuency withstand Switching impulse withstand lightning impulse withstand
Phase-to-earth Phase-to-phase Phase-to-earth Phase-to-phase Phase-to-earth Phase-to-phase Internal insulation kV Internal insulation kV Line entrance equipment Line entrance equipment Internal insulation kV Internal insulation kV 228 394 External insulation kV External insulation kV 693 693 478 919 External insulation kV External
insulation kV Other equipment Other equipment
External insulation kV External insulation kV 235 407 internal insulation kV Internal insulation kV 749 749 458 796 External insulation kV External insulation kV 462 821
Notas:
1. El factor de corrección atmosférico Ka se toma igual a 1,131 teniendo en cuenta los requerimientos de la interventoría, considerando así que la subestación Curramba se encuentra a una altura de 1.000 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, mientras que para las sobretensiones por maniobra fase-tierra toma el valor de 0.8 según la figura 9 de la norma IEC-60071-2. Para las sobretensiones a frecuencia industrial se utiliza el valor de m unitario ya que resulta en valores mas conservativos.
Tabla 9. Paso 4, determinación de las tensiones de soportabilidad normalizadas (Uw)
Step 4: Conversion to withstand voltages normalized to range I Conversion of switching impulse withstand voltages
to short duration power frequency withstand voltages
Conversion of switching impulse withstand voltages to lighthing impulse withstand voltages
Conversion factors Conversion factors External insulation External insulation
- 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 Internal insulation Internal insulation
- Phase-to-earth 0.5 - Phase-to-earth 1.1 - Phase-to-phase 0.5 - Phase-to-phase 1.1 Line entrance equipment Other equipment Line entrance
equipment Other equipment External insulation kV External insulation kV External insulation kV External insulation kV
- Phase-to-earth - Phase-to-earth - Phase-to-earth - Phase-to-earth
314 302 621 600
- Phase-to-phase - Phase-to-phase - Phase-to-phase - Phase-to-phase
618 546 1059 937
Internal insulation kV Internal insulation kV - Phase-to-earth - Phase-to-earth
229 504
- Phase-to-phase - Phase-to-phase
En la Tabla 10 se muestra el resumen de las tensiones de soportabilidad requeridas Urw(s) y su correspondiente valor a las tensiones de conversión Urw(c).
Tabla 10. Resumen de las tensiones de soportabilidad requeridas
* 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 235 314 235 302 228 229 Fase-fase 407 618 407 546 394 398 Impulso de maniobra Fase-tierra 478 (1) 462 (1) 458 (1) Fase-fase 919 821 796 Impulso atmosférico Fase-tierra 749 621 749 600 693 504 Fase-fase 749 1059 749 937 693 875 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. Para el aislamiento interno y externo se seleccionan las siguientes tensiones de soportabilidad:
460 kV para la tensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial, a tierra y entre polos.
1050 kV para la tensión de soportabilidad al impulso atmosférico, a tierra y entre polos.
Este nivel de aislamiento es requerido en las características garantizadas para el aislamiento de la 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 ó por la prueba de soportabilidad al impulso tipo rayo.
(2) Aunque el aislamiento externo fase-fase se supere en el equipo instalado a la entrada de la línea, para el cual se requiere una soportabilidad de 1059 kV, este valor puede ser aceptado debido a que en la entrada de la línea no se instala equipo trifásico. Solo es necesario especificar una separación entre fases para los equipos mayor a 2.350 mm (correspondiente a un nivel de aislamiento al impulso tipo rayo de 1.175 kV), de acuerdo a la tabla A1 de la norma IEC 60071-2.
4.2 DISTANCIAS MÍNIMAS EN AIRE
Las distancias en el aire fase a fase y fase a tierra son determinadas de acuerdo al nivel de aislamiento al impulso tipo rayo seleccionado en el numeral anterior (ver Tabla A1 de la norma IEC 60071-2). En la siguiente tabla se muestran las distancias mínimas de acuerdo al nivel de aislamiento al impulso tipo rayo para los equipos de rango I.
