PARQUE DE 220 KV EN SUBESTACIÓN DE INTERCONEXIÓN Y TRANSFORMACIÓN 220/20 kv EN LA SIERRA DE CÓRDOBA

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1 UNIVERSIDAD DE SEVILLA ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ETSI) INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA PARQUE DE 220 KV EN SUBESTACIÓN DE INTERCONEXIÓN Y TRANSFORMACIÓN 220/20 kv EN LA SIERRA DE CÓRDOBA AUTOR: JUAN JOSÉ GALLARDO ROMERO TUTOR: PEDRO L. CRUZ ROMERO SEVILLA, septiembre 2014

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3 RESUMEN iii RESUMEN En la actualidad la electricidad es uno de los principales vectores energéticos, por lo que su transporte, reparto y distribución son de elevada importancia. Esto hace que las subestaciones eléctricas sean una pieza clave del sistema eléctrico. Estas instalaciones son elementos de interconexión y control en los puntos de confluencia de la red mallada por la que se realiza la transmisión de energía. La gran diversidad de subestaciones existentes permite la posibilidad de adaptarse a las necesidades de cada proyecto de subestación, en función de los requisitos que precise cada cliente. En este proyecto se detallan los aspectos de diseño de una subestación con un parque de 220 kv de tipo AIS o aislada en aire, perteneciente a Red Eléctrica de España. Una vez descritas sus características básicas y todo lo relevante a su emplazamiento, se hará un análisis sobre la configuración más adecuada, en función de aspectos económicos y de fiabilidad del servicio. La parte central del proyecto será el cálculo de coordinación de aislamiento mediante el cual se obtendrán los niveles de aislamiento correspondientes y las distancias en el aire necesarias. A continuación se estudiarán los posibles cortocircuitos que se puedan presentar en la instalación, evaluando su peligrosidad. Una vez conocido este dato será posible seleccionar el tipo de embarrado, rígido (tubo) o flexible (cable), analizando las fuerzas a las que se verán sometidos durante el funcionamiento de la instalación. la instalación. Por último se analizarán las condiciones que debe cumplir la puesta a tierra de Se incluyen los planos de planta y alzado de la subestación para describir con precisión todos los aspectos del proyecto. También se incluyen planos en detalle de los principales elementos de la instalación, tales como interruptores, seccionadores, transformadores de medida, etc.

4 APÉNDICE iv APÉNDICE Nuevo reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en instalaciones eléctricas de alta tensión La totalidad del presente proyecto ha sido elaborado bajo la vigencia del Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación, aprobado por Real Decreto 3275/1982. Sin embargo, este reglamento se encuentra en proceso de derogación. El pasado 9 de junio de 2014 se publicó el Real Decreto 337/2014, de 9 de mayo, por el que se aprueban el nuevo Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en instalaciones eléctricas de alta tensión y sus Instrucciones Técnicas Complementarias ITC-RAT 01 a 23. Lo dispuesto en dicho reglamento así como en sus instrucciones técnicas complementarias se podrá aplicar voluntariamente desde el 9 de diciembre de 2014 y será de obligado cumplimiento para todas las instalaciones incluidas en su ámbito de aplicación, a partir del 9 de junio de 2016 a excepción del apartado 5 de la ITC-RAT 07, en cuyo caso será el 9 de junio de Hasta entonces seguirá siendo aplicable el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación, aprobado por Real Decreto 3275/1982, de 12 de noviembre. Sin entrar en profundidad de detalles, se valora que el nuevo reglamento presenta un articulado más extenso en el que se distingue entre las disposiciones aplicables a instalaciones propiedad de entidades de producción, transporte y distribución de energía eléctrica y las aplicables a instalaciones cuya propiedad sea diferente a las anteriores, recogidas respectivamente en los capítulos II y III. Además, la estructura de las nuevas instrucciones técnicas complementarias es muy similar a la anterior, con la salvedad de un cambio en el campo de aplicación de las ITC-RAT 16 a 18, y la aparición de tres nuevas ITC:

5 APÉNDICE v ITC-RAT 21. Instaladores y empresas instaladoras para instalaciones de alta tensión. ITC-RAT 22. Documentación y puesta en servicio de las instalaciones de alta tensión. ITC-RAT 23. Verificaciones e inspecciones.

6 ÍNDICE GENERAL vi ÍNDICE GENERAL 1. INTRODUCCIÓN Introducción y objetivo Tecnologías de las subestaciones Subestaciones AIS ( Air Insulated Switchgear ) Subestaciones GIS ( Gas Insulated Switchgear ) Subestación híbrida o HIS ( Hybrid Insulated Switchgear ) Subestaciones prefabricadas Emplazamiento de la subestación Sistema eléctrico en las proximidades Condiciones meteorológicas Altitud Densidad de descargas atmosféricas Viento Temperatura Características de la subestación CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO Introducción Tipos de configuraciones Barra simple Interruptor sencillo Barra partida Interruptor sencillo Barra simple con baipás Barra simple con barra de transferencia Doble barra Doble barra con baipás Doble barra con barra de transferencia Doble barra con dos barras de transferencia Interruptor y medio... 23

7 ÍNDICE GENERAL vii Doble barra Interruptor doble Triple barra Anillo Criterios de selección Configuraciones más extendidas Regularidad del servicio Sencillez Facilidad de operación Complejidad en el mantenimiento Flexibilidad de ampliación y modificación Aspectos económicos Selección final Disposición física Consideraciones generales Pasillos de servicios Protección contra contactos accidentales en el interior Protección contra contactos accidentales en el exterior Elementos sobre postes Seguridad y salud COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Introducción Metodología de Coordinación de Aislamiento Definiciones Determinación de las sobretensiones representativas (Urp) Determinación de las tensiones soportadas de coordinación (Ucw) Determinación de las tensiones soportadas especificadas (Urw) Elección del nivel de aislamiento asignado Elección de los niveles de aislamiento normalizados Distancias en el aire Métodos de coordinación de aislamiento Método determinista o convencional Método estadístico... 61

8 ÍNDICE GENERAL viii Tensión representativa Tensiones permanentes (a frecuencia industrial) Sobretensiones temporales Sobretensiones de frente lento Sobretensiones de frente rápido Sobretensiones de frente muy rápido Tensión soportada de coordinación Criterio de comportamiento Tensión soportada de coordinación permanente Tensión soportada de coordinación temporal Tensión soportada de coordinación de frente lento Procedimiento de coordinación de aislamiento para sobretensiones de frente rápido Tensión soportada especificada Corrección atmosférica Factores de seguridad Nivel de aislamiento de los equipos Factores de conversión de ensayo Elección del nivel de aislamiento asignado Elección de los niveles de aislamiento normalizado Distancias en el aire Cálculos de coordinación de aislamiento Parámetros del sistema Metodología para la coordinación de aislamiento Paso 1: Determinación de las sobretensiones representativas Paso 2: Determinación de las tensiones soportadas de coordinación Paso 3: Determinación de las tensiones soportadas requeridas Paso 4: Determinación de las tensiones soportadas normalizadas Paso 5: Selección de los valores de tensiones soportadas normalizadas Paso 6: Distancias mínimas en el aire

9 ÍNDICE GENERAL ix 4. CÁLCULO DE CORTOCIRCUITOS Esquema simplificado y localización de las faltas Cortocircuitos trifásicos Punto C Punto C Punto C Cortocircuitos monofásicos Punto C Punto C Punto C Valores máximos de la corriente de cortocircuito CÁLCULO DE EMBARRADO Introducción Barras Cable Tubo Materiales Cobre Aluminio Conectores Juntas de expansión Conectores principales Conectores fijos de anclaje Conectores deslizantes Conectores elásticos Conectores de derivación Conectores secundarios Embarrados a utilizar Disposición física Cálculos Consideraciones generales

10 ÍNDICE GENERAL x Método simplificado de cálculo Cálculo dinámico RED DE TIERRA Aspectos generales Dimensionado térmico del cable Tensiones de paso y contacto máximas admisibles Cálculo de la red y de las tensiones de paso y contacto Comprobación Tensión de paso Tensión de contacto Resistencia de puesta a tierra Puestas a tierra de servicio Mantenimiento de los sistemas de puesta a tierra en subestaciones BIBLIOGRAFÍA Anexo A. PLANOS Plano A1 Planta Plano A2 Alzado Plano A3 Interruptor Plano A4 Seccionador Plano A5 TI Plano A6 TT Anexo B. CATÁLOGO PARARRAYOS

11 ÍNDICE DE FIGURAS xi ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1.1 Subestación AIS... 3 Figura 1.2 Subestación GIS... 5 Figura 1.3 Módulo para subestación HIS... 5 Figura 1.4 Sistema eléctrico en la zona de interés... 7 Figura 1.5 Mapa de densidad de impacto de rayos... 9 Figura 1.6 Histograma de velocidades y componentes del viento Figura 1.7 Evolución de la temperatura media Figura 2.1 Barra simple - Interruptor sencillo Figura 2.2 Barra partida - Interruptor sencillo Figura 2.3 Barra simple con baipás Figura 2.4 Barra simple con barra de transferencia Figura 2.5 Doble barra Figura 2.6 Doble barra con baipás Figura 2.7 Doble barra con barra de transferencia Figura 2.8 Doble barra con dos barras de transferencia Figura 2.9 Interruptor y medio Figura 2.10 Doble barra Interruptor doble Figura 2.11 Triple barra Figura 2.12 Anillo Figura 2.13 Comparativa de las horas anuales de indisponibilidad Figura 2.14 Ejemplo de disposición de descargador o pararrayos Figura 2.15 Zona de protección contra contacto accidental en el interior Figura 2.16 Zona de protección para cierre de pared maciza con k < 250+d (cm) Figura 2.17 Zona de protección para cierre de pared maciza con k 250+d (cm) Figura 2.18 Zona de protección para enrejado de k 220 (cm) Figura 2.19 Zona de protección especial Figura 2.20 Esquema de las distancias límites de las zonas de trabajo... 51

12 ÍNDICE DE FIGURAS xii Figura 3.1 Esquema de coordinación de aislamiento Figura 3.2 Rango de sobretensiones de frente lento 2 % en el extremo de recepción Figura 3.3 Relación entre los valores 2 % de sobretensiones de frente lento entre fases y f-t.. 66 Figura 3.4 Función probabilística de distribución de sobretensiones f-t Figura 3.5 Evaluación del factor de coordinación determinista K cd Figura 3.6 Evaluación del riesgo de fallo Figura 3.7 Diagrama de conexión entre pararrayos y objeto protegido Figura 3.8 Relación entre el exponente m y la tensión soportada de coordinación a impulsos tipo maniobra Figura 3.9 Separación equivalente entre el pararrayos y el transformador Figura 4.1 Esquema simplificado de la subestación Figura 4.2 Localización de las faltas C1-C Figura 4.3 Esquema de red para el punto C Figura 4.4 Esquema de impedancias para el punto C Figura 4.5 Esquema de red para el punto C Figura 4.6 Esquema de impedancias para el punto C Figura 4.7 Esquema de impedancias simplificado para el punto C Figura 4.8 Esquema de red para el punto C Figura 4.9 Esquema de impedancias simplificado para el punto C Figura 4.10 Esquema de secuencias para el punto C Figura 4.11 Esquema de secuencias para el punto C Figura 4.12 Esquema de secuencias para el punto C Figura 5.1 Conector tipo codo para tubo rígido Figura 5.2 Conector para permitir expansión Figura 5.3 Conector principal Figura 5.4 Ejemplo de conector deslizante Figura 5.5 Conector de derivación tipo T (tubo + flexible) Figura 5.6 Ejemplo de conector secundario Figura 5.7 Planta del embarrado principal Figura 5.8 Cortocircuito trifásico Figura 5.9 Cortocircuito entre fases

13 ÍNDICE DE FIGURAS xiii Figura 5.10 Modelos de embarrado propuestos Figura 5.11 Modelo para la barra Figura 5.12 Cargas sobre el tubo Figura 5.13 Factores v F y v σ Figura 5.14 Factor v r Figura 6.1 Tensiones de paso y contacto Figura 6.2 Capas del terreno y profundidad de la malla

14 ÍNDICE DE TABLAS xiv ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1.1 Situación y referencias... 7 Tabla 2.1 Principales funciones de las subestaciones Tabla 2.2 Configuraciones más usadas para cada función Tabla 2.3 Parámetros de fiabilidad de diversos dispositivos Tabla 2.4 Índices de continuidad del servicio Tabla 2.5 Número de dispositivos por configuración Tabla 2.6 Tasa de mantenimiento Tabla 2.7a Inversiones necesarias Tabla 2.7b Inversiones necesarias Tabla 2.8 Valores para la distancia d Tabla 2.9 Valores B, C y E de acotación Tabla 2.10 Distancias límites de las zonas de trabajo Tabla 3.1 Líneas de fuga recomendadas Tabla 3.2 Factor A para diferentes tipos de líneas aéreas Tabla 3.3 Factores de conversión para la gama I Tabla 3.4 Factores de conversión para la gama II Tabla 3.5 Lista de tensiones soportadas normalizadas de corta duración a frecuencia industrial (kv eficaces) Tabla 3.6 Lista de tensiones soportadas a los impulsos normalizados (kv cresta) Tabla 3.7 Niveles de aislamiento normalizado para la gama I (1 kv 245 kv) Tabla 3.8 Niveles de aislamiento normalizado para la gama II ( 245 kv) Tabla 3.9 Tabla A.1 UNE-EN Tabla 3.10 Tabla A.2 UNE-EN Tabla 3.11 Tabla A.3 UNE-EN Tabla 3.12 Parámetros de la subestación Tabla 3.13 Diagrama de la determinación de las sobretensiones representativas Tabla 3.14 Diagrama de la determinación de las tensiones soportadas de coordinación... 98

15 ÍNDICE DE TABLAS xv Tabla 3.15 Diagrama de la determinación de las tensiones soportadas requeridas Tabla 3.16 Diagrama de la determinación de las tensiones soportadas normalizadas Tabla 3.17 Resumen de valores de tensiones soportadas requeridas y valores convertidos Tabla 3.18 Diagrama de selección de los valores de tensiones soportadas normalizadas Tabla 3.19 Diagrama de selección de las distancias mínimas en el aire Tabla 4.1 Resumen de las corrientes de cortocircuito Tabla 5.1 Propiedades físicas de los metales normalmente utilizados como conductores Tabla 5.2 Tipos de conectores Tabla 5.3 Características del tubo propuesto Tabla 6.1 Secciones y densidades de corriente límites Tabla 6.2 Secciones resultantes

16 1 Introducción

17 1. INTRODUCCIÓN 2 1. INTRODUCCIÓN 1.1 Introducción y objetivo Una subestación eléctrica es un conjunto de equipos eléctricos destinados a dirigir o canalizar la energía eléctrica en un punto de la red, en el que confluyen generalmente generadores, líneas y transformadores. Las principales funciones que cumple una subestación son las siguientes: Seguridad: Separar del sistema aquellas partes en las que se haya producido una falta eléctrica. Explotación: Configurar el sistema eléctrico con el fin de dirigir los flujos de energía de forma óptima, tanto desde el punto de vista de la seguridad en el servicio, como de la minimización de las pérdidas, permitiendo también las funciones de mantenimiento de los equipos. Interconexión y transformación: Conectar entre sí dos sistemas eléctricos de diferente tensión, conectar generadores al sistema de transporte o bien interconectar varias líneas de un mismo nivel de tensión. Si se analiza el cometido de una subestación en la red, se podrían observar las siguientes funciones: Generación: Permiten a las centrales generadoras conectarse a la red a través de los correspondientes transformadores elevadores. Transporte: Actúan como nudo de interconexión de un número variable de líneas de transporte. Distribución: Cumplen la misión de interconectar el sistema de transporte con sistemas de niveles de tensión inferiores (transporte local, subtransporte y distribución). La elaboración del presente proyecto tiene por objetivo la construcción de una nueva subestación, que garantice la correcta atención de las necesidades de demanda eléctrica. Esta instalación se elabora con el fin de mejorar la calidad del servicio en la red de 20 y aumentar la potencia del suministro en una región al noreste de la capital cordobesa. En concreto, la subestación se instalará en las proximidades del

18 1. INTRODUCCIÓN 3 municipio de Adamuz, ubicado entre Sierra Morena y el río Guadalquivir, y dispondrá de una relación de transformación de 220/20 y dos posiciones de transformador de 50 cada una. La subestación se conectará a una línea de 220 ya existente. 1.2 Tecnologías de las subestaciones En la actualidad existen dos tecnologías predominantes y completamente diferentes. La diferencia entre ellas radica en el tipo de aislamiento utilizada por la aparamenta. Así se tienen las subestaciones aisladas en aire y las aisladas en SF6 (hexafluoruro de azufre), y como punto intermedio se puede hablar de las subestaciones híbridas, las cuales presentan características comunes a ambas tecnologías Subestaciones AIS ( Air Insulated Switchgear ) Son las más utilizadas tradicionalmente. La aparamenta, los cables y los embarrados están a la intemperie, por lo que cada dispositivo se encuentra de manera individual y separada del resto. Los tamaños de los dispositivos y embarrados son en general mayores debido a que las distancias de seguridad también deben serlo. Figura 1.1 Subestación AIS

19 1. INTRODUCCIÓN Subestaciones GIS ( Gas Insulated Switchgear ) La tecnología AIS requiere una gran superficie para ser implantada y dado el rápido crecimiento de algunas zonas urbanas no siempre es posible disponer de él. Para reducir el espacio total de la instalación y optimizar la superficie disponible surge la tecnología GIS. Los Sistemas GIS reducen considerablemente el espacio requerido por los equipos eléctricos (un 60% menos de espacio requerido), mejoran la estética de la instalación y minimizan la probabilidad de averías relacionadas con la exposición de las partes energizadas al medioambiente. Los dispositivos se encuentran encapsulados por lo que los tamaños son menores, pero se han de cumplir otros requisitos como presión del gas, sellado de las cámaras, etc., diferentes a los requisitos de la tecnología AIS: Existen dos formas de realizar el aislamiento del gas: Contener las fases en un mismo blindaje, aisladas entre sí por el gas. Se obtiene una construcción muy compacta. Con este método se admiten hasta niveles de 170. Contener cada fase en su propio blindaje. El tamaño de los dispositivos crece pero son admisibles hasta niveles de 800. En ambos casos se compartimentan las distintas posiciones y se reduce la zona afectada en caso de algún fallo. Por esta razón esta tecnología también resulta muy modulable. El gas empleado en el aislamiento de las subestaciones GIS es el hexafluoruro de azufre o SF6, que es un gas artificial incoloro, inodoro, no combustible y químicamente muy estable, por lo que a temperatura ambiente no reacciona con ninguna otra sustancia.

20 1. INTRODUCCIÓN 5 Figura 1.2 Subestación GIS Subestación híbrida o HIS ( Hybrid Insulated Switchgear ) Este tipo de subestación modular presenta características de las tecnologías AIS y GIS. Los embarrados siguen estando aislados en aire pero la aparamenta viene integrada en un compartimento aislado en gas, lo que permite compactar las fases de una subestación de intemperie. Figura 1.3 Módulo para subestación HIS

21 1. INTRODUCCIÓN 6 La construcción de una subestación HIS es por tanto más sencilla, fácil y económica, algo a tener en cuenta para nuevos proyectos donde los altos precios del terreno y la complejidad de los procesos de aprobación son los factores más costosos y decisivos. Se puede utilizar para un rango de tensiones de entre 72, Subestaciones prefabricadas Las subestaciones prefabricadas surgen como una solución sencilla y de poco tiempo de implementación para configuraciones estándares que no requieran características muy particulares. 1.3 Emplazamiento de la subestación La instalación está prevista para ser construida en una parcela situada a 55 al noreste de Córdoba, a la que se puede acceder tomando la A-4, la A421 y finalmente la A Las coordenadas geográficas de la parcela son las siguientes: N (38º 5 55 ) O (-4º ) instalación: La siguiente tabla muestra los principales municipios y carreteras que rodean la

22 1. INTRODUCCIÓN 7 Noroeste: Pozoblanco Norte: Villanueva de Córdoba Noreste: Cardeña Oeste: Obejo Este: A-421 Suroeste: Embalse Guadalmellato, Córdoba Sur: A-3001 Sureste: Adamuz, Autovía A-4 Tabla 1.1 Situación y referencias Sistema eléctrico en las proximidades El mapa del sistema eléctrico español publicado por Red Eléctrica de España [1], muestra la siguiente estructura en la zona donde está proyectada la subestación: Figura 1.4 Sistema eléctrico en la zona de interés

23 1. INTRODUCCIÓN 8 En el mapa anterior, se tiene: Escala: 1: Líneas de 400 : Líneas de 220 : Líneas : Líneas : Centrales hidráulicas: Centrales eólicas: Subestaciones: Transformadores: instalaciones: En las proximidades de la subestación se encuentran las siguientes Una línea de 220 kv y dos circuitos situada al este. La línea discurre en sentido noreste desde Córdoba hasta Puerto Llano. De aquí se tomará una derivación para alimentar a la subestación objeto del proyecto que se conectará al apoyo número 19. La distancia a cubrir entre la subestación y la línea de 220 kv es de 6000 metros. Una línea de 110 kv y un circuito situada al este. La línea une de norte a sur las subestaciones de las localidades de Villanueva de Córdoba y El Carpio. Una Subestación de 110 kv en el municipio de Adamuz, de nuevo al este. A su vez, dicha subestación está conectada con la subestación de El Carpio a través de otra línea de 110 kv. Una central hidráulica y una subestación en dirección suroeste, en la región del embalse Guadalmellato.

24 1. INTRODUCCIÓN Condiciones meteorológicas Altitud Aunque la altitud media de la región es más baja, la zona de la instalación se encuentra a unos 450 de altitud sobre el nivel del mar Densidad de descargas atmosféricas La práctica totalidad de la provincia de Córdoba se encuentra en una zona con densidad de impacto de rayos: Sin embargo, el tercio norte de la provincia donde se encuentra situada la subestación, se tiene una densidad de impactos: Estos datos se han obtenido a partir de un mapa interactivo publicado por la web Konstruir.com [2], y se muestra en la figura 1.6. Figura 1.5 Mapa de densidad de impacto de rayos

25 1. INTRODUCCIÓN 10 Se ha resaltado la provincia de Córdoba y se aprecia que la zona norte está encuadrada en una zona con Viento El mayor viento registrado en las proximidades de la subestación entre los años fue de 47 (13 ), sin embargo, es poco frecuente encontrar vientos tan elevados. En la figura 1.7 se muestra un histograma de velocidades de viento en la zona y la dirección más frecuente de éstos, obtenido de la web del Centro Nacional de Energías Renovables (CENER) [3]. Figura 1.6 Histograma de velocidades y componentes del viento Temperatura La figura 1.8 muestra la evolución de la temperatura media diaria a lo largo del año para la localidad de Adamuz, próxima a la subestación:

26 1. INTRODUCCIÓN 11 Figura 1.7 Evolución de la temperatura media Como se puede apreciar, la temperatura entre los meses de julio y agosto se sitúa en torno a los 29, mientras que la media en invierno no baja de los Características de la subestación Las principales características de diseño del parque son las siguientes: Tensión nominal del parque de alta: Tensión nominal del parque de baja: Frecuencia: Número de calles: Transformadores:

27 1. INTRODUCCIÓN 12 Intensidad nominal: Líneas Entrada/Salida en 220 : Líneas salida en 20 : Longitudes de los vanos de entrada:

28 2 Configuración de embarrado

29 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 2.1 Introducción La elección del tipo de embarrado se realizará según criterios económicos, con objeto de reducir los costes de instalación y mantenimiento, cuyas principales partidas son las siguientes: Número de interruptores de entrada/salida por circuito. Número de seccionadores por circuito. Volumen de aparamenta de medida, control y protección necesario. Aunque se ha utilizado como factor discriminante el económico, la elección de una configuración u otra afecta a otros factores. Es decir, hay que tener en cuenta que al seleccionar una configuración determinada con objeto de reducir el coste de instalación del embarrado, también se simplifica su configuración, lo que implica una menor flexibilidad y fiabilidad. Esta menor fiabilidad puede conllevar costes indirectos derivados de un fallo en el suministro. 2.2 Tipos de configuraciones Existen distintas configuraciones de embarrado en función de la flexibilidad de operación deseada. Inevitablemente, al mejorar la flexibilidad y fiabilidad aumenta la aparamenta asociada y como consecuencia, su coste de instalación y mantenimiento. A continuación se relacionan los principales tipos de embarrados empleados, destacando sus características principales, así como sus ventajas y posibles inconvenientes.

30 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO Barra simple Interruptor sencillo Todos los circuitos de la subestación se encuentran conectados a una misma barra. Puesto que el número de dispositivos es bajo y no ocupa un gran espacio, se trata de una solución económica, sencilla y fácil de proteger, siendo además su instalación sencilla de llevar a cabo. Figura 2.1 Barra simple - Interruptor sencillo Por otro lado, esta configuración presenta un inconveniente básico, ya que para cualquier tarea de revisión o mantenimiento en la barra se debe poner fuera de servicio toda la instalación. En el caso de mantenimiento en el interruptor o conjunto interruptor-transformador, solo queda fuera de servicio el aparato afectado, lo que dejaría sin alimentación su circuito asociado. Esta disposición no suele emplearse en las subestaciones principales, sino en redes radiales de escaso impacto como por ejemplo en zonas rurales. El hecho de disponer de una sola barra principal puede ocasionar paradas graves en caso de fallo en el interruptor o en la barra. Es necesario dejar sin tensión la subestación para la conservación o ampliación de la barra. Aunque el sistema de relés de protección es relativamente sencillo, la disposición de barra simple carece de flexibilidad y está expuesta a parada total.

31 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO Barra partida Interruptor sencillo Esta topología consiste en partir o interrumpir la continuidad de la barra mediante un dispositivo de corte como por ejemplo un interruptor o un seccionador. Figura 2.2 Barra partida - Interruptor sencillo Esta solución permite separar las distintas fuentes alimentadoras. Suele ser una solución empleada en instalaciones de media tensión al tratarse de una disposición más segura y flexible que en el caso de Barra simple Interruptor sencillo. El mantenimiento de un elemento conectado a la barra dejaría sin servicio a la semibarra correspondiente, lo que representa el 50% de la instalación. En caso de falta en una de las líneas de alimentación a una de las semibarras, se puede cerrar el interruptor de acoplamiento, permitiendo así alimentar todos los circuitos de salida desde la otra línea de alimentación. El seccionador de barra es un dispositivo que cobra especial importancia en este tipo de configuración.

32 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO Barra simple con baipás Para evitar uno de los inconvenientes de la barra simple, se instala en paralelo con cada módulo un seccionador de baipás. Gracias a esto, en caso de tener que realizar mantenimiento en un interruptor, se puede dar servicio a la posición afectada a través del seccionador de baipás. Sin embargo esto representa una situación no deseada, ya que mientras el servicio esté cubierto por el baipás, la subestación se encuentra sin protecciones, y ante una perturbación dispararán los interruptores de cabecera de las líneas de alimentación. En caso de producirse una falta en la línea con el baipás cerrado, se produciría la pérdida total del suministro. Figura 2.3 Barra simple con baipás Barra simple con barra de transferencia Esta disposición consiste en añadir una barra de transferencia al esquema de barra única. Se añade un interruptor de enlace de barras para unir la barra principal y la de transferencia.

33 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 18 Figura 2.4 Barra simple con barra de transferencia Cuando se retira un interruptor de servicio por mantenimiento, se sustituyen sus funciones por el interruptor de enlace de barras para no dejar sin tensión a ese circuito. A menos que se efectúe también transferencia en los relés de protección, los relés de barra de transferencia deben ser capaces de proteger las líneas de transporte o los generadores. Esta se considera una solución poco satisfactoria debido a la baja selectividad. Una solución más satisfactoria consiste en conectar la línea y los relés de las barras a los transformadores de intensidad situados en las barras. Con esta disposición, los sistemas de relés de la línea y de la barra no necesitan ser transferidos cuando se retira de servicio un interruptor del circuito para su mantenimiento, empleándose el interruptor de enlace de barras para mantener el circuito en tensión. Si en alguna ocasión se pone fuera de servicio la barra principal por mantenimiento, no queda ningún interruptor de circuito para proteger los circuitos de alimentación. El fallo de cualquier interruptor o el fallo de la barra principal dejarían fuera de servicio a la subestación. Las maniobras con el sistema de barras principal y de transferencia pueden ocasionar errores del operador, daños y posible parada. A pesar de solucionar bastantes de los problemas que arroja la topología de barra simple, con la barra de transferencia no se alcanzan los altos grados de seguridad

34 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 19 de servicio y flexibilidad requeridos actualmente por Red Eléctrica de España. Además se trata de un sistema más caro, pues consta de más dispositivos y necesita más espacio Doble barra Este esquema emplea dos barras principales y cada circuito posee dos seccionadores de barras. Las dos barras se conectan mediante un interruptor de acoplamiento y cuando éste está cerrado permite transferir un circuito de una barra a la otra manteniendo la tensión mediante el accionamiento de los seccionadores de barras. El funcionamiento normal de esta topología es con el interruptor de acoplamiento abierto. Figura 2.5 Doble barra Se puede operar con una barra alimentando a todos los circuitos o con cada barra alimentando a la mitad de los circuitos. Esta situación resulta equivalente a dos nudos diferentes. En el primer caso, la subestación quedaría fuera de servicio en el caso

35 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 20 de fallo en la barra o de interruptor. En el segundo, solo la mitad de los circuitos quedarían fuera de servicio. En algunos casos, los circuitos funcionan conectados a las dos barras simultáneamente y el interruptor de acoplamiento está normalmente cerrado. Con este esquema se necesita un sistema de relés protectores muy sensibles para evitar la parada completa de la subestación en el caso de fallo de cualquiera de las barras. Este tipo de configuración presenta el mismo número de dispositivos por circuito que la simple barra con baipás y la barra simple con barra de transferencia. Las maniobras de seccionamiento se complican mucho, siendo posible que ocurran fallos del operario, daños y posible parada, aunque se intenta evitar con el uso de enclavamientos. La seguridad de servicio del esquema de doble barra es baja y por ello, esta disposición no se emplea normalmente en subestaciones importantes Doble barra con baipás Consta de un doble juego de barras con un baipás en las posiciones de línea o de transformador, que puede alimentarse en cualquiera de las dos. Presenta las ventajas de los esquemas anteriores: reparto de cargas y flexibilidad en las maniobras, lo que permite asegurar el servicio. Por el contrario, su montaje es más costoso y complicado, y de igual modo la realización de las maniobras más complejas. En la figura 2.6 se muestra un esquema simplificado de dicha configuración, mostrando las conexiones entre barras.

36 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 21 Figura 2.6 Doble barra con baipás Figura 2.7 Doble barra con barra de transferencia

37 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO Doble barra con barra de transferencia Este tipo de embarrado dispone de un doble juego de barras donde se conectan las líneas y transformadores, a través de los dos seccionadores, y de otros de baipás a la barra de transferencia. El mayor inconveniente de esta tipología es que las maniobras son complicadas. En la figura 2.7 anterior se muestra un esquema simplificado de dicha configuración, mostrando las conexiones entre barras Doble barra con dos barras de transferencia En esta configuración se duplican tanto las barras como los interruptores de cada circuito. Entre todas las configuraciones vistas, ésta es la que presenta la mayor seguridad, tanto por falta en barras como en interruptores. También brinda una gran libertad de operación, para trabajos de revisión o de mantenimiento. Con el fin de lograr la mayor seguridad, cada circuito se conecta a ambas barras, debiendo permanecer ambas energizadas. En algunos casos los circuitos se puede separar en dos grupos, conectando cada uno a una barra. En tal condición la falta en una de las barras interrumpe el servicio de todo lo que está conectado a ella, perdiéndose la seguridad que brinda la operación normal y no quedando justificado el coste extra que supone con respecto a una doble barra. En la figura 2.8 se muestra un esquema simplificado de dicha configuración, mostrando las conexiones típicas entre las líneas y barras. Representa la más costosa de todas las configuraciones a expensas de su seguridad desde el punto de vista del suministro, por lo que su implementación en un caso particular debe estar sobradamente justificada.

38 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 23 Figura 2.8 Doble barra con dos barras de transferencia Interruptor y medio La disposición de interruptor y medio tiene tres interruptores en serie entre las barras principales. Dos circuitos están conectados entre los tres interruptores, de aquí el nombre de interruptor y medio. Esta disposición se repite a lo largo de las barras principales, de manera que para cada circuito se emplea interruptor y medio. En condiciones normales de trabajo, todos los interruptores están cerrados y las dos barras están en tensión. Se desconecta un circuito abriendo los dos interruptores que le corresponden. Si falla el interruptor de enlace, quedará otro circuito fuera de servicio, pero no se producirá la pérdida adicional de un circuito si el disparo de una línea incluye el fallo de un interruptor de barra.

39 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 24 Figura 2.9 Interruptor y medio Cualquiera de las dos barras puede quedar fuera de servicio en cualquier momento sin interrumpir el suministro. Con los generadores colocados enfrente de los centros de consumo, se puede trabajar con ambas barras fuera de servicio. El mantenimiento de los interruptores se puede hacer sin pérdida de servicio, sin cambios en los relés y mediante una maniobra sencilla en los seccionadores de los interruptores. La disposición de interruptor y medio es más cara que las otras, excepto para el caso del esquema de Doble barra Interruptor doble y Doble barra con dos barras de transferencia. Sin embargo, es superior en flexibilidad, regularidad y seguridad. Los

40 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 25 sistemas de relés de protección son más complejos si se comparan con las otras disposiciones. Se podría considerar una solución intermedia entre la Doble barra y Doble barra Interruptor doble Doble barra Interruptor doble La disposición de doble barra con doble interruptor tiene dos interruptores por cada circuito. Normalmente, cada circuito está conectado a las dos barras. En algunos casos, la mitad de los circuitos pueden trabajar con cada barra. En este caso, el fallo de una barra o interruptor ocasionaría la pérdida de la mitad de los circuitos. El emplazamiento de las barras principales debe ser tal que se evite el paso de los fallos a ambas barras. El empleo de dos interruptores por circuito hace que esta disposición sea costosa. Sin embargo, cuando todos los circuitos están conectados para poder funcionar con ambas barras, el grado de seguridad de servicio es elevado. Figura 2.10 Doble barra Interruptor doble

41 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 26 Este sistema es usado generalmente en media tensión por el precio de los interruptores. En la práctica, las líneas no disponen de un doble interruptor, sino que existen uno o varios interruptores de reserva, lo que permite sustituir un interruptor que se quiera revisar o reparar por uno de reserva Triple barra Se emplea frecuentemente para instalaciones con muy altas tensiones. El sistema comprende dos juegos de barras principales y un juego auxiliar. Cada juego de barras tiene su protección diferencial independiente para evitar la desconexión total de la subestación. En caso de fallo, los juegos de barras principales permiten que la mitad de las líneas se conecten a un juego y la otra mitad al otro. Las barras auxiliares sirven para que el interruptor de acoplamiento pueda sustituir la operación de cualquier interruptor del circuito. Figura 2.11 Triple barra

42 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 27 Esta solución permite dar mantenimiento o reparación a cualquier interruptor sustituyéndolo por el de acoplamiento sin alterar el suministro de energía Anillo En el esquema en anillo, los interruptores están dispuestos con los circuitos conectados entre ellos. Cada calle sale de entre dos interruptores. Hay por tanto el mismo número de circuitos que de interruptores. Durante el funcionamiento normal, todos los interruptores están cerrados. Cuando se presenta un fallo en un circuito, se disparan dos interruptores contiguos a la calle donde ha ocurrido la falta y si uno de los interruptores no funciona, para aislar el fallo, se dispara un interruptor adicional por la acción de los relés de protección de fallo de interruptor, lo que supone la pérdida de uno de los circuitos contiguos, es decir, se dispara el siguiente por orden. Figura 2.12 Anillo

43 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 28 Durante el mantenimiento de un interruptor, el anillo queda roto pero todas las líneas siguen en servicio. Los circuitos conectados al anillo están dispuestos de forma que los circuitos de generación se alternen con los de carga. Cuando se produce una parada prolongada, puede abrirse el seccionador de línea y cerrarse el anillo. No son precisos cambios en los relés de protección para distintas condiciones de trabajo ni durante el mantenimiento. El esquema de barra circular es de bajo coste, posee buena regularidad de servicio, es seguro y flexible y normalmente se considera adecuado para subestaciones importantes hasta un máximo de cinco circuitos. El sistema de relés de protección es más complejo que en el caso de los esquemas anteriores. Es una práctica común construir las subestaciones importantes inicialmente en anillo, para convertirse posteriormente en el esquema de interruptor y medio. La configuración en anillo tiene el inconveniente de ser de difícil ampliación, además de quedar abierta ante el disparo de cualquiera de sus circuitos. Para evitar estos inconvenientes se pueden añadir interruptores intermedios que permitan la formación de subanillos, además de permitir su ampliación en cualquier dirección. Sin embargo, el aumento de interruptores encarece la subestación. 2.3 Criterios de selección Para comparar las diversas configuraciones se tendrán en cuenta cuales son las más usadas y extendidas, su regularidad en el servicio, aspectos relativos a su sencillez y facilidad de operación y otros aspectos económicos Configuraciones más extendidas principales: Según su función, las subestaciones se pueden clasificar en cuatro grupos N1: Subestaciones de interconexión y maniobra, que son en definitiva un punto de la red donde confluyen varias líneas sin que exista transformación a un nivel o niveles de tensión inferior. Las topologías

44 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 29 más utilizadas son Doble barra, Doble barra con barra de transferencia, Doble barra Interruptor doble e Interruptor y medio. N2: Subestaciones de interconexión y transformación, con funciones idénticas a las definidas en el caso anterior, pero que además disponen de transformación a un nivel o niveles de tensión inferior. Son frecuentes las topologías de Doble barra, Doble barra con barra de transferencia, Doble barra Interruptor doble e Interruptor y medio. N3: Subestaciones de transformación pura, constituidas en general por una única línea de A.T. y una transformación a un nivel de tensión inferior. Generalmente son subestaciones de Barra simple interruptor sencillo, Barra partida interruptor sencillo o con barra de transferencia, Doble barra y Anillo. N4: Subestaciones de central de generación, cuya función es la interconexión con la red para la inyección de la energía generada. Suelen ser de Doble barra, Doble barra con barra de transferencia, Interruptor y medio y Anillo. Para interconexiones Dispone de transformación a niveles de tensión inferiores N1 X N2 X X N3 X N4 En centros de generación para inyectar potencia a la red X Tabla 2.1 Principales funciones de las subestaciones Las configuraciones descritas anteriormente se enumeran a continuación: C1: Barra simple Interruptor sencillo. C2: Barra partida Interruptor sencillo. C3: Barra simple con baipás.