Tabla 11. Distancias mínimas en el aire
Localización BIL (kV) Distancia mínima
(mm) Equipo a la entrada de la línea Fase – fase 1175 2350 Fase – tierra Varilla – Estructura Conductor – Estructura 1050 1050 2100 1900 Otros equipos Fase – fase 1050 2100 Fase – tierra Varilla – Estructura Conductor – Estructura 1050 1050 2100 1900
4.3 SELECCIÓN DEL PARARRAYOS
4.3.1 TENSIÓN CONTINUA DE OPERACIÓN (COV)
kV kV Um COV 141,5 3 245 3
4.3.2 SOBRETENSIÓN TEMPORAL (TOV)
COV Ke
TOV
Ke: Factor de falla a tierra, que para el caso es de 1,4 por ser el sistema sólidamente puesto a tierra.
kV kV
TOV 1,4141,5 198
4.3.3 TENSIÓN NOMINAL DEL PARARRAYOS
La tensión nominal del pararrayos R, es el valor mayor entre Ro y Re.
Ko COV Ro
kV kV Ro 176,8 8 . 0 5 , 141 Kt TOV Re
Kt: Es la capacidad del pararrayos y depende del tiempo de duración de la
sobretensión temporal. Se elige Kt = 1,15 para un tiempo de despeje de falla de 1 seg, que es lo esperado cuando el sistema está sólidamente puesto a tierra. kV kV 172,2 15 , 1 198 Re
Dado que Ro>Re, la tensión nominal del pararrayos es Ro multiplicada por un factor de seguridad que para sistemas mayores de 100 kV es del 5%. Así la tensión nominal del pararrayos es:
kV kV
Ro
R1,05 1,05176,8 185,7
De acuerdo con la norma IEC99-3 y para dar cumplimiento a las características garantizadas, el valor normalizado tomado es de 192 kV, el cual posee los niveles de protección descritos previamente:
- NPM: Nivel de protección al impulso tipo maniobra (1 kA): Ups = 375 kV - NPR: Nivel de protección al impulso tipo rayo (10 kA): Upl = 451 kV En el Anexo 1 se muestra el catálogo del pararrayos ha ser suministrado. 4.3.4 ENERGÍA EN PARARRAYOS
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.
4.3.4.1 Cierre y recierre de líneas
Z Tw Ups Ue Ups W 2 *( )* Donde: W: Energía absorbida
Ue: Sobretensión esperada sin pararrayos, (3,26 p.u) 652.14 kV Z: Impedancia característica de la línea, 400 Ohmios
Tw: Tiempo de viaje de la onda, el cual es igual a la longitud del tramo de
línea por la velocidad de propagación
s m km linea Longitud Tw / 300
En este caso, la línea más larga es hacia la subestación Independencia con una longitud de 164,85 km, que corresponde a un tiempo de viaje de la onda de 549,5 microsegundos.
La capacidad de energía requerida por el pararrayos, W: W = 285.5 kJ
4.3.4.2 Descargas atmosféricas
Aunque el nivel ceráunico de la zona es cero, se realiza el calculo teniendo en cuenta que puede existir una descarga en un extremo remoto de la línea en la cual el nivel ceráunico sea diferente de cero y el pararrayos del extremo local consuma toda la energía (caso poco probable).
Z Tl Upl Upl Uf NUpl Uf W 2 *(1ln(2 / )) * * Donde: W: Energía absorbidaUpl: Nivel de protección al impulso tipo rayo, 451 kV
Uf: Tensión de flameo inverso negativo de la línea, 1430 kV Z: Impedancia característica de la línea, 400 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 = 98.7 kJ
La capacidad de energía requerida que cumpla para cada uno de los casos será de 285.5 kJ que corresponde a una capacidad de energía específica de 1.49 kJ/kVUr.
El pararrayos a suministrar tiene una capacidad de energía específica de 10 kJ/kVUr, que corresponde a una capacidad de 1980 kJ, cumpliendo con la capacidad de energía definida en las características garantizadas.
5. DISTANCIAS ELÉCTRICAS
La metodología a seguir comprende el cálculo de las distancias mínimas y de seguridad que deben tenerse en cuenta en el diseño de una subestación para garantizar la seguridad de las personas y el adecuado dimensionamiento de la subestación.
5.1 DISTANCIAS DE SEGURIDAD
Corresponden a las separaciones mínimas que deben mantenerse en el aire entre partes energizadas de equipos y tierra, o en equipos sobre los cuales es necesario realizar un trabajo.
Las distancias de seguridad son el resultado de sumar los siguientes valores: Un valor básico relacionado con el nivel de aislamiento, el cual determina
una “zona de guarda” alrededor de las partes energizadas.
Un valor que es función de movimientos del personal de mantenimiento así como del tipo de trabajo y la maquinaria usada. Esto determina una zona de seguridad dentro de la cual queda eliminado cualquier peligro relacionado con acercamientos eléctricos.
5.1.1 Valor básico
El valor base corresponde a la distancia mínima fase-tierra en el aire, adoptada para el diseño de la subestación de acuerdo con lo establecido en las publicaciones IEC 60071-1 [1] y IEC 60071-2 [2], para garantizar el espaciamiento adecuado que prevenga el riesgo de flameo aún bajo las condiciones más desfavorables.
El valor básico se calcula incrementando el valor de la distancia mínima fase-tierra, (ver numeral 4.2) en un porcentaje comprendido entre el 5% y el 10 % como factor de seguridad.
Para todos los equipos conectados a la entrada de la línea y al interior de la subestación se debe usar una distancia mínima de separación en el aire de 2100 mm correspondiente a un BIL de 1050 kV, se seleccionará entonces este valor, como la distancia mínima de seguridad.
VB = 1,05* dmin
Donde:
VB : Valor básico [mm]
dmin : Distancia mínima fase-tierra mm VB = 1,05* dmin = 1,05*2.100 mm = 2.205 mm
Figura 1. Valor básico
5.1.2 Zonas de seguridad
Las dimensiones de esta zona de seguridad se definen adicionando al valor básico, VB, un valor promedio de la altura del personal de mantenimiento y la naturaleza del trabajo a realizar sobre los equipos, incluyendo los requerimientos de movimiento y acceso al lugar. Estas distancias están basadas en las dimensiones medias de una persona en condiciones de trabajo tal como se muestra en la Figura 1, Figura 2 y Figura 3.
5.1.2.1 Circulación de personal
Cuando no existen barreras o mallas protectoras en la subestación, es necesario definir una distancia mínima de seguridad para la circulación libre del personal. En general, la zona de circulación del personal, se determina adicionando al valor básico calculado, VB, un valor de 2.250 mm, que es la altura promedio de un operador con los brazos estirados verticalmente; ver Figura 2. De esta manera la distancia entre la parte inferior de la porcelana del equipo y tierra no debe ser menor de 2.250 mm. El aislador o porcelana del equipo se considera como un componente energizado que va reduciendo la tensión de modo que solamente la parte inferior metálica está al mismo potencial de tierra.
Teniendo en cuenta los requerimientos de REP para el dimensionamiento de la subestación, la distancia para circulación de personas será de 4.500 mm:
Distancia circulación de personal = 4.500 mm
En la Figura 3 se muestra la composición de la distancia básica con una zona de seguridad que tiene en cuenta la libre circulación de las personas.
Figura 2. Distancias medias para un operador
Figura 3. Ejemplo de la franja de circulación de personal
5.1.2.2 Movimiento de vehículos
Para el montaje y mantenimiento de equipos es necesario utilizar grúas o vehículos similares y por lo tanto se debe prever una zona de seguridad para estos casos. Esta zona está delimitada por el perfil del vehículo más 700 mm de manera que permita imprevisiones en la conducción, ver Figura 4. De igual forma se debe prever una zona de circulación perimetral.