45 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 30 C4: Barra simple con barra de transferencia. C5: Doble barra. C6: Doble barra con baipás. C7: Doble barra con barra de transferencia. C8: Doble barra con dos barras de transferencia. C9: Interruptor y medio. C10: Doble barra Interruptor doble. C11: Triple barra. C12: Anillo. subestación: En la tabla 2.2 se resumen las configuraciones más empleadas para cada tipo de C1 C2 C3 C4 C5 C6 C7 C8 C9 C10 C11 C12 N1 X X X X X X X N2 X X X X X X X X N3 X X X X X X N4 X X X X X X X X Tabla 2.2 Configuraciones más usadas para cada función Tratándose la subestación objeto de estudio de una subestación de interconexión y transformación (N2), se barajarán como posibles configuraciones las de Doble barra (C5), Doble barra con barra de transferencia (C7), Interruptor y medio (C9) y doble barra Interruptor doble (C10). El esquema de subestación seleccionado determina la disposición física y eléctrica de la aparamenta. Las distintas soluciones para el embarrado son consecuencia de la prioridad que se dé a factores cómo la regularidad del servicio, la inversión económica, la seguridad y la sencillez. A su vez, la prioridad otorgada a cada uno de estos factores será consecuencia directa de la función e importancia de la subestación.

46 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO Regularidad del servicio Esta es una cuestión muy difícil de valorar aunque en la práctica se trata simplemente de contrastar el precio de la inversión con el coste por las posibles pérdidas de continuidad. Este precio vinculado a la fiabilidad del sistema depende del tipo de dispositivo que falle. No tiene la misma repercusión la pérdida de una línea en un sistema mallado que la pérdida de la línea de unión entre la red y un importante grupo generador. Para mayor complicación, no se puede analizar la fiabilidad de una subestación teniendo en cuenta solo sus propias características, sino que hay que tener en cuenta el conjunto de la red, pues los efectos de las contingencias repercuten en la red de manera inmediata. Sin embargo, en el ámbito del cálculo y estimación desde el punto de vista de la continuidad, se suele considerar la subestación como un sistema aislado. En la tabla 2.3 se recogen la tasa de faltas, el tiempo medio de reparación y la tasa de mantenimiento de los principales dispositivos presentes en una subestación: Interruptor Seccionador Barras Líneas Tasa de faltas (veces/100 años) 3,5 0,5 0,5 2 Tiempo de reparación (horas) Tasa de mantenimiento (horas/año) Tabla 2.3 Parámetros de fiabilidad de diversos dispositivos Aunque en las subestaciones existen otros elementos que pueden ocasionar discontinuidades en el servicio (transformadores de intensidad, de tensión, ) un análisis de sensibilidad demuestra que su influencia en los índices de discontinuidad es pequeña. A partir de estos datos se calculan los índices de continuidad en el servicio para cada una de las configuraciones planteadas. La tabla 2.4 está basada en subestaciones de seis circuitos o líneas y muestra los índices de continuidad en el servicio expresados

47 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 32 en número de horas al año que una, dos, tres, cuatro o las seis líneas de la subestación están fuera de servicio. Configuración Tiempos totales de indisponibilidad (horas/año) Líneas Línea Líneas Líneas Líneas Total de horas C1 Barra simple - I. sencillo 251,4 0, ,54 915,18 C2 Barra partida - I. sencillo 241,32 0,28 159,26 0,12 10,3 781,94 C3 Barra simple baipás 61,51 0, , ,32 C4 Barra simple con BT 121,13 0, , ,81 C5 Doble barra 371,89 0,4277 0,2793 0,0042 0, ,90 C6 Doble barra baipás 302,93 0,0756 0,3631 0,0042 0, ,49 C7 Doble barra con BT 122,38 0,088 0,3459 0,0024 0, ,92 C8 Doble barra con 2 BT 122,07 0,0474 0,3457 0,0024 0, ,53 C9 Interruptor y medio 182,46 0,2531 0, ,97 C10 Doble barra - I. doble 122,51 0, , ,67 C11 Triple barra 431,87 0,8388 0,0104 0,0726 0, ,88 C12 Anillo 182,21 0,3135 0,0186 0, ,90 Tabla 2.4 Índices de continuidad del servicio También se muestra el total de horas de pérdida de servicio sumando la aportación de cada línea. Las subestaciones con un número de horas/año de pérdida mayor son aquellas en las que solo se dispone de una barra (Barra simple (C1), Barra partida (C2) y Barra simple con baipás (C3)) o una Barra simple con barra de transferencia (C4). Esto es debido a que las barras tienen una tasa de mantenimiento de 50 horas al año. Estas configuraciones deber ser desechadas para subestaciones de importancia. No se deber permitir unos tiempos medios anuales de subestación fuera de servicio tan elevados. El gráfico de la figura 2.13 recoge esta misma comparación.

48 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 33 Total horas/año indisponibilidad C1 C2 C3 C4 C5 C6 C7 C8 C9 C10 C11 C12 Figura 2.13 Comparativa de las horas anuales de indisponibilidad A la hora de la elección de una configuración eléctrica para una subestación dada, debemos ser selectivos, es decir, no debemos exigir lo mismo a una subestación a emplazar en un nudo de interconexión de la red nacional, en general muy mallada, que a una subestación de generación. Así, en la primera, la perdida de todas las líneas se traduce en la pérdida de un nudo que puede ser asumida por la red sin excesivas repercusiones mediante un nuevo reparto de los flujos de carga. En cambio, la pérdida de una subestación de salida de una central nuclear en un periodo de horas valle se puede traducir en fenómenos importantes de inestabilidad. Por ello, según las características concretas de cada subestación, puede ser admisible o no la posibilidad de que en determinados intervalos la subestación quede fuera de servicio en su totalidad. Por tanto, para subestaciones importantes las configuraciones de Barra simple, Barra partida, Barra simple con baipás y Barra simple con barra de transferencia deben ser desechadas previamente a cualquier otra consideración, debido al alto índice de discontinuidad.

49 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 34 Si se desea reducir al máximo la probabilidad de que todas las líneas de la subestación queden sin servicio simultáneamente, las configuraciones más favorables son Interruptor y medio y Anillo. En la tabla 2.4 puede verse que el número de horas en que todos los circuitos están fuera de servicio es cero para estas configuraciones. Sin embargo, si lo que se quiere es mantener una elevada continuidad global del servicio aunque puntualmente alguno de los circuitos pueda quedar inoperativo, las subestaciones más favorables son la Doble barra con barra de transferencia, Doble barra con dos barras de transferencia y Doble barra Interruptor doble. En la tabla 2.4 se observa que para estas configuraciones el total de horas de indisponibilidad es más bajo Sencillez Para contrastar la viabilidad de estas disposiciones hay que analizar también los siguientes aspectos: Facilidad de operación. Complejidad en el mantenimiento. Flexibilidad de ampliación y modificación Facilidad de operación Desde el punto de vista de la operación, los atributos más importantes de un esquema unifilar son su capacidad de adaptación a las necesidades de la explotación, sencillez y seguridad de las maniobras necesarias para los cambios de configuración. Se pueden establecer tres tipos de configuraciones según la operación: Configuraciones con una sola barra principal. En este grupo se incluyen las topologías de Barra simple y Barra simple con barra de transferencia. Configuraciones con dos o más juegos de barras principales. Aquí se incluyen las subestaciones de Doble barra, Doble barra con barra de transferencia, Doble barra Interruptor doble e Interruptor y medio. Configuraciones poligonales. El tercer grupo solo incluye el Anillo y las poligonales en general.

50 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 35 El primer tipo no es apto para interconexión pura (N1) o interconexióntransformación (N2) puesto que no permiten separar el sistema en dos o más subsistemas. Algo parecido ocurre con las subestaciones de configuración poligonal, ya que sus posibilidades de maniobra dependen de la situación en el polígono de los diferentes circuitos. Otro criterio es la sencillez y fiabilidad de las maniobras. Los esquemas cuyo cambio de configuración se consiga solo con maniobras de interruptores tendrán ventajas decisivas sobre aquellos en los que los cambios se realicen mediante maniobras de seccionadores. La fiabilidad en las maniobras con los primeros es mucho mayor, sobre todo en subestaciones telemandadas. En este sentido tienen una gran ventaja el Interruptor y medio y Doble barra Interruptor doble, puesto que ofrecen ventajas indudables sobre las configuraciones de Doble barra, Doble barra con baipás, Doble barra con barra de transferencia, Doble barra con dos barras de transferencia y Triple barra Complejidad en el mantenimiento En el aspecto del mantenimiento, el análisis de las configuraciones propuestas debe realizarse según los siguientes criterios: Los esquemas elegidos deben permitir realizar el mantenimiento de los diferentes elementos sin interrupciones en el servicio y con total seguridad para el personal que lo realiza. La cantidad de elementos a revisar condiciona los costes del mantenimiento y la explotación. Según el primer criterio, los esquemas que presentan un solo juego de barras principales no permiten realizar el mantenimiento de las barras y de los elementos asociados sin la interrupción total en el servicio de la subestación. Del mismo modo, los esquemas que no disponen de baipás, transferencia o más de un interruptor por salida no permiten el mantenimiento del interruptor sin descargo del correspondiente circuito.

51 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 36 En principio, para subestaciones de transporte y reparto, estos dos condicionantes no deber ser admitidos. Se escogerán configuraciones de Doble barra (con baipás, con una o dos barras de transferencia, con interruptor doble), Interruptor y medio o Anillo. Para subestaciones de generación y distribución, según sus particularidades se pueden elegir unos sistemas diferentes de los anteriores, es decir, que presenten alguna de las limitaciones descritas. En la tabla 2.5 se recoge el número de interruptores, seccionadores y juegos de barras que constituyen cada uno de los esquemas propuestos, basado nuevamente en subestaciones con seis líneas. Configuración Nº de Nº de Total Nº de barras interruptores seccionadores (horas/año) C1 Barra simple - I. sencillo C2 Barra partida - I. sencillo C3 Barra simple baipás C4 Barra simple con BT C5 Doble barra C6 Doble barra baipás C7 Doble barra con BT C8 Doble barra con 2 BT C9 Interruptor y medio C10 Doble barra - I. doble C11 Triple barra C12 Anillo Tabla 2.5 Número de dispositivos por configuración En la última columna se han obtenido los tiempos totales de mantenimiento para cada esquema eléctrico, teniendo en cuenta la tasa de mantenimiento detallada en apartados anteriores, que es: Tasa de mantenimiento (horas/año) Interruptor Seccionador Barras Tabla 2.6 Tasa de mantenimiento

52 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO Flexibilidad de ampliación y modificación La posibilidad de ampliar la subestación sin interrumpir el servicio y distorsionando al mínimo la explotación normal de la instalación es también un factor importante a la hora de escoger una determinada configuración. En este sentido, los esquemas con un solo juego de barras son los más vulnerables pues no es posible la ampliación sin interrumpir el servicio en la subestación, si bien se pueden adoptar medidas que minimicen la duración de las interrupciones. Los esquemas de polígono son también conflictivos desde este punto de vista ya que cualquier ampliación involucra elementos en servicio, lo que implica descargos de uno o varios circuitos de la instalación, aunque no está obligado a parada total. En configuraciones de varias barras es difícil valorar sus características. Las que no tienen elementos compartidos permiten los trabajos de ampliación y puesta en servicio de una manera más sencilla Aspectos económicos Uno de los aspectos clave en la selección del tipo de configuración de las subestaciones es sin duda la inversión económica necesaria. En este sentido y en orden decreciente de importancia, los apartados principales de dicha inversión son los destinados a la aparamenta, los elementos de control y servicios auxiliares, la obra civil de intemperie, las estructuras metálicas y otros menos importantes como los embarrados, la puesta en servicio, etc. A continuación, en las tablas 2.7a y 2.7b se muestra en una comparativa entre los costes relativos de dichos componentes. Nota: Datos medios para instalaciones de exterior entre kv.

53 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 38 Configuración: C1 C2 C3 C4 C5 C6 1 Aparamenta 35,5% 35,2% 36,1% 35,9% 37,3% 37,2% 2 Embarrados 2,8% 2,9% 4,4% 4,1% 3,8% 5,0% 3 Estructura metálica 6,2% 6,1% 6,6% 6,5% 6,9% 7,7% 4 Obra civil intemperie 15,0% 16,0% 14,7% 18,9% 16,0% 16,8% 5 Edificios 4,9% 4,7% 4,3% 3,7% 3,9% 3,3% 6 Control y Servicios auxiliares 27,4% 26,5% 24,5% 21,3% 22,8% 19,3% 7 Instalaciones 1,2% 1,3% 1,2% 1,3% 1,2% 1,1% 8 Montaje y Puesta en servicio 3,1% 3,2% 4,1% 3,9% 4,1% 5,5% 9 Emplazamiento 1,0% 1,1% 1,0% 1,3% 1,1% 1,1% 10 Ingeniería 3,0% 3,0% 3,0% 3,0% 3,0% 3,0% Total 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% Relativo a (C5) 80% 83% 90% 105% 100% 128% Tabla 2.7a Inversiones necesarias Configuración: C7 C8 C9 C10 C11 C12 1 Aparamenta 35,6% 37,1% 40,6% 42,7% 38,4% 34,6% 2 Embarrados 4,8% 4,5% 3,8% 3,8% 4,1% 3,0% 3 Estructura metálica 7,5% 7,3% 6,8% 6,9% 6,8% 6,2% 4 Obra civil intemperie 19,9% 19,1% 13,1% 13,9% 18,3% 17,2% 5 Edificios 3,3% 3,2% 3,7% 3,2% 3,2% 4,4% 6 Control y Servicios auxiliares 18,6% 18,3% 22,4% 20,4% 18,5% 24,9% 7 Instalaciones 1,3% 1,2% 1,0% 1,0% 1,2% 1,3% 8 Montaje y Puesta en servicio 4,6% 4,9% 4,7% 4,1% 5,1% 4,2% 9 Emplazamiento 1,4% 1,4% 0,9% 0,9% 1,3% 1,2% 10 Ingeniería 3,0% 3,0% 3,0% 3,0% 3,0% 3,0% Total 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% Relativo a (C5) 125% 130% 105% 121% 129% 89% Tabla 2.7b Inversiones necesarias

54 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 39 En cualquier tipo de subestación, la aparamenta representa un porcentaje muy significativo del precio total de la instalación. En la configuración de Doble barra Interruptor doble (C10) llega a ser de hasta un 42%, por lo que salvo casos muy justificados no es una elección razonable. Por ello, las subestaciones más baratas son precisamente las que menor número de interruptores y aparamenta en general precisen. Así, las configuraciones con una sola barra principal resultan más económicas, seguidas de las configuraciones de Anillo (C12) e Interruptor y medio (C9). 2.4 Selección final Una vez analizados y comparados los distintos aspectos de las configuraciones eléctricas, se puede elegir la configuración que mejor se adapte a las necesidades de la subestación objeto de estudio, siendo conscientes que toda configuración tiene sus ventajas e inconvenientes. Atendiendo a la regularidad en el servicio, se descartan las configuraciones de Barra simple (C1), Barra partida (C2), Barra simple con baipás (C3) y Barra simple con barra de transferencia (C4), por presentar una tasa de indisponibilidad muy elevada. En cuanto a la facilidad de operación en el cambio de configuración, los esquemas de Doble barra (C5), Doble barra con baipás (C6), Doble barra con barra de transferencia (C7), Doble barra con dos barras de transferencia (C8) y Triple barra (C11) presentan secuencias complejas que involucran a gran número de interruptores y seccionadores, por lo que pueden ser descartadas si se desea una operación más ágil. En cuanto a la configuración en Anillo (C12), presenta ciertas peculiaridades y desventajas que la descartan, como su dificultad de ampliación y operación. De este modo, las configuraciones más recomendables serían las de Interruptor y medio (C9) y doble barra Interruptor doble (C10), de entre las cuales, la primera resulta tener menores tiempos de mantenimiento anuales y menores costes de inversión. Por tanto la configuración elegida para ser implementada en la subestación objeto de estudio será de Interruptor y medio (C9).

55 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO Disposición física Consideraciones generales Para la correcta disposición física de los elementos de la subestación, según la configuración eléctrica seleccionada, se han de tener en cuenta los siguientes criterios y factores condicionantes: Esquema unifilar adoptado. Existencia de baipás o barra de transferencia. Distancias eléctricas y distancias de trabajo. Adopción de embarrados rígidos o flexibles. Tipo y situación de los accesos de líneas. Tipo de seccionadores (que pueden ser giratorios de dos o de tres columnas, de pantógrafo ). Accesibilidad planificada a los distintos puntos de la instalación (mediante camiones, grúas, plataformas ). Espacio disponible. La subestación objeto de estudio se clasifica como una instalación eléctrica de exterior dispuesta en un parque convenientemente vallado en su totalidad, según ITC MIE- RAT 15, 1.a [4]. Según dicho documento, estas instalaciones deberán estar protegidas contra los efectos de las posibles descargas de rayos directamente sobre las mismas o en sus proximidades. Para esta protección se podrán emplear conductores de tierra situados por encima de las instalaciones, o pararrayos debidamente distribuidos en función de sus características. Para la protección de transformadores de potencia, reactancias y aparatos similares contra sobretensiones inducidas, se utilizarán descargadores o pararrayos autoválvulas, y se recomienda igualmente el empleo de estos dispositivos en las entradas de las líneas.