Figura 4. Distancias de seguridad para circulación de vehículos
La zona de seguridad para la circulación de vehículos está determinada de acuerdo con lo siguiente:
Movimiento de vehículos = P.V + 700 mm
Donde:
P.V : Perfil del vehículo [mm]
Si se considera un vehículo con un perfil de 2.500 mm x 2.500 mm como dimensiones típicas, de esta manera se tiene que:
Movimiento de vehículos = 2.500 mm + 700 mm = 3.200 mm
En la subestación Curramba a 220 kV se tendrán los siguientes anchos de vía para cada uno de los accesos
Acceso campo de acople: 4,0 m. Accesos campos de línea: 4,0 m. Acceso entradas de línea: 4,5 m
5.1.2.3 Trabajo sobre equipos o conductores en ausencia de maquinaria pesada
Se considera que el trabajo sobre los equipos o conductores se realiza con la subestación energizada parcial o totalmente. Para estos cálculos se tiene en cuenta los valores previstos en la Figura 2: Horizontalmente se toman 1.750 mm que tiene en promedio una persona con los brazos abiertos, y verticalmente se toman 1.250 mm que tiene en promedio una persona con una mano alzada sobre el plano de trabajo. Luego estas distancias están determinadas de la siguiente manera:
Distancia Horizontal = 1.750 mm + VB Distancia Vertical = 1.250 mm + VB Donde: VB : Valor básico [mm] Distancia horizontal = 1.750 mm + 2.205 mm = 3.955 mm Distancia Vertical = 1.250 mm + 2.205 mm = 3.455 mm
Figura 5. Franja de circulación usada para servicios de mantenimiento con herramientas livianas
Figura 6. Franja de circulación usada para servicios de mantenimiento con herramientas pesadas
Cuando los trabajos a ejecutar involucran el uso de herramientas pesadas o vehículos, se debe adicionar a la zona de seguridad una distancia de holgura previniendo situaciones asociadas a estas circunstancias. Figura 6 ilustra estas distancias.
5.2 DISTANCIAS PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LA SUBESTACIÓN El dimensionamiento de la subestación está condicionado básicamente por las siguientes distancias:
Ancho de barras Ancho de campo Altura de campo Longitud de campo
Estos aspectos son una aplicación directa de las distancias mínimas y de seguridad, además de la facilidad para mantenimientos.
5.2.1 Ancho de barras
El ancho de barras (barra principal más barra de transferencia) se determina por la separación entre las fases y el movimiento que tendrían los conductores debido a cortocircuitos, ver Figura 7.
La separación entre fases de las barras principal y de transferencia adoptada para el diseño es de 4.000 mm. Se verificó que no se produjeran cercamientos entre las fases siguiendo la metodología que se incluye en la guía de obras civiles, basado en el documento “The Mechanical Effects of Short-Circuit Currents in Open Substations” del comité No. 23 del Cigre.
1.2 Yo Yo Yo Yk 40° a d min
Figura 7. Rango del movimiento de conductores flexibles durante cortocircuitos
5.2.2 Ancho de campo
Es la distancia de separación entre los ejes de las columnas que forman el pórtico de entrada de la línea. El ancho de campo de una subestación está determinado por la configuración, las dimensiones de los equipos y de los barrajes utilizados. El ancho de campo se analiza para los siguientes casos y se toma la distancia mayor:
Templas superiores a lo largo del campo.
Estructura adyacente a Seccionador pantógrafo. 5.2.2.1 Templas superiores a lo largo del campo
El ancho del campo se determina por la separación entre las fases y el movimiento que tendrían los conductores debido a cortocircuitos en las templas superiores a lo largo del campo.
La separación entre fases de las templas superiores del campo adoptada para el diseño es de 4.000 mm. Se verificó que no se produjeran acercamientos de acuerdo al calculo de las tensiones de tendido que se incluye en la guía de obras civiles, basado en el documento “The Mechanical Effects of Short-Circuit Currents in Open Substations” del comité No. 23 del Cigre.
En consecuencia el ancho del campo sería dos veces la separación entre fases mas la distancia mínima fase-tierra incrementada, a lado y lado, en un 25% para considerar un posible barraje adyacente.
AC = 2*a + 2*dmin * 1,25
AC = 2*4.000 mm + 2*2.100 * 1,25 = 13.250 mm
5.2.2.2 Estructura adyacente a seccionador pantógrafo
El cálculo cuando se tiene la estructura del pórtico adyacente a un seccionador pantógrafo se analiza de acuerdo a la siguiente figura.