56 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 41 Figura 2.14 Ejemplo de disposición de descargador o pararrayos Pasillos de servicios Los pasillos de servicio son vías de acceso peatonal a ciertos puntos de la instalación habilitadas para realizar con seguridad las labores de mantenimiento, permitir el trasiego de equipo y herramientas, etc. Según la instrucción RAT 15, 3.1, la anchura de dichos pasillos tiene que ser suficiente para permitir la fácil maniobra e inspección de las instalaciones, así como el libre movimiento a través de los mismos de las personas y el transporte de los aparatos en las operaciones de montaje o revisión. Esta anchura no será inferior a la que a continuación se indica según los casos: Pasillos de maniobra con elementos en tensión a un solo lado: 1,0 m. Pasillos de maniobra con elementos en tensión a ambos lados: 1,2 m. Pasillos de inspección con elementos en tensión a un solo lado: 0,8 m. Pasillos de inspección con elementos en tensión a ambos lados: 1,0 m. Los valores anteriores deberán ser totalmente libres, es decir, medidos entre las partes salientes que pudieran existir, tales como mandos de aparatos, barandillas, etc.

57 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 42 Los elementos en tensión no protegidos, que se encuentren sobre los pasillos, deberán estar a una altura mínima H sobre el suelo medida en centímetros, igual a: H = d Siendo d la distancia expresada en centímetros de la tabla 2.8 (tablas 4 y 6 de la MIE-RAT 12 [4]), dadas en función de la tensión soportada nominal a impulso tipo rayo adoptada para la instalación. El cálculo de la tensión soportada nominal a impulso tipo rayo se realiza en el apartado 3.3 de esta memoria, y arroja un valor de 1050 kv. Se tiene entonces que: d = 190 cm H = = 440 cm En las zonas de paso de aparatos y máquinas deberá mantenerse una distancia mínima entre los elementos en tensión y el punto más alto de aquéllos no inferior a d, con un mínimo de 50 cm. Se señalizará la altura máxima permitida para el paso de los aparatos o máquinas. En cualquier caso los pasillos de servicio estarán libres de todo obstáculo en una altura de 250 cm sobre el suelo. En las zonas accesibles, cualquier elemento en tensión estará situado a una altura mínima sobre el suelo de 230 cm. En el caso de que dicha altura sea menor de 230 cm, será necesario establecer sistemas de protección tal como se indica en el apartado siguiente contra contactos accidentales en el interior.

58 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 43 Tipo de configuración Configuraciones desfavorables en las partes en tensión Configuraciones denominadas Conductor- Estructura Tensión soportada nominal a los impulsos tipo rayo (kv cresta) Distancia mínima Fase-Tierra en el aire d (cm) Tabla 2.8 Valores para la distancia d Protección contra contactos accidentales en el interior Para establecer unas zonas de protección contra contactos accidentales en el interior, según MIE RAT 15, 3.2, los sistemas de protección que deban establecerse guardarán unas distancias mínimas medidas en horizontal a los elementos en tensión que se respetarán en toda la zona comprendida entre el suelo y una altura de 200 cm, que, según el sistema de protección elegido y expresadas en centímetros, serán:

59 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 44 De elementos en tensión a paredes macizas de 180 cm de altura mínima: B = d + 3 De los elementos en tensión a enrejados de 180 cm de altura mínima: C = d + 10 De los elementos en tensión a cierres de cualquier tipo (paredes macizas, enrejados, barreras, etc.) con una altura que en ningún caso podrá ser inferior a 100 cm: E = d + 30 E 80 cm Siendo d el mismo valor definido en la tabla 2.8. Teniendo en cuenta estas distancias mínimas así como la altura libre definida anteriormente (altura mínima de 230 cm sobre el suelo), la zona total de protección que deberá respetarse entre los sistemas de protección y los elementos en tensión se representa rayada en la figura 2.15, y los valores correspondientes de acotación se recogen en la tabla 2.9: Figura 2.15 Zona de protección contra contacto accidental en el interior

60 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 45 Tipo de protección X (cm) Y (cm) Tabiques macizos 180 B Enrejados 180 C Barreras, tabiques, macizos o enrejados Tabla 2.9 Valores B, C y E de acotación E Protección contra contactos accidentales en el exterior Para evitar los contactos accidentales desde el exterior del cierre del recinto de la instalación con los elementos en tensión, deberán existir entre éstos y el cierre las distancias mínimas de seguridad, medidas en horizontal y en centímetros, que a continuación se indican: De los elementos en tensión al cierre cuando éste es una pared maciza de altura k d cm. Ver figura F = d De los elementos en tensión al cierre cuando éste es una pared maciza de altura k d cm. Ver figura B = d + 3 De los elementos en tensión al cierre cuando éste es un enrejado de cualquier altura k 220 cm. Ver figura G = d + 150

61 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 46 Figura 2.16 Zona de protección para cierre de pared maciza con k < 250+d (cm) Figura 2.17 Zona de protección para cierre de pared maciza con k 250+d (cm)

62 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 47 Figura 2.18 Zona de protección para enrejado de k 220 (cm) Si la altura sobre el suelo de la línea de contacto del aislamiento con su zócalo puesto a tierra es inferior a 230 cm no podrán establecerse pasillos de servicio a no ser que se disponga una protección situada entre los aparatos y el cierre exterior de modo que se cumpla simultáneamente lo indicado en MIE RAT 15, 3.2 [4]. Ver figura 2.19: El valor de Z en la figura 2.19 se refiere a la anchura de los pasillos de servicios. Dicho valor se indicó en la página 41.

63 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 48 Figura 2.19 Zona de protección especial La zona rayada de estas figuras representa, a modo de ejemplo, la zona de protección que ha de establecerse entre los elementos o aparatos en tensión y el cierre. En todas ellas, L es la altura mínima que deben tener los conductores sobre el suelo, de acuerdo con el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión [5]. Esta altura será medida desde el exterior de la instalación. En el apartado 5.5 de la ITC-LAT 07 de dicho reglamento, se especifica la distancia de los conductores al terreno: L = 5,3 + D el Donde D el es la distancia de aislamiento en el aire mínima especificada, para prevenir una descarga disruptiva entre los conductores de fase y objetos a potencial de tierra en sobretensiones de frente lento o rápido. Los valores de D el se indican en el apartado 5.2 de la citada ITC-LAT 07. Para la tensión más elevada de la red U s = 245 kv se tiene que el valor de D el es de 1,7 metros, por tanto: L = 5,3 + 1,7 = 7,0 m

64 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 49 En cualquier caso, la distancia del aparato al cierre se determinará con la mayor distancia resultante: F, G o la suma de Z + Y + espesor del sistema de protección. El espesor del sistema de protección considerado en este criterio se refiere al grosor del sistema de protección elegido, que puede ser pared maciza o enrejado. Ver figuras de la 2.16 a la Elementos sobre postes Para la instalaciones de elementos sobre postes (MIE RAT 15, apartado 4 [4]), los apoyos podrán ser metálicos, de hormigón armado, de madera adecuada o podrán ser mixtos de estos materiales. Se recomienda evitar todo lo posible el empleo de tirantes o vientos que dificulten las maniobras del servicio. La altura y disposición de los apoyos serán tales que las partes que, en servicio, se encuentre bajo tensión y no estén protegidas contra contactos accidentales se situarán como mínimo a 5 metros de altura sobre el suelo. La parte interior de las masas del equipo deberá estar situada respecto al suelo a una altura no inferior a 3 metros. En los casos en que no se cumpliesen estas alturas será necesario establecer un cierre de protección Seguridad y salud Es imprescindible garantizar la protección de la salud y la seguridad de los trabajadores frente al riesgo eléctrico. En este sentido, y según se recoge en el RD 614/2001 sobre disposiciones mínimas para la protección de la salud y seguridad de los trabajadores frente al riesgo eléctrico [6], se deben evaluar los riesgos que entrañan para un trabajador las tareas que éste debe realizar, en función de la distancia a la que se encuentre la zona de trabajo de los elementos eléctricos. definir: La normativa de seguridad está basada en criterios ergonómicos. Así podemos

65 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 50 Zona de peligro o zona de trabajos en tensión: espacio alrededor de los elementos en tensión en el que la presencia de un trabajador supone un riesgo grave e inminente de que se produzca un arco eléctrico, o un contacto directo con el elemento en tensión, teniendo en cuenta los gestos o movimientos normales que puede efectuar el trabajador sin desplazarse. Donde no se interponga una barrera física que garantice la protección frente a dicho riesgo, la distancia desde el elemento en tensión al límite exterior de esta zona será la indicada en la tabla Zona de proximidad: espacio delimitado alrededor de la zona de peligro, desde la que el trabajador puede invadir accidentalmente esta última. Donde no se interponga una barrera física que garantice la protección frete al riesgo eléctrico, la distancia desde el elemento en tensión al límite exterior de esta zona será la indicada en la tabla U n D PEL-1 D PEL-2 D PROX-1 D PROX Tabla 2.10 Distancias límites de las zonas de trabajo Donde las columnas representan: UnR es la tensión nominal de la instalación (kv). D PEL 1 es la distancia hasta el límite exterior de la zona de peligro cuando exista riesgo de sobretensión por rayo (cm).

66 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 51 D PEL 2 es la distancia hasta el límite exterior de la zona de peligro cuando no exista el riesgo de sobretensión por rayo (cm). D PROX 1 es la distancia hasta el límite exterior de la zona de proximidad cuando resulte posible delimitar con precisión la zona de trabajo y controlar que ésta no se sobrepasa durante la realización del mismo (cm). D PROX 2 es la distancia hasta el límite exterior de la zona de proximidad cuando no resulte posible delimitar con precisión la zona de trabajo y controlar que ésta no se sobrepasa durante la realización del mismo (cm). Estas distancias se pueden apreciar esquemáticamente en la figura 2.20: Figura 2.20 Esquema de las distancias límites de las zonas de trabajo Las distancias D PEL i definen la zona de peligro cuando no se interponen barreras físicas entre los elementos en tensión y un trabajador.

67 2. CONFIGURACIÓN DE EMBARRADO 52 D PEL 1 se aplica cuando hay riesgo de sobretensión por rayo y define la zona de peligro para maniobras, ensayos y verificaciones. Existirá riesgo de sobretensión por rayo cuando las condiciones meteorológicas en las proximidades de la instalación favorezcan las descargas atmosféricas. D PEL 2 se aplica cuando no hay riesgo de sobretensión por rayo y define la zona de peligro para actividades que requieran el empleo de herramientas, o en las que se proceda al montaje o desmontaje de algún elemento. D PEL 1 > D PEL 2 Las operaciones locales deberían poder realizarse sin aplicar criterios de trabajos en proximidad de tensión, por lo que se debe evitar que los trabajadores puedan acceder inadvertidamente a la zona de peligro. Como se ha dicho anteriormente, para maniobras, ensayos y verificaciones es aplicable D PEL 1 o la instalación de una barrera. Si no se adopta ninguna de estas dos opciones, la operación de los mandos de emergencia tendría que considerarse como un trabajo en proximidad de tensión. El acceso a cualquier área en que un hombre pueda invadir la zona de peligro debe restringirse mediante barreras. Una barrera física debe garantizar la protección ante el riesgo eléctrico, debe ser estable (pantalla aislante o metálica puesta a tierra) y evitar que el trabajador se introduzca inadvertidamente en la zona de peligro. Para la subestación de tensión nominal Un = 220 kv se tendrá: D PEL = D PEL 1 = 260 cm, bajo el supuesto de que exista riesgo de sobretensión por rayo. D PROX 1 = 410 cm, para cuando sea posible delimitar con precisión la zona de trabajo. D PROX 2 = 500 cm, para cuando no sea posible delimitar con precisión la zona de trabajo.

68 3 Coordinación de aislamiento

69 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO El objetivo de la coordinación de aislamiento es la selección de un conjunto de tensiones soportadas normalizadas y la determinación de las distancias en el aire de forma que los equipos puedan soportar las solicitaciones dieléctricas a las que serán sometidos. Un procedimiento de coordinación de aislamiento debe tener en cuenta los factores que influyen en la soportabilidad del aislamiento: La polaridad de las sobretensiones. La forma de las ondas. El tipo de aislamiento. Condiciones atmosféricas. Mantenimiento de los equipos. El procedimiento propuesto en la norma UNE-EN (partes 1 y 2) [7] consiste en seleccionar el nivel de aislamiento normalizado y determinar las distancias en el aire a partir de las tensiones (o sobretensiones) representativas y de los factores que influyen en la soportabilidad del aislamiento, tal y como se muestra en la figura 3.1. Más adelante se detallarán los principios de los métodos de coordinación de aislamiento (método determinista y método estadístico) y los pasos a seguir en el procedimiento general descritos diagrama anterior. 3.1 Introducción La coordinación de aislamiento tiene como finalidad la determinación de los niveles de aislamiento necesarios en los equipos de una instalación eléctrica, de manera que éstos puedan soportar las solicitaciones dieléctricas a las que serán sometidos, tanto en servicio normal como en presencia de sobretensiones. Antes de 1920 el dimensionamiento de los aislamientos se realizaba de una forma puramente empírica. La aparición de redes con tensión nominal superior a 100

70 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 55 exigió una mayor racionalización del problema, por lo que se introdujeron los ensayos de impulso, al comprobarse que los aislamientos no podían clasificarse únicamente por su capacidad para soportar las solicitaciones a frecuencia industrial y se graduaron los aislamientos de los diversos aparatos de una instalación de tal manera que sus tensiones soportadas comportaran riesgos de fallo diferentes según la importancia y coste de cada aparato y de forma que, en último extremo, el fallo de los menos importantes protegiese a los de mayor responsabilidad. Para elegir las características que deben reunir los aislamientos de los aparatos e instalaciones de alta tensión es necesario un conocimiento previo tanto de las solicitaciones dieléctricas en servicio como del comportamiento de los diferentes tipos de aislamientos frente a dichas solicitaciones. Este conocimiento es fundamental para realizar una correcta coordinación de los aislamientos que permita conocer en cada caso el riesgo de avería por fallo dieléctrico de dichos aislamientos. La metodología de coordinación debe tener en cuenta la influencia de los siguientes factores sobre la soportabilidad del aislamiento: Polaridad de la sobretensión. Forma de onda de la sobretensión. Naturaleza del aislamiento. Condiciones atmosféricas en el aislamiento externo. Estado físico. La metodología de coordinación de aislamiento que se desarrolla en estos apartados se basa en la norma UNE-EN [7] (partes 1 y 2), que se define como una guía de aplicación para la selección de los niveles de aislamiento de instalaciones para sistemas trifásicos. A su vez se ha consultado el libro Coordinación de aislamiento en redes eléctricas de alta tensión [8] que contiene un resumen de la citada norma. Su propósito es dar recomendaciones para la determinación de la tensión soportada asignada, y justificar la asociación de estos valores asignados con los valores normalizados de las tensiones más elevadas para el material. Los criterios de aplicación considerados en dicha guía son: No considera los requisitos para la seguridad de las personas.

71 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 56 Se aplica a los sistemas trifásicos con tensión asignada superior a 1. Se aplica al aislamiento fase-tierra, entre fases y longitudinal. En la utilización de la metodología propuesta es necesario considerar todas las clases y todos los tipos de solicitaciones de tensión en servicio, independientemente del nivel de tensión más elevado para el material. Únicamente al final del proceso, cuando se realice la selección de la tensión soportada normalizada, se aplicará el precepto de cubrir una solicitación de tensión de servicio particular con una tensión soportada normalizada. La práctica actual en la coordinación de aislamiento establece dos métodos para la determinación del nivel de aislamiento, estos son el método estadístico y el determinista o convencional. 3.2 Metodología de Coordinación de Aislamiento Definiciones La coordinación de aislamiento consiste en la selección de un conjunto de tensiones soportadas normalizadas que caracterizan el aislamiento de los equipos de una instalación eléctrica, junto con la determinación de las distancias en el aire. La metodología de coordinación de aislamiento consiste en determinar, a partir de las sobretensiones representativas del sistema, las tensiones soportadas de coordinación y especificada de los equipos, las cuales permiten seleccionar el nivel de aislamiento normalizado. Una vez determinado éste, será posible dimensionar las distancias en el aire. Ver el esquema de la figura 3.1. Los criterios a emplear tendrán como fin la reducción a niveles aceptables del riesgo de avería por fallo de los aislamientos, tanto desde el punto de vista económico como de continuidad del servicio. Es importante en este punto definir el nivel de protección de un pararrayos. Un equipo protegido por un pararrayos presentará una tensión máxima soportada para impulsos tipo maniobras (en inglés switching ) y la correspondiente tensión máxima soportada para impulsos o sobretensiones tipo rayo ( lightning ). El pararrayos

72 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 57 encargado de proteger dicha aparamenta deberá disponer de un nivel de protección frente a sobretensiones tipo maniobra ( ) y un nivel de protección frente a sobretensiones tipo rayo ( ) inferiores a dichos valores máximos soportados, para ofrecer un margen de seguridad adecuado Determinación de las sobretensiones representativas (Urp) Las sobretensiones representativas son aquellas que producen el mismo efecto dieléctrico en el aislamiento que las sobretensiones que tienen lugar durante el servicio de la instalación. Las tensiones y sobretensiones a soportar por el aislamiento deben determinarse en amplitud, forma y duración mediante un análisis que incluya la elección y localización de los dispositivos limitadores de sobretensiones y que tenga en cuenta las características del aislamiento (autorregenerable o no).

73 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 58 DATOS - ORIGEN Y CLASIFICACIÓN DE LAS SOBRETENSIONES - NIVEL DE PROTECCIÓN DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN - CARACTERISTÍCAS DE AISLAMIENTOS ANÁLISIS DEL SISTEMA ACCIÓN TENSIÓN REPRESENTATIVA U rp RESULTADO DATOS - CARACTERÍSTICAS DEL AISLAMIENTO - DATOS POCO EXACTOS - CRITERIOS DE DISEÑO K c APLICACIÓN CRITERIOS DISEÑO: - Determinista - Estadístico ACCIÓN TENSIÓN SOPORT. COORDINACIÓN U cw RESULTADO DATOS - FACTOR CORREC. ATMOSF. K a - FACTOR SEGURIDAD K s Dispersión producción Calidad instalación Envejecimiento APLICACIÓN FACTORES POR COND. SERVICIO ACCIÓN TENSIÓN SOPORT. REQUERIDA U rw RESULTADO DATOS - TENSIÓN MÁXIMA SERVICIO U m - TENSIÓN MÁXIMA DISEÑO EQUIPO - TENSIONES SOPORTADAS NORMALIZ. - FACTOR CONVERSIÓN DE ENSAYO K t SELECCIÓN TENSIÓN SOPORT. NORMALIZADA U w ACCIÓN NIVEL AISLAMIENTO RESULTADO NORMALIZADO U w DISTANCIA AL AIRE RESULTADO Figura 3.1 Esquema de coordinación de aislamiento

74 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Determinación de las tensiones soportadas de coordinación (Ucw) La tensión soportada de coordinación se define como el valor de la tensión soportada por el aislamiento en condiciones de servicio que cumple con los criterios de comportamiento. Estos criterios son las bases sobre las que se selecciona el aislamiento para reducir la probabilidad de que los esfuerzos debidos a las sobretensiones causen daños o discontinuidad del servicio Determinación de las tensiones soportadas especificadas (Urw) La tensión soportada especificada se define como la tensión normalizada de ensayo que el aislamiento debe soportar para asegurar que éste cumplirá con los criterios de comportamiento cuando se someta a las sobretensiones en las condiciones reales de servicio y durante todo el tiempo de funcionamiento. Su forma es la de la tensión soportada de coordinación. Su determinación consiste en convertir las tensiones soportadas de coordinación a las equivalentes en las condiciones de ensayo normalizadas multiplicando por unos factores ( y ) que compensen las diferencias entre ambas condiciones Elección del nivel de aislamiento asignado La tensión soportada normalizada se define como el valor de tensión aplicada en un ensayo de tensión soportada normalizado. Es un valor asignado al aislamiento que justifica que éste satisface una o varias de las tensiones soportadas especificadas. Las tensiones soportadas normalizadas que satisfacen las tensiones soportadas especificadas pueden elegirse de la misma forma de onda que la tensión soportada especificada o de forma diferente, teniendo en cuenta las características intrínsecas del aislamiento mediante el factor de conversión de ensayo ( ). Las tensiones normalizadas más elevadas se dividen en dos gamas: Gama I: Por encima de 1 hasta 245 inclusive (transporte y distribución). Gama II: Por encima de 245 (redes de transporte).

75 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Elección de los niveles de aislamiento normalizados Se define el nivel de aislamiento normalizado como el nivel de aislamiento asignado cuyas tensiones soportadas normalizadas están asociadas a la tensión más elevada para el material ( ). Son suficientes dos tensiones soportadas normalizadas para definir el nivel de aislamiento normalizado Distancias en el aire Las distancias en el aire, entre los conductores en tensión y elementos metálicos puestos a tierra o entre conductores de distintas fases, se determinan de forma que sus tensiones de cebado a impulsos de maniobra y tipo rayo en condiciones atmosféricas normalizadas sean iguales o mayores que las tensiones normalizadas soportadas por la aparamenta Métodos de coordinación de aislamiento Método determinista o convencional Se aplica cuando no es posible evaluar de forma estadística la tasa de fallo de los equipos. Los aislamientos se dimensionan de manera que tengan una tensión soportada superior a la mayor sobretensión representativa que pueda aparecer. Los aislamientos no autorregenerables se caracterizan por su tensión soportada de probabilidad 100 por 100. La tensión de coordinación será el resultado de multiplicar la tensión representativa por el factor de coordinación, que tendrá en cuenta el efecto de las incertidumbres en la determinación de las sobretensiones representativas y las soportadas por el aislamiento. Para los aislamientos autorregenerables se utiliza la sobretensión soportada estadística con probabilidad 90 por 100, por lo que ha de tener en cuenta la diferencia entre esta tensión y la prevista en el diseño que podría soportar el aislamiento.

76 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Método estadístico Este método es aplicable cuando se conocen las sobretensiones en el sistema y las sobretensiones soportadas por los materiales. Se basa en el cálculo de riesgo de fallo de los equipos, permitiendo dimensionar su aislamiento de manera que dicho riesgo esté comprendido dentro de unos límites. Este método permite estimar la frecuencia de fallo directamente como una función de los factores de diseño. Repitiendo los cálculos para diferentes tipos de aislamientos y para diferentes estados se puede obtener la tasa de indisponibilidad del sistema debido al fallo del aislamiento Tensión representativa Tensiones permanentes (a frecuencia industrial) La tensión permanente representativa a frecuencia industrial será considerada constante e igual a la tensión más alta del sistema ( ). La tensión más alta del sistema es el valor más elevado de la tensión entre fases que puede presentarse, en un instante y un punto cualquiera de la red, para las condiciones normales de explotación Sobretensiones temporales Se caracterizan por su amplitud, forma de onda y duración. Para coordinación de aislamiento se considera que la sobretensión temporal representativa tiene la forma de onda de la tensión de corta duración normalizada a frecuencia industrial (1 minuto). Su amplitud se puede expresar como un valor máximo, un conjunto de valores de cresta o una distribución estadística de valores de cresta. Se deben considerar las sobretensiones temporales cuyo origen sea:

77 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 62 Faltas a tierra Tras una falta se origina un transitorio cuyo resultado es una sobretensión a la frecuencia industrial y generalmente de forma sinusoidal. En general basta con tratar el caso de falta monofásica. Las amplitudes de las sobretensiones dependen del tipo de puesta a tierra del neutro y la localización de la falta. En sistemas sólidamente puestos a tierra se tiene un factor de faltas a tierra ( ) del orden de 1,4. Este factor de falta a tierra o factor de defecto a tierra ( ) es, para una localización y una configuración de red determinada, la relación entre la tensión eficaz máxima entre fase y tierra en una fase sana durante un defecto a tierra, y la tensión eficaz entre fase y tierra para esa misma localización en ausencia del defecto a tierra. En el cálculo de sobretensión se ha de suponer que la falta tiene lugar cuando la tensión de servicio es igual a la tensión más alta del sistema ( ). Pérdida de carga Como consecuencia de la desconexión de una carga la potencia entregada por un generador cae a valor cero, lo que origina un aumento de la tensión en bornes del generador y en la línea de conexión. Estas desconexiones de cargas producen sobretensiones temporales fase-tierra o sobretensiones longitudinales, que son aquellas que se establecen entre partes separadas de una misma fase de una red. Dichas sobretensiones dependen de la carga desconectada, la configuración de la red resultante y las características de la fuente de energía. Durante el análisis de sobretensiones temporales se recomienda tener en cuenta (tensión de referencia de 1,0 igual a ): Sistemas de extensión moderada: pérdida total de carga produce sobretensiones f-t de amplitud 1,2 y una duración de minutos. Grandes sistemas: pérdida total de carga implica sobretensiones f-t de hasta 1,5 o mayor si aparece efecto Ferranti o de resonancia.

78 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 63 Solo hay cargas estáticas en la parte desconectada: sobretensión temporal longitudinal normalmente igual a la sobretensión f-t. Con motores o generadores en la parte desconectada: sobretensión longitudinal temporal compuesta de dos sobretensiones f-t, con amplitud 2,5 Resonancia y ferrorresonancia Se producen sobretensiones temporales cuando se conectan o pierden cargas en circuitos con elementos de gran capacidad o elementos inductivos con características de magnetización no lineales. Sobretensiones longitudinales durante la sincronización Estas sobretensiones se deducen de la sobretensión prevista en servicio que tiene una amplitud igual a dos veces la tensión de servicio f-t y una duración entre varios segundos y algunos minutos. Combinaciones de causas de sobretensiones temporales Ante una alta probabilidad de ocurrencia de estas combinaciones, se puede justificar económica y técnicamente la elección de pararrayos con características asignadas mayores y niveles de protección y aislamiento más alto Sobretensiones de frente lento Son de naturaleza oscilatoria y tienen duraciones del frente de onda entre decenas a miles de, y duraciones de la cola del mismo orden. La forma de onda de tensión representativa es el impulso tipo maniobra normalizado (duración de cresta 250 y duración de cola al valor mitad 2500 ). La amplitud representativa es la amplitud de la sobretensión, considerada independiente de su tiempo hasta la cresta real.

79 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 64 Los transitorios de maniobra son oscilatorios y presentan formas de onda complejas entre 100 a varios. La duración del frente de onda puede ser de decenas a miles de µs y la duración de la cola del mismo orden. Las maniobras causantes de este tipo de sobretensiones son: Sobretensiones debidas a la conexión y reenganche de líneas La conexión de una línea trifásica produce sobretensiones en las tres fases, es decir, cada maniobra produce tres sobretensiones f-t y las correspondientes tres sobretensiones f-f. Las amplitudes dependen del tipo de interruptor, sistema simple o mallado y otros muchos factores. La distribución de probabilidad correcta solo se puede obtener mediante simulación numérica. De forma práctica la evolución estadística de las sobretensiones se puede llevar a cabo mediante dos métodos: Método cresta por fase: se obtiene la función de densidad de probabilidad de sobretensión f-t para una fase y se supone igual para las tres. Método cresta por caso: se calcula teniendo en cuenta solamente la fase que en cada maniobra da lugar a la sobretensión f-t mayor. 1. Sobretensiones fase-tierra La figura 3.2 muestra el rango de valores de sobretensiones de 2 % que pueden esperarse entre fase y tierra, sin limitación por pararrayos. Los datos indican si, para una configuración dada, las sobretensiones son tales que pueden causar problemas. Si es así, el rango de valores indica hasta qué punto pueden ser limitadas dichas sobretensiones. La sobretensión de 2 % es un valor de sobretensión por encima del cual se asume una probabilidad de fallo o falta del 2 %, y se usa para caracterizar la función de distribución de las sobretensiones. Además, se tendrá un valor de truncamiento, es decir, un valor de la distribución más allá del cual se supone que no existen valores.

80 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 65 Figura 3.2 Rango de sobretensiones de frente lento 2 % en el extremo de recepción Los parámetros representativos pueden obtenerse como se indica: Método fase-cresta: Valor 2%: Desviación típica: Valor de truncamiento: Método caso-cresta: Valor 2%: Desviación típica: Valor de truncamiento: 2. Sobretensiones entre fases El valor de sobretensión entre fases 2 % puede ser determinado a partir de la sobretensión f-t. La figura 3.3 muestra la relación entre ambos valores:

81 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 66 Figura 3.3 Relación entre los valores 2 % de sobretensiones de frente lento entre fases y f-t Los parámetros representativos pueden obtenerse como se indica: Método fase-cresta: Valor 2%: Desviación típica: Valor de truncamiento: Método caso-cresta: Valor 2%: Desviación típica: Valor de truncamiento: 3. Sobretensiones longitudinales Se producen entre terminales durante la conexión o reenganche y se componen de la tensión de servicio permanente en un terminal y la sobretensión de maniobra en el otro. Para la componente de sobretensión de frente lento, se aplican los mismos principios que para el aislamiento fase-tierra. 4. Sobretensiones máximas previstas Si no se emplea protección por pararrayos, la sobretensión máxima de conexión o reenganche prevista es:

82 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 67 El valor de truncamiento para la sobretensión f-t. El valor de truncamiento para la sobretensión entre fases. Para sobretensiones longitudinales, el valor de truncamiento de la sobretensión f-t debida a la conexión en un terminal y el valor de cresta de la tensión de servicio permanente, de polaridad opuesta, en el otro terminal. Sobretensiones a causa de faltas y su eliminación Las sobretensiones de frente lento se generan al comienzo de la falta y durante su eliminación. Producen únicamente sobretensiones f-t, pudiendo despreciar las sobretensiones entre fases. Los valores máximos previstos de la sobretensión representativa se puede estimar como: Inicio de la falta ( cresta) Eliminación de la falta ( cresta) Donde es el factor de defecto a tierra. Gama I: considerar las sobretensiones causadas por faltas a tierra en sistemas con neutro aislado o resonante, en los que. Sobretensiones debidas a la pérdida de carga Tienen importancia únicamente en sistemas de la gama II, en los que las sobretensiones de conexión y reenganche se limitan a valores por debajo de 2 Sobretensiones debidas a la maniobra de corrientes inductivas y capacitivas La maniobra de estas corrientes puede dar lugar a sobretensiones a las que hay que prestar especial atención, sobre todo las siguientes maniobras: Interrupción de corrientes de arranque de motores. Interrupción de corrientes inductivas. Maniobra y funcionamiento de hornos de arco y sus transformadores. Maniobra de cables en vacío y baterías de condensadores. Interrupción de corrientes por fusibles de alta tensión.

83 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 68 Recebado de interruptores automáticos (particularmente peligroso). Sobretensiones tipo rayo de frente lento En sistemas con líneas mayores de 100, las sobretensiones tipo rayo de frente lento se originan cuando la corriente de rayo es suficientemente baja para no producir contorneo en los aisladores de la línea y el impacto del rayo ocurre a una distancia suficiente desde el lugar considerado para producir el frente lento. No se presentan sobretensiones de gran amplitud que sean de importancia en la coordinación de aislamiento y normalmente se desprecian. Protección con pararrayos contra sobretensiones de frente lento En sistemas con sobretensiones temporales moderadas, los pararrayos de óxidos metálicos sin explosor o con explosor especialmente diseñado son adecuados para proteger contra sobretensiones de frente lento, mientras que los pararrayos de resistencia de tipo no lineal con explosores operan contra sobretensiones de frente lento únicamente en casos extremos. Como regla general, los pararrayos de óxidos limitan las amplitudes de sobretensiones f-t ( cresta) a aproximadamente el doble de la tensión asignada del pararrayo ( en valor eficaz). Eso significa que son adecuados para limitar sobretensiones de frente lento debidas a conexión y reenganche de líneas, y debidas a maniobra de corrientes inductivas y capacitivas, pero no son adecuados para las causadas por faltas a tierra y eliminación de faltas, porque las amplitudes previstas para éstas son muy bajas. La sobretensión máxima representativa en presencia de pararrayos se escogerá así: Fase-tierra: será igual al nivel de protección del pararrayos ( ), en caso de actuar éste. Fase-fase: será el menor valor de dos veces el nivel de protección del pararrayos y el de truncamiento de la función distribución de probabilidad de sobretensiones fase-fase en ausencia de pararrayos.

84 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 69 La función probabilística de distribución sin pararrayos sufre una importante modificación cuando actúa el pararrayos de óxidos metálicos mostrando un cambio de pendiente muy pronunciado en torno al nivel de protección: Figura 3.4 Función probabilística de distribución de sobretensiones f-t. 1: Sin pararrayos 2: Con pararrayos de óxidos metálicos Sobretensiones de frente rápido Sobretensiones de tipo rayo No es posible dimensionar los aislamientos para soportar las sobretensiones originadas por caída directa del rayo sobre subestaciones y líneas. Para evitar la caída directa de rayos en subestaciones se lleva a cabo un apantallamiento total. Para evitar las descargas de conductores de fase en las líneas, se procede al apantallamiento mediante cables de tierra y la adecuada resistencia de puesta a tierra de las torres.

85 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 70 A efectos de coordinación de aislamiento, se determinan las sobretensiones que pueden presentarse en la subestación por descargas atmosféricas en las líneas a las que se conecta, cuyas causas son: Descargas directas a los conductores de fase de las líneas. Cebados inversos en los apoyos. Inducidas por descargas de rayo cercanas (solo importantes en sistema de gama I). Estas descargas y sus niveles de ocurrencia dependen del comportamiento frente al rayo de las líneas aéreas conectadas a la subestación, de la configuración de ésta y del valor instantáneo de la tensión de servicio en el momento de la descarga. Sobretensiones debidas a maniobras y defectos Las sobretensiones de maniobra de frente rápido ocurren cuando la aparamenta está conectada o desconectada de la red por medio de conexiones cortas, generalmente dentro de subestaciones, o cuando el aislamiento externo se ceba. Para la coordinación de aislamiento, la forma de la sobretensión representativa puede considerarse que corresponde a impulso tipo rayo normalizado (1,2/50 ). Los valores de cresta de la sobretensión son normalmente menores que los causados por rayo, por tanto la amplitud de la sobretensión representativa se puede caracterizar por (en de ): Maniobra de interruptor automático sin recebados: 2 Maniobra de interruptor automático con recebados: 3 Maniobra de seccionador: 3 La ocurrencia simultánea de sobretensiones de maniobra de frente rápido en más de una fase es improbable, por lo que se puede asumir que no existen sobretensiones f-f más elevadas que sobretensiones f-t. Sobretensiones representativas en presencia de pararrayos La protección aportada por los pararrayos contra las sobretensiones de frente rápido depende de múltiples factores. Para la protección contra sobretensiones de rayo,

86 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 71 los pararrayos que generalmente se usan tienen las siguientes corrientes nominales de descarga: En sistemas con en la gama I: 5 o 10 En sistemas con en la gama II: 10 o 20 Las características de protección de un pararrayos son válidas únicamente en su ubicación, es decir, se debe tener en cuenta la separación entre el pararrayos y el equipo protegido. Cuanto mayor es esa distancia, menor es la eficacia protectora Sobretensiones de frente muy rápido Las sobretensiones de frente muy rápido se originan en maniobras de seccionadores o en defectos internos de subestaciones tipo GIS. La forma de onda de la sobretensión se caracteriza por un rápido incremento de la tensión, próxima a su valor de cresta, resultando un tiempo de frente por debajo de 0,1. En las maniobras de seccionadores, a este frente sigue típicamente una oscilación de frecuencias superiores a 1. La duración de estas sobretensiones es menor a 3, pero pueden ocurrir varias veces. Puede asumirse que se alcanzan máximas amplitudes de 2,5 estudio. No se contemplan este tipo de sobretensiones para el proyecto objeto de Tensión soportada de coordinación Criterio de comportamiento El criterio de comportamiento que se requiere del aislamiento en servicio es la tasa de fallo aceptable ( ), es decir, se juzga el número de fallos de aislamiento durante el servicio. Las tasas de fallos aceptables en una red pueden variar de un punto a otro dependiendo de las consecuencias que tenga el fallo en cada uno de esos puntos (zona más mallada o más radial, fallo en barras, etc.). Valores de para aparatos, fallos debidos a sobretensiones: hasta.

87 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 72 Valores de para líneas aéreas: Fallos debidos a rayos: hasta. Fallos debidos a sobretensiones de maniobra: hasta Tensión soportada de coordinación permanente La tensión soportada de coordinación para la tensión permanente a frecuencia industrial coincide con la representativa: Para el aislamiento fase-fase: será igual a la tensión compuesta más elevada de la red, con una duración igual a la vida en servicio. Para el aislamiento fase-tierra se tomará el valor anterior dividido por. Contaminación En caso de que el aislamiento externo trabaje en condiciones de contaminación, su comportamiento bajo la tensión permanente cobra especial importancia y se hace necesario considerar criterios de diseño encaminados a evitar su contorneo en estas circunstancias. Ver tabla 3.1.