Figura 8. Ancho de campo determinado por estructura adyacente a seccionador pantógrafo
De acuerdo a la Figura 8, el ancho de campo estará dado por la siguiente ecuación:
AC =i1/2 + i2/2 + 2*b + 2*a + 3*z
La separación entre fases está dada por:
Separación entre fases = a + z
donde:
b: Distancia mínima fase - tierra, [mm]
ii: Ancho de la estructura, se tienen estructuras de 2.500 y de 1500 [mm].
z: ancho del seccionador pantógrafo, 700 [mm]
a: Distancia mínima fase – fase, [mm]
Separación entre fases = 2.100 mm +700 mm =2.800 mm
AC =1250 mm + 750 mm + 2*2.100 mm + 2*2.100 mm + 3*700 mm AC = 12.500 mm
Para el diseño se consideró un ancho de campo de 16.000 mm, con una separación entre fases de 3.800 mm (correspondiente al la distancia de separación del seccionador de rotación central).
5.2.3 Altura de campo
Está determinada principalmente por el número de niveles de conexión que requiera la configuración de la subestación y por el tipo de conductores que se utilicen en la subestación. z Ancho de campo I1/2 b a I2/2 z z
5.2.3.1 Primer nivel
Corresponde a la altura de conexión de los equipos y está determinado por las distancias de seguridad para la circulación de personas: Es decir, el valor básico (VB) más la altura de una persona con los brazos levantados verticalmente.
P.N = VB + 2250 mm
Donde:
VB : Valor básico [mm]
P.N = 2.205 mm + 2.250 mm = 4.455 mm
Teniendo en cuenta que el pararrayos y el transformador de tensión se encuentran ubicados al inicio de cada campo y son los equipos de mayor altura, se elige una altura de conexión para el primer nivel de 5.700 mm para los equipos a la entrada de la línea, sin embargo para no incurrir en estructuras demasiado altas en los demás equipos, se eligió una altura de conexión para el primer nivel de 5.100 mm, esta última altura servirá para el calculo de los niveles superiores.
5.2.3.2 Segundo nivel
Conformado por la altura de los barrajes de la subestación, su altura debe ser superior a la del primer nivel en por lo menos la distancia mínima fase-fase, más la flecha máxima del barraje.
S.N = P.N + dmin * 1,1 + YB
Donde:
YB: Flecha máxima del barraje
dmin: Distancia mínima fase-fase, cable-cable mm
En la práctica, YB 0,03*S, siendo (S) el vano del barraje. En la subestación Curramba 220 kV el vano más largo tiene una longitud de 32 m.
Luego:
YB = 0,03*S
S.N = P.N + dmin*1,1 + 0,03*S
S.N = 5.100 mm + 2.100 mm*1,1 + 0,03*32.000 mm = 8.370 mm
Para el diseño se eligió una altura de conexión para el segundo nivel de 10.500 mm.
5.2.3.3 Tercer nivel
Conformado por las templas superiores, cuya altura debe ser superior a la altura del barraje, por lo menos en la distancia mínima fase-fase, cable-cable, más la flecha máxima de la templa.
T.N = S.N + dmin * 1,1 + YT
donde:
YT: Flecha máxima de la templa superior
dmin: Distancia mínima fase-fase, cable-cable mm
En la práctica, YT 0,03*S, siendo S el vano de la templa flexible. En la subestación Curramba 220 kV el vano de la templa flexible tendrá una longitud de 32 m.
Luego:
YT = 0,03*S
T.N = S.N + dmin * 1,1 + 0,03*S
T.N = 11.000 mm + 2.100 mm*1,1 + 0,03*32.000 mm = 14.270 mm
Para el diseño se eligió una altura de conexión para el tercer nivel de 14.500 mm.
5.2.4 Longitud del campo
Está determinada por la configuración de la subestación y por las distancias entre los diferentes equipos. Esta distancia se define básicamente por razones de mantenimiento, montaje y estética. La longitud del campo no se determina por las distancias mínimas o de seguridad. Las distancias adoptadas entre los equipos de patio de 220 kV se muestran en la Tabla 12.