88 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 73 Nivel de contaminación Ligero (I) Medio (II) Fuerte (III) Muy fuerte (IV) Ejemplos de entornos típicos Zonas sin industrias y con baja densidad de viviendas equipadas con calefacción. Zonas con baja densidad de industrias o viviendas, pero sometidas a viento o lluvias frecuentes. Zonas agrícolas 2. Zonas montañosas. Todas estas zonas están situadas al menos de 10 km a 20 km del mar y no están expuestas a vientos distintos desde el mar 3. Zonas con industrias que no producen humo especialmente contaminante y/o con densidad media de viviendas equipadas con calefacción. Zonas con elevada densidad de viviendas y/o industrias pero sujetas a vientos frecuentes y/o lluvia. Zonas expuestas a vientos desde el mar, pero no muy próximas a la costa (al menos distantes bastantes km) 3. Línea de fuga específica nominal mínima (mm/kv) 1 16,0 20,0 Zonas con elevada densidad de industrias y suburbios de grandes ciudades con elevada densidad de calefacción generando contaminación. 25,0 Zonas cercanas al mar o, en cualquier caso, expuestas a vientos relativamente fuertes provenientes del mar 3. Zonas, generalmente de extensión moderada, sometidas a polvos conductores y a humo industrial que produce depósitos conductores particularmente espesos. Zonas, generalmente de extensión moderada, muy próximas a la costa y expuestas a pulverización salina o a vientos muy fuertes y contaminados desde el mar. Zonas desérticas, caracterizadas por no tener lluvia durante largos periodos, expuestas a fuertes vientos que transportan arena y sal, y sometidas a condensación regular. Nota: Esta tabla deberá aplicarse únicamente a aislamientos de vidrio o porcelana y no cubre algunas condiciones ambientales, tales como nieve y hielo bajo fuerte contaminación, lluvia intensa, zonas áridas, etc. 1 De acuerdo con la Norma CEI [9], línea de fuga mínima de aisladores entre fase y tierra relativas a la tensión más elevada de la red (fase-fase). 2 El empleo de fertilizantes por aspiración o quemado de residuos puede dar lugar a un mayor nivel de contaminación por dispersión en el viento. 3 Las distancias desde la costa marina dependen de la topografía costera y de las extremas condiciones del viento. Tabla 3.1 Líneas de fuga recomendadas 31,0

89 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 74 La normativa establece cuatro niveles cualitativos de contaminación que se indican en la tabla 3.1, en la que se indica la línea de fuga específica necesaria en cada nivel. La tensión de coordinación de larga duración a frecuencia industrial es la indicada anteriormente, pero para tener en cuenta los efectos de la contaminación, el criterio de comportamiento se satisface comprobando su soportabilidad en relación con la severidad ambiental del lugar Tensión soportada de coordinación temporal Método determinista La tensión soportada de coordinación de corta duración es igual a la sobretensión temporal representativa. Método estadístico Con un procedimiento estadístico, si la sobretensión temporal representativa viene dada por una frecuencia de distribución característica, se ha de determinar el aislamiento que cumple el criterio de comportamiento. La amplitud de la tensión soportada de coordinación será igual a la que corresponde a la duración de 1 minuto en la característica de soportabilidad del aislamiento Tensión soportada de coordinación de frente lento Método determinista Este método involucra la determinación de las tensiones máximas en el equipo y por tanto la elección de la rigidez dieléctrica mínima de ese equipo, con un margen debido a las incertidumbres. La tensión soportada de coordinación se obtiene multiplicando el valor máximo previsto de la sobretensión representativa correspondiente por el factor de coordinación determinista. Para equipos protegidos por pararrayos, la sobretensión máxima prevista representativa es igual al nivel de protección a impulso tipo maniobra del

90 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 75 pararrayos. En este caso, puede tener lugar una asimetría de la distribución estadística de sobretensiones. Para cubrir este efecto se evalúa el factor dependiendo de la relación entre el nivel de protección a impulsos tipo maniobra del pararrayos y el valor 2 % de las sobretensiones previstas f-t. Ver figura 3.5. Para equipos no protegidos por pararrayos, la sobretensión máxima prevista es igual al valor de truncamiento ( o ) de la función probabilística de sobretensiones y. a) Factor de coordinación aplicado a nivel de protección del pararrayos, para obtener la tensión soportada de coordinación f-t (también aplicable al aislamiento longitudinal). b) Factor de coordinación aplicado al doble del nivel de protección del pararrayos, para obtener la tensión soportada de coordinación f-f. Figura 3.5 Evaluación del factor de coordinación determinista K cd Método estadístico Con el método estadístico se hace necesario establecer primero un riesgo de fallo aceptable como criterio de comportamiento. El riesgo de fallo se expresa en términos de frecuencia media prevista de fallos del aislamiento (p.e.: nº de fallos/año). El método estadístico recomendado está basado en el valor de cresta de las ondas de sobretensión. La distribución de frecuencias de sobretensiones entre fase y tierra, para un suceso particular, está determinado a partir de las siguientes hipótesis: Se desprecian los valores de cresta diferentes del mayor. La forma de onda correspondiente al valor de cresta más alto se toma como idéntica a la del impulso tipo maniobra normalizado.

91 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 76 Los valores de cresta más altos de sobretensión se toman todos de la misma polaridad, la más severa. (figura 3.6): Entonces, el riesgo de fallo del aislamiento entre fase y tierra puede calcularse donde: Es la función de densidad de probabilidad de las sobretensiones. Es la probabilidad de descarga disruptiva del aislamiento bajo un impulso. Densidad de probabilidad de ocurrencia de sobretensión, descrita por una función Gaussiana truncada o de Weibull. Probabilidad de descarga disruptiva del aislamiento, descrita por una función de Weibull modificada. Valor de truncamiento de la distribución de probabilidad de sobretensiones. Valor de truncamiento de la distribución de probabilidad de descarga. Figura 3.6 Evaluación del riesgo de fallo

92 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Procedimiento de coordinación de aislamiento para sobretensiones de frente rápido Método determinista La tensión soportada de coordinación partir de la expresión: para impulso tipo rayo se obtiene a (3.1) donde: Tensión soportada de coordinación para impulso tipo rayo ( ). Nivel de protección del pararrayos para sobretensiones tipo rayo. Factor que representa el comportamiento frente al rayo de la línea aérea conectada a la subestación, tabla 3.2. El número mínimo de líneas conectadas a la subestación ( o ). = distancias ( ), según la figura 3.7. Longitud del vano ( ). Porción de línea cuya tasa de defecto es igual a la tasa de fallos aceptable ( ). Es la tasa de fallos aceptable del equipo. Tasa de defectos anuales de la línea aérea para un diseño que corresponda al primer kilómetro a partir de la subestación. Esto equivale a aplicar un factor de coordinación determinista. Para sobretensiones de maniobra de frente rápido se aplican las mismas relaciones que para las de frente lento. Método estadístico Para la utilización del método estadístico es necesario determinar la función de distribución probabilística de sobretensiones. Se puede aplicar el método propuesto en el Anexo F de la norma UNE-EN [7], que permite determinar la tasa de retorno para cada sobretensión asociada a una corriente de rayo determinada de amplitud y a la pendiente de la onda de tensión incidente que le corresponde.

93 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 78 Se puede emplear el método estadístico simplificado, en el que la tensión soportada a impulso tipo rayo de coordinación ( expresión (3.1): ) puede obtenerse a partir de la Tipo de línea A (kv) Líneas de distribución (cebados entre fases): Con las crucetas puestas a tierra (cebado a tierra con una tensión pequeña) 900 Líneas con apoyos de madera (cebado a tierra con una tensión alta) Líneas de transporte (cebado fase-tierra): Un solo conductor Haz doble Haz cuádruple Haz de seis u ocho conductores Tabla 3.2 Factor A para diferentes tipos de líneas aéreas a 1 : longitud del conductor que conecta el pararrayos a la línea a 2 : longitud del conductor que conecta el pararrayos a tierra a 3 : longitud del conductor de fase entre el pararrayos y el equipo protegido a 4 : longitud de la parte activa del pararrayos Z g : impedancia de puesta a tierra U: sobretensión incidente Figura 3.7 Diagrama de conexión entre pararrayos y objeto protegido

94 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Tensión soportada especificada Se determina teniendo en cuenta todos los factores que pueden reducir el aislamiento en servicio: Factores de corrección atmosféricos. Coeficientes de seguridad (relaciona las condiciones del ensayo con las de servicio) Corrección atmosférica Se supone que las condiciones del aire no influyen en el aislamiento interno. Las reglas para la corrección atmosférica de las tensiones soportadas del aislamiento externo se basan en medidas a altitudes de hasta 2000 la Norma [10]. y se especifican en Recomendaciones adicionales a efectos de coordinación de aislamiento: Para distancias en el aire y aislamientos limpios, debe aplicarse la corrección a las tensiones soportadas a impulso tipo rayo y maniobras. Para aisladores que requieran ensayo de contaminación, es necesario también la corrección de tensión soportada de larga duración a frecuencia industrial. Para la determinación del factor de corrección atmosférico aplicable puede considerarse que los factores de corrección de temperatura y humedad se anulan entre sí. Solo es necesario tener en cuenta la presión atmosférica a la altitud del lugar para los aislamientos en seco y bajo lluvia. Corrección de altitud La corrección, mediante el en función de la altitud:, se basa en la variación de la presión atmosférica

95 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 80 donde: Es la altitud ( ). - Para tensiones soportadas de coordinación a impulsos tipo rayo: - Para tensiones soportadas de coordinación a impulsos tipo maniobra: ver figura Para tensiones soportadas a frecuencia industrial de corta duración de distancias en el aire y aisladores limpios: a) Aislamiento fase-tierra b) Aislamiento longitudinal c) Aislamiento entre fases d) Intervalo en el aire punta-plano (intervalo de referencia) Figura 3.8 Relación entre el exponente m y la tensión soportada de coordinación a impulsos tipo maniobra Factores de seguridad Estos factores tienen en cuenta las diferencias en el montaje, la dispersión de la calidad del producto y de la instalación, el envejecimiento y otros factores desconocidos.

96 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 81 Envejecimiento A efectos de coordinación de aislamiento, se considera que el aislamiento externo no envejece, salvo los que contienen materiales orgánicos. En los aisladores internos, el envejecimiento puede ser importante y debería ser cubierto por los factores de seguridad indicados más adelante. Dispersión de fabricación y montaje El material en servicio puede diferir del que ha sido sometido a ensayos, por lo que la tensión soportada en servicio puede ser menor que la asignada. Esta dispersión es despreciable para los equipos montados en fábrica, pero para los montados in situ hay que aplicar los factores de seguridad. Imprecisión de la tensión soportada La imprecisión estadística inherente a los procesos utilizados en los ensayos debe tenerse en cuenta para los aislamientos externos e internos. Factores de seguridad recomendados (K S) Para aislamiento interno Para aislamiento externo Nivel de aislamiento de los equipos Factores de conversión de ensayo Gama I La tabla 3.3 indica los factores de conversión de ensayo a aplicar a las tensiones soportadas a impulso tipo maniobra especificadas, para convertirlas en: Tensión soportada a frecuencia industrial de corta duración. Tensión soportada a impulso tipo rayo.

97 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 82 Aislamiento Aislamiento externo: Distancias en el aire y aisladores limpios, en seco: Fase-tierra Fase-fase Aislamientos limpios, bajo lluvia Aislamiento interno: GIS Aislamiento sumergido en un líquido Aislamiento sólido Nota: Tensión soportada a frecuencia industrial de corta duración 1 es la tensión soportada a impulso tipo maniobra especificada en kv. Tensión soportada a impulso tipo rayo 1 Los factores de conversión de ensayos incluyen un factor para convertir los valores de cresta en valores eficaces. Tabla 3.3 Factores de conversión para la gama I Gama II La tabla 3.4 indica los factores de conversión a aplicar a la tensión soportada industrial de corta duración especificada, para convertirla en: Tensión soportada a impulso tipo maniobra. Aislamiento Tensión soportada a impulso tipo maniobra 1 Aislamiento externo: Distancias en el aire y aisladores limpios, en seco Aislamientos limpios, bajo lluvia Aislamiento interno: GIS Aislamiento sumergido en un líquido Aislamiento sólido 1 Los factores de conversión de ensayos incluyen un factor para convertir los valores eficaces en valores de cresta. Tabla 3.4 Factores de conversión para la gama II

98 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Elección del nivel de aislamiento asignado La elección del nivel de aislamiento asignado consiste en seleccionar el conjunto de tensiones soportadas normalizadas (, ver tablas 3.5 y 3.6) del aislamiento más económico, suficientes para demostrar que se satisfacen todas las tensiones soportadas especificadas Tabla 3.5 Lista de tensiones soportadas normalizadas de corta duración a frecuencia industrial (kv eficaces) Tabla 3.6 Lista de tensiones soportadas a los impulsos normalizados (kv cresta) Elección de los niveles de aislamiento normalizado La asociación de tensiones soportadas normalizadas a la tensión más elevada para el material ha sido normalizada. Como se observa en las tablas 3.7 y 3.8 son suficientes dos tensiones soportadas normalizadas para definir el aislamiento normalizado del material. Además existe una serie de asociaciones normalizadas para el aislamiento entre fases y el aislamiento longitudinal.

99 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 84 Tensión más elevada para el material Tensión soportada normalizada de corta duración a frecuencia industrial Tensión soportada normalizada a los impulsos tipo rayo kv (valor eficaz) kv (valor eficaz) kv (valor de cresta) 3,6 10 7, , , (150) (380) (185) (185) (450) (230) (550) (275) (650) (325) (750) Tabla 3.7 Niveles de aislamiento normalizado para la gama I (1 kv 245 kv)

100 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 85 Tensión más elevada para el material kv (valor eficaz) Tensión soportada asignada normalizada a los impulsos tipo maniobra Aislamiento Entre fases Fase-tierra longitudinal (relación con kv (valor de kv (valor de el valor de cresta) cresta) cresta fasetierra) , , , , , , , , ,60 Tensión soportada asignada normalizada a los impulsos tipo rayo kv (valor de cresta) , , , , Tabla 3.8 Niveles de aislamiento normalizado para la gama II ( 245 kv) Distancias en el aire Las distancias al aire han sido normalizadas según se indica en las tablas A.1, A.2 y A.3 de UNE-EN [7]. Con esta normalización solo se satisfacen los requisitos de coordinación de aislamiento.

101 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 86 Si se atiende a otras consideraciones técnicas como seguridad, se pueden dar distancias mayores. Por otro lado, las distancias podrán ser menores cuando la experiencia de funcionamiento lo permita. La tabla 3.9 relaciona las distancias en el aire mínimas con las tensiones soportadas a impulso tipo rayo normalizadas: Tensión soportada asignada normalizada a impulso tipo rayo (kv) Distancia mínima de aislamiento en el aire (mm) Punta-estructura Conductor-estructura Tabla 3.9 Tabla A.1 UNE-EN

102 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 87 La tabla 3.10 relaciona las distancias en el aire mínimas con las tensiones soportadas a impulso tipo maniobra entre fase y tierra normalizadas: Tensión soportada asignada normalizada Fase-tierra mínimo (mm) a impulso tipo maniobra (kv) Punta-estructura Conductor-estructura Tabla 3.10 Tabla A.2 UNE-EN La tabla 3.11 relaciona las distancias en el aire mínimas con las tensiones soportadas a impulso tipo maniobra entre fases normalizadas: Tensión soportada asignada normalizada a impulso tipo maniobra Fase-tierra (kv) Valor fase-fase Valor fase-tierra Fase-fase (kv) Mínima distancia de aislamiento en el aire fase-fase (mm) Conductorconductor en paralelo Punta-conductor 750 1, , , , , , , , , , , Tabla 3.11 Tabla A.3 UNE-EN Para la Gama I, las distancias entre fase y tierra y entre fases se determinan a partir de la tensión soportada a impulso tipo rayo asignada (tabla A.1). Para la Gama II: La distancia f-t es la mayor distancia para la configuración punta-estructura entre las tablas A.1 y A.2. La distancia entre fases, es la mayor distancia para la configuración punta-estructura entre las tablas A.1 y A.3.

103 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Cálculos de coordinación de aislamiento Parámetros del sistema En la tabla 3.12 se muestran los parámetros generales para la subestación de 220 objeto de diseño: Magnitud Valor Unidad Tensión nominal ( ) 220 kv Frecuencia nominal ( ) 50 Hz Tensión asignada al equipo ( ) 245 kv Nivel de contaminación (IEC [9]) Ligero (I) - Línea de fuga específica nominal mínima 16 mm/kv Distancia de fuga mínima entre fase y tierra 3920 mm Altura sobre el nivel del mar ( ) 450 m Líneas conectadas a la subestación ( ) 2 - Tabla 3.12 Parámetros de la subestación 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 sigue un método determinista para seleccionar los aislamientos internos (no autorregenerable) y un método probabilístico simplificado de la norma UNE- EN [7] para establecer los aislamientos externos (autorregenerables). Los pasos a seguir en la coordinación de aislamiento son los siguientes: Paso 1: Determinación de las sobretensiones representativas, Paso 2: Determinación de las tensiones soportadas de coordinación, Paso 3: Determinación de las tensiones soportadas requeridas, Paso 4: Determinación de las tensiones soportadas normalizadas, Paso 5: Selección de los valores de tensiones soportadas normalizadas. Paso 6: Distancias mínimas en el aire.

104 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Paso 1: Determinación de las sobretensiones representativas (Urp) Tensión permanente (a la frecuencia industrial) Tensión más alta del sistema, : Tensión base, : Sobretensiones temporales Sobretensiones por falta a tierra: Esta subestación de 220 es un sistema sólidamente puesto a tierra, y según la norma UNE-EN [7], se tiene que la máxima sobretensión eficaz fase-tierra no sobrepasa 1,3 veces la tensión máxima eficaz fase-tierra del sistema en subestaciones del nivel de 230 : - Factor de falta a tierra, : - Sobretensiones por falta a tierra, : Sobretensiones por pérdida de carga: afectan al aislamiento f-f y f-t. Según la norma, se producen sobretensiones del orden de 1,4 veces la tensión más alta del sistema, por tanto: - Fase-tierra, : - Fase-fase, : Las sobretensiones representativas temporales, considerando las anteriores causas no simultáneamente, son: - Fase-tierra: - Fase-fase:

105 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 90 Sobretensiones de frente lento Impulsos que afectan a los equipos en la entrada de la línea. Conexión en el extremo remoto. El reenganche desde el extremo remoto produce impulsos de sobretensión f-t ( ) y f-f ( ), seleccionadas a partir de la figura 3.3 y la figura Valor de sobretensión f-t con probabilidad 2% de ser excedida, : - Valor de sobretensión f-f con probabilidad 2% de ser excedida, : Utilizando el método fase-cresta y sin tener en cuenta los pararrayos, las sobretensiones representativas para los equipos situados en la entrada de la línea son: - Valor de truncamiento de la distribución acumulada de las sobretensiones fase-tierra, : - Valor de truncamiento de la distribución acumulada de las sobretensiones fase-fase, : Expresando estos valores en : - Fase-tierra: - Fase-fase: Impulsos que afectan a todos los equipos. Conexión en el extremo local. La conexión y reenganche locales (extremo emisor) producen impulsos de sobretensión f-t ( ) y f-f ( ) menos críticos que para el extremo receptor ( y ). Se seleccionan los valores de y recomendados por la norma:

106 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 91 - Valor de sobretensión f-t con probabilidad 2% de ser excedida, : - Valor de sobretensión f-f con probabilidad 2% de ser excedida, : Por tanto, utilizando el método fase-cresta de nuevo se tiene que: - Valor de truncamiento de la distribución acumulada de las sobretensiones fase-tierra, : - Valor de truncamiento de la distribución acumulada de las sobretensiones fase-fase, : Expresando estos valores en : - Fase-tierra: - Fase-fase: Pararrayos a la entrada de la línea. Para proteger contra las sobretensiones procedentes del reenganche en el extremo remoto, se instalan pararrayos de óxido metálico a la entrada de las líneas: - Nivel de protección a impulso tipo maniobra, NPM: - Nivel de protección a impulso tipo rayo, NPR: Las sobretensiones representativas de frente lento pueden ser dadas directamente por para f-t y por 2 para f-f, siempre que los valores de protección sea menores a los máximos esfuerzos de sobretensión de frente lento ( y ).

107 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 92 Para los equipos a la entrada de la línea: - Fase-tierra, : - Fase-fase, : Para los otros equipos: - Fase-tierra, : - Fase-fase, : En la tabla 3.13 se muestran, a modo de resumen, los principales resultados obtenidos referentes a la determinación de las sobretensiones representativas.

108 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 93 Paso 1 - Determinación de las sobretensiones representativas (Urp) Tensión a frecuencia industrial Us f-f (kv) 245 Ubase 1,0 p.u.(kv pico) 200 Sobretensiones temporales Faltas a tierra Factor de falta a tierra, K = 1,3 Urp (f-t) (kv) 184 Pérdida de carga Máx. sobretensión p.u. = 1,4 Urp (f-t) (kv) Urp (f-f) (kv) Sobretensiones representativas resultantes Fase-tierra: Urp (f-t) (kv) 198 Fase-fase: Urp (f-f) (kv) 343 Sobretensiones de frente lento Para equipos a entrada de línea Para los otros equipos Reenganche Conexión y reenganche Up2/Ue2 U p2/u e2 Ue2 (p.u.) 3,25 1,45 U e2 (p.u.) 2,05 1,55 Up2 (p.u.) 4,71 U p2 (p.u.) 3,18 Uet (p.u.) 3,81 U et (p.u.) 2,31 Upt (p.u.) 5,46 Upt (p.u.) 3,54 Uet (kv) 763 U et (kv) 463 Upt (kv) 1092 U pt (kv) 709 Pararrayos a la entrada de la línea: Ups (kv) 410 Upl (kv) 500 Para equipos a entrada de línea Para los otros equipos Urp (f-t) (kv) 410 Ups<Uet Urp (f-f) (kv) 820 2Ups<Upt Urp (f-t) (kv) Urp (f-f) (kv) 410 Ups<Uet 709 2Ups>Upt Tabla 3.13 Diagrama de la determinación de las sobretensiones representativas

109 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Paso 2: Determinación de las tensiones soportadas de coordinación (Ucw) Para obtener los valores de obtenidos anteriormente. deben aplicarse ciertos factores a los valores de Sobretensiones temporales Para esta clase de sobretensiones el factor de coordinación ( ) es: Por tanto, se tiene que las tensiones de soportabilidad de coordinación son: - Fase-tierra, U cw(f-t): - Fase-fase, U cw(f-f): Sobretensiones de frente lento Se emplea el método determinista. Las tensiones se obtienen multiplicando el valor máximo de por los factores de coordinación determinista,, obtenidos de la figura 3.6. Para equipos a la entrada de la línea: - Fase-tierra: - Fase-fase: Para todos los otros equipos: - Fase-tierra: - Fase-fase:

110 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 95 Por tanto, las tensiones soportadas de coordinación de frente lento son: Para equipos a la entrada de la línea: - Fase-tierra, U cw(f-t): - Fase-fase, U cw(f-f): Para todos los otros equipos: - Fase-tierra, U cw(f-t): - Fase-fase, U cw(f-f): Sobretensiones de frente rápido La metodología estadística simplificada permite calcular la tensión soportada de coordinación a impulso atmosférico,, mediante la ecuación 3.1, donde: - Nivel de protección al impulso tipo rayo del pararrayos, : - Factor ; factor obtenido de la tabla 3.2: - Número de líneas conectadas a la subestación, :

111 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 96 - Separación equivalente entre el pararrayos más cercano y el equipo en consideración,. Según la figura 3.7, se tiene: o Máxima distancia de separación del aislamiento interno: o Máxima distancia de separación del aislamiento externo: NOTA: Las longitudes,, y se han obtenido del plano A2 - Alzado. Figura 3.9 Separación equivalente entre el pararrayos y el transformador - Longitud del vano de las líneas, : - Tasa de fallos aceptable para el equipo, : - Tasa de fallos por año del primer km de línea, :

112 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 97 - Sección de la línea aérea calculada a partir de una tasa de salida igual una tasa de fallos aceptable, : Mediante la ecuación 3.1 se tiene que es: - Para el aislamiento interno: - Para el aislamiento externo: En la tabla 3.14 se muestra un resumen de los resultados.

113 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 98 Paso 2 - Determinación de las tensiones soportadas de coordinación (Ucw) Sobretensiones temporales Factor Kc = 1,0 Fase-tierra: Ucw(f-t) en (kv) 198 Fase-fase: Ucw(f-f) en (kv) 343 Sobretensiones de frente lento Usado método determinista; factor Kcd Para equipos a entrada de línea Para los otros equipos Fase-tierra Fase-fase Fase-tierra Fase-fase Ups/Ue2 = 0,63 2Ups/Up2 = 0,87 Ups/Ue2 = 1,00 2Ups/Up2 = 1,29 Kcd = 1,10 Kcd = 1,01 Kcd = 1,04 Kcd = 1,00 Ucw (f-t) (kv) 451 Ucw (f-f) (kv) 828 Ucw (f-t) (kv) 426 Ucw (f-f) (kv) 709 Sobretensiones de frente rápido Usado método estadístico simplificado Datos tomados de la experiencia Parámetro "A" = 4500 kv Prestaciones requeridas Longitud del vano, Lsp = 200 m Tasa de defectos, Rkm = 0,01 1/año km Tasa de fallos acept, Ra = 0,0033 1/año Número de líneas = 2 Upl (kv) 500 La (m) 330 Máx. separación aislamiento interno, L (m) 35 Máx. separación aislamiento externo, L (m) 40,2 Aislamiento interno Ucw (kv) 649 Aislamiento externo Ucw (kv) 671 Tabla 3.14 Diagrama de la determinación de las tensiones soportadas de coordinación

114 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Paso 3: Determinación de las tensiones soportadas requeridas (Urw) Las tensiones soportadas requeridas se obtienen aplicando a las tensiones soportadas de coordinación ( corrección ( ). ) los factores de seguridad ( ) y el factor de Las expresiones que se obtienen son las siguientes: - Para el aislamiento interno: - Para el aislamiento externo: Factor de seguridad Los factores de seguridad aplicables a todo tipo de sobretensiones recomendados por la norma son: - Para aislamiento interno: - Para aislamiento externo: Factor de corrección atmosférico El factor se obtiene mediante la expresión indicada en el apartado sobre la corrección atmosférica de las tensiones soportadas: Se han de especificar los siguientes valores: La altitud sobre el nivel del mar ( ) es: El coeficiente toma los siguientes valores: - Para tensiones soportadas a frecuencia industrial de corta duración de distancias en el aire y aisladores limpios: - Para a impulsos tipo maniobra, se obtienen a partir de la figura 3.9: o Aislamiento fase-tierra: o Aislamiento fase-fase:

115 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Para a impulsos tipo rayo: Por tanto, los valores del coeficiente de corrección atmosférico serán: - Para la tensión soportada a frecuencia industrial (f-t) y (f-f): - Para la tensión soportada a impulso tipo maniobra: o Aislamiento fase-tierra: 1,043 o Aislamiento fase-fase: - Para la tensión soportada a impulsos tipo rayo (f-t) y (f-f): Sobretensiones temporales Aislamiento interno: - Fase-tierra: - Fase-fase: Aislamiento externo: - Fase-tierra: - Fase-fase: Sobretensiones de frente lento Para los equipos a la entrada de línea: Aislamiento externo: - Fase-tierra: - Fase-fase:

116 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 101 Para los otros equipos: Aislamiento interno: - Fase-tierra: - Fase-fase: Aislamiento externo: - Fase-tierra: - Fase-fase: Sobretensiones de frente rápido Aislamiento interno: - Fase-tierra: - Fase-fase: Aislamiento externo: - Fase-tierra: - Fase-fase: La tabla 3.15 recoge los resultados obtenidos.

117 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 102 Paso 3 - Determinación de las tensiones soportadas requeridas (Urw) Factor de seguridad Aislamiento interno, Ks 1,15 Aislamiento externo, Ks 1,05 Factor de corrección atmosférico Altitud, H (m) 450 Tensión soportada a frecuencia industrial Tensión soportada a impulso tipo maniobra Tensión soportada a impulso tipo rayo Fase-tierra Fase-fase Fase-tierra Fase-fase Fase-tierra Fase-fase m 1,0 0,77 1,0 1,0 Ka 1,057 1,043 1,057 1,057 Tensiones soportadas requeridas (Urw) Aislamiento interno Aislamiento externo Urw=Ucw Ks Urw=Ucw Ks Ka Tensión soportada a las sobretensiones temporales Tensión soportada al impulso tipo maniobra (frente lento) Tensión soportada al impulso tipo rayo (frente rápido) Fase-tierra Fase-fase Fase-tierra Fase-fase Fase-tierra Fase-fase Aislamiento interno (kv) Aislamiento interno (kv) Equipos entrada línea Equipos entrada línea Aislamiento interno (kv) Aislamiento interno (kv) Aislamiento externo (kv) Aislamiento externo (kv) Aislamiento externo (kv) Aislamiento externo (kv) Aislamiento externo (kv) Otros equipos Otros equipos Aislamiento externo (kv) Aislamiento interno (kv) Aislamiento interno (kv) Aislamiento externo (kv) Aislamiento externo (kv) Tabla 3.15 Diagrama de la determinación de las tensiones soportadas requeridas

118 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Paso 4: Determinación de las tensiones soportadas normalizadas (Uw) En la gama I (hasta 245 ), el nivel de aislamiento está descrito por un par de valores, según se desprende de la tabla 3.7 extraída de la norma UNE-EN [7], que son: Tensión soportada de corta duración a frecuencia industrial. Tensión soportada a impulso tipo rayo. En la tabla 3.3 se encuentran los coeficientes que hay que aplicar a la tensión soportada a impulso tipo maniobra requerida correspondiente para convertirla en este par de valores. Conversión hacia la tensión soportada de corta duración a frecuencia industrial (SDW, short duration withstand ) Para los equipos a la entrada de línea: Aislamiento externo: - Fase-tierra: - Fase-fase: Para los otros equipos: Aislamiento interno: - Fase-tierra: - Fase-fase: Aislamiento externo: - Fase-tierra: - Fase-fase:

119 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 104 Conversión hacia la tensión soportada a impulso tipo rayo (LIW, lightning impulse withstand ) Para los equipos a la entrada de línea: Aislamiento externo: - Fase-tierra: - Fase-fase: Para los otros equipos: Aislamiento interno: - Fase-tierra: - Fase-fase: Aislamiento externo: - Fase-tierra: - Fase-fase: * Nota: Factor de conversión de ensayo (k t = 1,3), el caso más crítico se tiene para aisladores limpios y húmedos. En la tabla 3.16 se recogen los resultados referentes a la determinación de las tensiones soportadas normalizadas.

120 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 105 Paso 4 - Determinación de las tensiones soportadas normalizadas (Uw) Conversión de las tensiones soportadas a impulso tipo maniobra a: Tensiones soportadas de corta duración a frecuencia industrial Conversión de las tensiones soportadas a impulso tipo maniobra a: Tensiones soportadas a impulso tipo rayo Factores de conversión: Factores de conversión: Aislamiento externo Aislamiento externo Fase-tierra 0,6+Urw/8500 Fase-tierra 1,3 Fase-fase 0,6+Urw/12700 Fase-fase 1,05+Urw/9000 Aislamiento interno Aislamiento interno Fase-tierra 0,5 Fase-tierra 1,1 Fase-fase 0,5 Fase-fase 1,1 Equipo entrada línea Otros equipos Equipo entrada línea Otros equipos Aislamiento interno Aislamiento interno Fase-tierra (kv) Fase-tierra (kv) Fase-fase (kv) Fase-fase (kv) Aislamiento externo Aislamiento externo Aislamiento externo Aislamiento externo Fase-tierra (kv) Fase-tierra (kv) Fase-tierra (kv) Fase-tierra (kv) Fase-fase (kv) Fase-fase (kv) Fase-fase (kv) Fase-fase (kv) Tabla 3.16 Diagrama de la determinación de las tensiones soportadas normalizadas Paso 5: Selección de los valores de tensiones soportadas normalizadas (Uw) La tabla 3.17 muestra un resumen de los valores o tensiones soportadas mínimas requeridas (paso 3) y los valores convertidos (paso 4).

121 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 106 Resumen de los valores de tensiones soportadas requeridas y valores convertidos Valores de Urw En kv (valor eficaz) para corta duración a frecuencia industrial En kv (valor de cresta) para los impulsos tipo rayo y tipo maniobra Equipos en entrada de la línea Aislamiento externo Otros equipos Aislamiento interno Corta duración a frecuencia industrial Impulso tipo maniobra Impulso tipo rayo Fase-tierra Fase-fase Fase-tierra (1) (1) Fase-fase (1) Fase-tierra Fase-fase (1) En la gama I, los valores de tensión soportada requerida al impulso de maniobra f-t son cubiertos por la prueba de corta duración a frecuencia industrial f-t. Los valores de tensión soportada requerida al impulso de maniobra f-f son cubiertos por la prueba de corta duración a frecuencia industrial o por la prueba de soportabilidad al impulso tipo rayo. Tabla 3.17 Resumen de los valores de tensiones soportadas requeridas y valores convertidos Los valores mínimos especificados para el ensayo de corta duración a frecuencia industrial y el ensayo de impulso tipo rayo están indicados en negrita en la tabla Las tensiones normalizadas que deben definirse para los ensayos de corta duración a frecuencia industrial y a impulso tipo rayo, deben elegirse teniendo en cuenta estos valores resaltados. De acuerdo con la tabla 3.7 (correspondiente a la tabla 2 de la Norma UNE-EN [7]) se seleccionan unos valores normalizados de aislamiento correspondientes a un sistema con una tensión máxima = 245. Para el aislamiento externo e interno se seleccionan las siguientes tensiones soportadas normalizadas: 460 para la tensión soportada de corta duración a frecuencia industrial, fase-tierra y fase-fase para la tensión soportada a impulso tipo rayo, fase-tierra y fasefase. Estos niveles de aislamiento cubren cualquier aislamiento externo e interno fase-tierra y fase-fase, excepto los valores de aislamiento externo fase-fase en entrada

122 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 107 de línea, para el cual es necesario un valor mínimo soportado de No obstante, a la entra de la línea no se dispone de un equipo trifásico prefabricado y ensayado. En lugar de esto, y antes de prever un ensayo, será suficiente especificar una distancia de aislamiento fase-fase adecuada. De acuerdo con la tabla 3.9, sería necesaria una distancia mayor a 2350 entre fases para el equipo a la entrada de la línea, lo que corresponde a una tensión soportada normalizada a impulso tipo rayo de 1175 necesaria una distancia de aislamiento mínima fase-tierra y fase-fase de Es para todos los otros aislamientos que no estén situados en la entrada de la línea (correspondiente a tensión soportada normalizada a impulso tipo rayo de 1050 ). En la tabla 3.18 se muestran los valores seleccionados de tensiones soportadas normalizadas ( ). Paso 5 - Selección de los valores de tensiones soportadas normalizadas Nivel de aislamiento normalizado 460 kv / 1050 kv Aplicable a cualquier aislamiento Aislamiento externo No se requiere ensayo f-f si las distancias son: para equipo en entrada de línea para los demás equipos 2350 mm 2100 mm Aislamiento interno Mínimo nivel normalizado a impulsos tipo rayo: fase-tierra fase-fase 750 kv 950 kv Tabla 3.18 Diagrama de selección de los valores de tensiones soportadas normalizadas

123 3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Paso 6: Distancias mínimas en el aire Las distancias en el aire fase-tierra y fase-fase son determinadas de acuerdo al nivel de aislamiento al impulso tipo rayo seleccionada en el paso anterior (ver tabla 3.9). En la tabla 3.19 se indican los valores de distancias mínimas en el aire. Paso 6 - Distancias mínimas en el aire Equipo a la entrada de la línea Otros equipos Localización Fase-tierra Tensión soportada impulso tipo rayo (kv) Distancia mínima (mm) Punta-Estructura Conductor-Estructura Fase-fase Fase-tierra Punta-Estructura Conductor-Estructura Fase-fase Tabla 3.19 Diagrama de selección de las distancias mínimas en el aire En el anexo B se adjunta un catálogo de pararrayos. Se selecciona un descargador de sobretensiones de óxido de zinc con aislador con revestimiento de porcelana EXLIM Q-D IEC clase 3, con una. Ver sección O del anexo B.

124 4 Cálculo de cortocircuitos

125 4. CÁLCULO DE CORTOCIRCUITOS CÁLCULO DE CORTOCIRCUITOS Se produce un cortocircuito en un sistema de potencia cuando entran en contacto, entre sí o con tierra, conductores correspondientes a distintas fases. Normalmente las corrientes de cortocircuito son muy elevadas, entre 5 y 20 veces el valor máximo de la corriente de carga en el punto de falta. Normalmente se calculan los parámetros correspondientes a un cortocircuito trifásico, puesto que a partir de los datos obtenidos se puede determinar la potencia de ruptura de los interruptores o de lo equipos a instalar. 4.1 Esquema simplificado y localización de las faltas En la figura 4.1 se describe de forma simplificada el esquema unifilar de la subestación. En él se muestran los distintos niveles de tensión, la disposición de las distintas líneas, así como la de los transformadores de potencia y de servicios auxiliares. En concreto, se han reflejado en el esquema: Dos líneas de entrada a barras (línea 1 y línea 2), en el nivel de tensión de 220. Ambas líneas presentan parámetros diferentes. Dos transformadores de potencia de idénticas características (relación 220/20 ). Seis líneas de salida en el nivel de media tensión (20 ). Un transformador auxiliar para alimentación de los servicios auxiliares de la subestación (relación 20/0,4 ). Se han excluido de la representación: Elementos de maniobra y control, como seccionadores o interruptores. Dispositivos de medida y protección, etc.

126 4. CÁLCULO DE CORTOCIRCUITOS 111 Figura 4.1 Esquema simplificado de la subestación Asimismo, en la figura 4.2 se ha representado la localización de las faltas analizadas, distribuida en varias zonas de interés.

127 4. CÁLCULO DE CORTOCIRCUITOS 112 Figura 4.2 Localización de las faltas C1-C3 Las faltas analizadas se localizan en: Cortocircuito C1: falta localizada al final de la línea 2. Cortocircuito C2: falta localizada en las barras de 220. Cortocircuito C3: falta en el secundario del transformador de potencia.