Tabla 12. Distancias adoptadas entre equipos de patio 220 kV
Equipos Distancia en mm para
Um = 245 kV
Pararrayos y transformador de instrumentación 3.000 Transformador de instrumentación y trampa de onda 3.000 Transformadores de instrumentación 3.000 Transformador de instrumentación y seccionador pantógrafo 3.500 Seccionador pantógrafo y seccionador 4.000 Seccionador e interruptor con vía de circulación 8.500 Interruptor y seccionador pantógrafo 4.000 Interruptor y transformador de instrumentación 4.000 Transformador de instrumentación y seccionador 4.000
Pararrayos y cerco perimetral 4.900
En la Tabla 13 se presenta el resumen de las distancias de seguridad y el dimensionamiento adoptado para el diseño de la subestación Curramba a 220 kV.
Tabla 13. Distancias de seguridad y dimensionamiento subestación Curramba a 220 kV
DESCRIPCIÓN Distancia [mm]
Calculada Adoptada
Distancia mínima fase a tierra 2.100 2.100
Valor básico 2.205 2.205
Altura entre el piso y la parte inferior de la porcelana del
equipo. 2.300 2.300
Circulación de personal requerida REP ---- 4.500 Movimiento de vehículos
(ancho x alto)
Campos de Línea 3.200 x 3.000 4.000 x 3.000 Entradas de Línea 3.200 x 3.000 4.500 x 3.000 Separación entre fases en barras y templas 2.800 4.000 Separación entre fases en equipos 2.800 3.800 Alturas de campo Primer nivel 4.455 5.100 Segundo nivel 8.370 10.500 Tercer nivel 14.270 14.500 Ancho de campo En templas 13.250 16.000 En estructura adyacente a seccionadores pantógrafo 12.500
REFERENCIAS
1 IEC STANDARD 60071-1 - 1993, INSULATION CO-ORDINATION:
DEFINITION, PRINCIPLES AND RULES
2 IEC STANDARD 60071-2 - 1996, INSULATION CO-ORDINATION:
APPLICATION GUIDE
3 IEC STANDARD 60071-4 - 1996, INSULATION CO-ORDINATION:
APPLICATION GUIDE
4 IEC STANDARD 815 - 1986, GUIDE FOR SELECTION OF
INSULATORS IN RESPECT OF POLLUTED CONDITIONS
5 IEC STANDARD 60099-5 - 2000, SURGE ARRESTERS: SELECTION
AND APPLICATION RECOMMENDATIONS
[6] TRANSITORIOS ELECTRICOS E COORDENACAO DE ISOLAMENTO.
Anexo 1
.
CARACTERÍSTICAS DEL PARARRAYOS
EN LA SUBESTACIÓN CURRAMBA 220 kV
DATOS TÉCNICOS
Tipo 3EP2 195-3PG42-2KF1 Marca SIEMENS
Norma IEC-60099-4
Máxima Altitud de instalación 3.800 m
Tensión máxima de servicio entre fases 245 kV
Conexión de neutro puesto a tierra rígidamente Nivel de aislamiento del equipo que se protege BIL 1050 kV
Tensión nominal del pararrayos 192 kV
Tensión de operación continua ( COV ) 154 kV
Intensidad nominal de descarga con onda 8/2Ous 20 kA
Clase de descarga de línea 4
Capacidad de absorción de energía- térmica 10 kJ/kVr Capacidad de absorción de energía- Impulso 5.6 kJ/kVr Intensidad de descarga para onda de larga duración (2 ms) 1200 A
Intensidad de cortocircuito ( 0.2 s ) 65.0 kA
Máxima tensión residual con corrientes de descarga
20 kA 1/2us 528 kV 5kA 8/20us 424 kV 10 kA8/0us 451 kV 20 kA 8/20us 496 kV 40 kA 8/20us 541 kV 500 A 30/60us 366 kV 1 kA 30/60us 375 kV 2 kA 30/60us 393 kV Sobretensiones temporales 1 s 221 kV Sobretensiones temporales 10 s 206 kV
Nivel de aislamiento a frecuencia Ind. (1 min. húmedo) Zno completo 480 kV Nivel de aislamiento a impulso atmosférico Zno completo 1200 kV
Distancia de fuga 8070 mm
Fuerzas máximas admisibles en el cabezal
Estática 1540 N
Dinámica 3850 N
Número de unidades 2
Peso 275 kg
Altura 3240 mm