128 4. CÁLCULO DE CORTOCIRCUITOS 113 Para cada uno de los puntos señalados anteriormente se calcularán las correspondientes corrientes de cortocircuito trifásico y corrientes de cortocircuito monofásico, según la norma UNE EN [11]. 4.2 Cortocircuitos trifásicos Punto C1 Se trata de un cortocircuito trifásico al final de la línea 2 (la de mayor potencia de cortocircuito), considerando para este caso la línea 1 abierta, es decir, no aporta corriente al cortocircuito en este punto. Figura 4.3 Esquema de red para el punto C1 Se puede plantear el esquema de impedancias de la figura 4.4: Figura 4.4 Esquema de impedancias para el punto C1 donde se tiene que: Impedancia de la línea 2 Impedancia característica de la red 2 Tensión nominal de la red, 220 para C1 Factor de tensión para corrientes de cortocircuito máximas Corriente de cortocircuito trifásico en el punto C1

129 4. CÁLCULO DE CORTOCIRCUITOS 114 Según la norma UNE EN [11], se tiene que para el nivel de tensión de 220 el factor toma el valor de 1,10. Para la línea 2 se tiene un valor de igual a 7,85 + j16,13 y una potencia de cortocircuito de Se puede entonces obtener el valor de la impedancia característica de la red mediante las siguientes expresiones: La expresión para la corriente de cortocircuito. La expresión de la potencia de cortocircuito. Igualando en ambas expresiones el término es:, se tiene que el módulo de Según UNE EN [11], se puede considerar la relación. Por tanto se tendrá: Con todo esto se puede calcular el valor de : ; Con lo que se tiene:

130 4. CÁLCULO DE CORTOCIRCUITOS 115 Por tanto se puede calcular el valor de la corriente de cortocircuito de la siguiente forma: Punto C2 Se trata de un cortocircuito trifásico en la barra de entrada/salida del parque de 220, en el que existe aportación por ambas líneas, L1 y L2. Figura 4.5 Esquema de red para el punto C2 Se puede plantear el esquema de impedancias de la figura 4.6, donde no se ha despreciado la impedancia del embarrado de la subestación: Figura 4.6 Esquema de impedancias para el punto C2 donde se tiene que: Impedancia de la línea 1 Impedancia característica de la red 1 Corriente de cortocircuito trifásico en el punto C2 Los demás valores son idénticos al caso del cortocircuito en C1. Para la línea 1 se tiene un valor de igual a 6,87 + j17,29 y una potencia de cortocircuito de 2800.

131 4. CÁLCULO DE CORTOCIRCUITOS 116 De igual forma que con, se puede calcular el valor de : ; Con lo que se tiene: Por tanto se puede calcular el valor de la corriente de cortocircuito de la siguiente forma: Figura 4.7 Esquema de impedancias simplificado para el punto C Punto C3 Se trata de un cortocircuito trifásico en el secundario de uno de los transformadores de potencia de la subestación.

132 4. CÁLCULO DE CORTOCIRCUITOS 117 Figura 4.8 Esquema de red para el punto C3 Se puede plantear el esquema de impedancias de la figura 4.9, donde se indica la impedancia del transformador expresada en el nivel de tensión del primario: Figura 4.9 Esquema de impedancias simplificado para el punto C3 donde se tiene que: Impedancia del transformador referida al nivel de tensión del primario Corriente de cortocircuito trifásico en el punto C3 Puesto que se va a obtener el valor de en el nivel de tensión del primario, será igual a 220 y por tanto el factor será 1,10. Los demás valores son idénticos al caso del cortocircuito en C2. Para el valor de se tiene: en el primario en el secundario siendo la relación entre ambas, con.

133 4. CÁLCULO DE CORTOCIRCUITOS 118 Por tanto se puede calcular el valor de la corriente de cortocircuito de la siguiente forma: 4.3 Cortocircuitos monofásicos Punto C1 Para el cálculo de las corrientes de cortocircuitos monofásicos se ha de plantear el esquema de secuencias directa, inversa y homopolar, que para el caso del cortocircuito en el punto C1 es como se muestra en la figura 4.10: Figura 4.10 Esquema de secuencias para el punto C1

134 4. CÁLCULO DE CORTOCIRCUITOS 119 donde se tiene que: Impedancia característica de la red 2 de secuencias directa (1), inversa (2) y homopolar (0) Impedancia de la línea 2 de secuencias directa (1), inversa (2) y homopolar (0) Resistencia de puesta a tierra Tensión nominal de la red Factor de tensión para corrientes de cortocircuito máximas Corriente de cortocircuito monofásico en el punto C1 de secuencias directa (1), inversa (2) y homopolar (0) Los valores de y son iguales a, mientras que. Los valores de y son iguales a, mientras que. Los valores de y son los mismos que para los casos trifásicos, por tanto, las corrientes de cortocircuito monofásicas de secuencias se pueden calcular del siguiente modo: Por tanto, la corriente de cortocircuito monofásico en el punto C1 será:

135 4. CÁLCULO DE CORTOCIRCUITOS Punto C2 El esquema de secuencias directa, inversa y homopolar para el caso del cortocircuito en el punto C2, en el que se tiene aportación a la corriente de cortocircuito desde las dos líneas, es como se muestra en la figura 4.11: Figura 4.11 Esquema de secuencias para el punto C2 donde se tiene que: Impedancia característica de la red 1 de secuencias directa (1), inversa (2) y homopolar (0) Impedancia de la línea 1 de secuencias directa (1), inversa (2) y homopolar (0)

136 4. CÁLCULO DE CORTOCIRCUITOS 121 Corriente de cortocircuito monofásico en el punto C2 de secuencias directa (1), inversa (2) y homopolar (0) el punto C1. El resto de factores son idénticos que en el caso del cortocircuito monofásico en Los valores de y son iguales a, mientras que. Los valores de y son iguales a, mientras que. Por tanto, las corrientes de cortocircuito monofásicas de secuencias para el punto C2 se pueden calcular del siguiente modo: En la expresión anterior, para cada secuencia (1), (2) y (0), las impedancias y toma los valores y. Con esto se tiene: Por tanto, la corriente de cortocircuito monofásico en el punto C2 será: Punto C3 Por último, el esquema de secuencias directa, inversa y homopolar para el caso del cortocircuito monofásico en el punto C3, en el que se expresan las correspondientes impedancias del transformador referidas al primario, es el de la figura 4.12:

137 4. CÁLCULO DE CORTOCIRCUITOS 122 Figura 4.12 Esquema de secuencias para el punto C3 donde se tiene que el transformador presenta configuración de estrella rígida a tierra en el primario y triángulo en el secundario, además: Impedancia del transformador de secuencias directa (1), inversa (2) y homopolar (0), referidas al primario Corriente de cortocircuito monofásico en el punto C3 de secuencias directa (1), inversa (2) y homopolar (0) Los valores de, y son iguales a. el punto C2. El resto de factores son idénticos que en el caso del cortocircuito monofásico en

138 4. CÁLCULO DE CORTOCIRCUITOS 123 Se puede entonces plantear la siguiente expresión para calcular las corrientes de cortocircuito de secuencias directa, inversa y homopolar: En la expresión anterior, para las secuencia (1) y (2), las impedancias y toma los valores y. Con esto se tiene: Por tanto, la corriente de cortocircuito monofásico en el punto C3 será: 4.4 Valores máximos de la corriente de cortocircuito En la tabla 4.1 se recogen a modo de resumen los valores obtenidos: Punto Corrientes máximas de cortocircuito Trifásico (ka) Monofásico (ka) C1 3,98 2,73 C2 7,73 5,26 C3 1,04 1,09 Tabla 4.1 Resumen de las corrientes de cortocircuito

139 5 Cálculo de embarrado

140 5. CÁLCULO DE EMBARRADO CÁLCULO DE EMBARRADO 5.1 Introducción Se llama embarrado o barras colectoras al conjunto de conductores eléctricos que se utilizan como conexión común de los diferentes circuitos de que consta una subestación. Los circuitos que se conectan o derivan de las barras pueden ser generadores, líneas de transmisión, bancos de transformadores, etc. En una subestación se pueden tener uno o varios juegos de barras que agrupen diferentes circuitos en uno o varios niveles de tensión, dependiendo del propio diseño de la subestación. Están formadas principalmente por los siguientes elementos: Conductores eléctricos. Aisladores: que sirven de elemento aislante eléctrico y de soporte mecánico. Conectores y herrajes: que sirven para unir los diferentes tramos de conductores y para sujetar el conductor al aislador. El diseño de las barras implica la selección apropiada del conductor en lo referente al material, tipo y forma del mismo, a la elección de los aisladores y sus accesorios, y a la selección de las distancias entre apoyos y entre fases. El diseño se realiza según los esfuerzos estáticos y dinámicos a que están sometidas las barras, y según las necesidades de conducción de corrientes, disposiciones físicas, etc. La selección final de las barras se hace atendiendo a aspectos económicos, materiales existentes en el mercado y normas establecidas. 5.2 Barras Los tipos de barras normalmente usados son los cables y los tubos Cable El cable es un conductor formado por un haz de alambres trenzados en forma helicoidal. Es el tipo de barra más comúnmente usado. También se han usado conductores de un solo alambre en subestaciones de pequeña capacidad.

141 5. CÁLCULO DE EMBARRADO 126 Las principales ventajas del uso de cable son: Es el más económico de todos. Se logran tener vamos más grandes. Sus desventajas son: Se tienen mayores pérdidas por efecto corona. También se tienen mayores pérdidas por efecto pelicular. Los materiales más usados para cables son el cobre y el aluminio reforzado con acero. Este último tiene alta resistencia mecánica, buena conductividad eléctrica y bajo peso. Dependiendo de la capacidad de energía y para reducir las pérdidas por efecto corona se usan conjuntos de 2, 3 y 4 cables unidos por separadores Tubo Las barras colectoras tubulares se usan principalmente para llevar grandes cantidades de corriente, especialmente en subestaciones de bajo perfil como las instaladas en zonas urbanas. El uso de tubo en subestaciones compactas resulta más económico que el uso de otro tipo de barra. En subestaciones con tensiones muy altas, reduce el área necesaria para su instalación además de que requiere estructuras más ligeras. Los materiales más usados para tubos son el cobre y el aluminio. Las principales ventajas del uso de tubo son: Tiene igual resistencia a la deformación en todos los planos. Facilita la unión entre dos tramos de tubo. Reduce las pérdidas por efecto corona. Reduce las pérdidas por efecto pelicular. Tiene capacidades de conducción de corriente relativamente grandes por unidad de área.

142 5. CÁLCULO DE EMBARRADO 127 Las desventajas son: Alto costo del tubo en comparación con los otros tipos de barras. Requiere una gran variedad de juntas de unión debido a las longitudes relativamente cortas con que se fabrican los tramos de tubo y a su rigidez. La selección del tamaño y peso de los tubos se hacen con base a la capacidad de conducción de corriente y a su deformación. Generalmente el factor determinante en el diseño de barras tubulares es la deformación. En la mayoría de los casos se usan diámetros mayores que los necesarios para la conducción de corriente, con lo que se obtiene un aumento en la longitud de los vanos y, por lo tanto, una reducción en el número de soportes, y así se disminuyen además las pérdidas por efecto corona. En cuanto al diseño de barras tubulares, también se pueden apreciar diferencias en el empleo de uno u otro material: Ventajas del tubo de aluminio frente al de cobre: Mayor capacidad de corriente en igualdad de peso. A igual conductividad, el costo del tubo de aluminio es menor que el de cobre. Requiere estructuras más ligeras. Desventajas del tubo de aluminio sobre el de cobre: Mayor volumen del tubo en igualdad de conductividad. Los tubos llevan dentro dos cables amarrados, desde cada extremo hasta dos tercios de la longitud, cuyo fin es el amortiguamiento de las vibraciones provocadas por los esfuerzos electromecánicos ante un cortocircuito. Las uniones entre barras van soldadas y comprobadas, o en las piezas de conexión que hay situadas encima de los pórticos de barras.

143 5. CÁLCULO DE EMBARRADO Materiales Los materiales comúnmente usados para conducir la corriente eléctrica son, en orden de mayor a menor importancia: cobre, aluminio, aleaciones de cobre, hierro y acero. La selección de un material conductor determinado es, esencialmente, un problema económico, el cual no solo considera las propiedades eléctricas del conductor sino también otras como: propiedades mecánicas, facilidad de hacer conexiones, su mantenimiento, la cantidad de soportes necesarios, las limitaciones de espacio, la resistencia a la corrosión del material, etc. En la tabla 5.1 se muestran las propiedades físicas de los metales normalmente utilizados para la fabricación de conductores eléctricos. Propiedades Físicas Cu Al Acero Peso específico a 20 ºC (g/cm 3 ) 8,9 2,7 7,85 Punto de fusión (ºC) Coeficiente lineal de expansión térmica (10-6 /ºC) 17,6 23,1 12 Resistividad eléctrica a 20 ºC (Ω m 10-8 ) 1,7 2,82 16 Conductividad eléctrica (% del cobre recocido a 20 ºC) ,3 Resistencia a la tensión (kg/cm 2 duro) Resistencia a la tensión (kg/cm 2 blando) Módulo de elasticidad (10 6 kg/cm2) 1,19 0,7 2,1 Tabla 5.1 Propiedades físicas de los metales normalmente utilizados como conductores Cobre La mayoría de los conductores eléctricos están hechos de cobre. Sus principales ventajas son las siguientes: Es el metal que tiene la conductividad eléctrica más alta después de la plata, metal cuyo uso resulta prohibitivo debido a su elevado coste.

144 5. CÁLCULO DE EMBARRADO 129 Tiene gran facilidad para ser estañado, plateado o cadmiado y puede ser soldado usando equipo especial de soldadura para cobre. Es muy dúctil por lo que fácilmente puede ser convertido a cable o tubo. Tiene buena resistencia mecánica; aumenta cuando se usa en combinación con otros metales para formar aleaciones. No se oxida fácilmente por lo que soporta la corrosión ordinaria. Tiene buena conductividad térmica. Para conductores de cobre desnudos, la temperatura máxima de operación se fija por el valor al cual el metal empieza a aumentar su velocidad de oxidación y por lo tanto ésta no deberá llegar a 80, valor obtenido teniendo en cuenta la temperatura del conductor más una temperatura ambiente de Aluminio Los conductores de aluminio son muy usados para exteriores, en líneas de transmisión y distribución y para servicios pesados en subestaciones. Las principales ventajas son: Es muy ligero. Tiene la mitad de peso que el cobre para la misma capacidad de corriente. Altamente resistente a la corrosión atmosférica. Puede ser soldado con equipo especial. Se reduce el efecto superficial y el efecto corona debido a que para la misma capacidad de corriente, se usan diámetros mayores. Las principales desventajas son: Menor conductividad eléctrica que el cobre. Se forma en su superficie una película de óxido que es altamente resistente al paso de la corriente, por lo que causa problemas en juntas de contacto. Debido a sus características electronegativas, al ponerse en contacto directo con el cobre causa corrosión galvánica, por lo que siempre se deberán usar juntas bimetálicas o pastas anticorrosivas.

145 5. CÁLCULO DE EMBARRADO Conectores Sirven para conectar los diferentes tramos de tubos que forman una barra, entre el juego de barras y las derivaciones a los aparatos. Los conectores pueden ser de diversos tipos (rectos, T, codos, etc.) y además pueden ser soldados, atornillados o de compresión. Figura 5.1 Conector tipo codo para tubo rígido Cuando se usan conexiones soldadas se tienen las siguientes ventajas: Son más económicas que las atornilladas a medida que crecen las subestaciones en tamaño. Las soldaduras presentan mayor fiabilidad Juntas de expansión Son las formadas por conductores flexibles que sirven para absorber las expansiones térmicas de las barras. Se deben instalar a la llegada de las barras al equipo pesado, para evitar esfuerzos en las boquillas de entrada a dicho equipo. También existen otras tipologías como la mostrada en la figura 5.2. El tipo de junta que se escoja dependerá del equipo y de la disposición de la instalación adoptada.

146 5. CÁLCULO DE EMBARRADO 131 Figura 5.2 Conector para permitir expansión Conectores principales Son las piezas que se sitúan encima de los pórticos de barras y que tienen como función principal la sujeción y la unión de los diferentes tramos de barras. El paso de corriente de un tramo a otro de la barra se hace mediante conductor flexible para evitar las consecuencias de un paso masivo de corriente por los elementos de unión. Existen tres tipos de conectores principales según el grado de movilidad relativa que le permitan a las varas: Conectores fijos de anclaje No permiten el movimiento relativo entre las barras ni el movimiento de éstas con respecto al aislador del pórtico. Figura 5.3 Conector principal

147 5. CÁLCULO DE EMBARRADO Conectores deslizantes no entre sí. Permiten el movimiento de las barras con respecto al aislador del pórtico pero Figura 5.4 Ejemplo de conector deslizante Conectores elásticos barras. Permiten el movimiento relativo entre las barras y el aislador del pórtico de siguientes: Los requisitos que debe reunir un buen conector eléctrico son, en general, los Buena resistencia mecánica para soportar los esfuerzos causados por cortocircuitos, viento y expansión térmica, sin producir deformación visible. Alta conductividad eléctrica, que disminuya las pérdidas de potencia en la conexión. Baja elevación de temperatura, aun con sobrecarga. Es decir, la elevación de temperatura del conector será menor que la elevación de temperatura de los conductores que conecta. La trayectoria de la corriente deberá ser la más corta y directa posible. La resistencia eléctrica del conector debe ser igual o menor que una longitud equivalente de los conductores que conecta.

148 5. CÁLCULO DE EMBARRADO 133 Baja resistencia de contacto, lo que se logra aumentando la superficie de contacto. Esto se consigue aumentando la presión de contacto sobre materiales relativamente maleables. necesita que: Para conectores de presión atornillados, además de los requisitos anteriores, se Los pernos estén lo más próximos posible a los conductores. Los pernos estén en pares opuestos para obtener un apriete máximo. El diámetro y número de pernos necesarios serán diseñados para producir el apriete deseado. Las características de un buen material para conectores deben ser las siguientes: Alta conductividad. Superficie maleable. Ductilidad, que permita un contacto envolvente alrededor del conductor. Tipo Conector "I" Conector "T" Acoples Reducción Conector "T" en expansión Conectores a birlo de expansión Terminal de expansión Clemas Conectores a birlo rígido Uso Derivación en I de un tubo a otro tubo, de un tubo a un cable o de un cable a otro cable. Derivación en T de un tubo a dos tubos formando un ángulo, de un tubo a dos cables o de un cable a otros dos. Unión recta de tubos, extremo con extremo, o de tubo con cable. Unión recta de tubos, extremo con extremo, que absorbe cualquier movimiento longitudinal de los tubos. Derivación en T de un tubo a otro tubo que absorbe cualquier desplazamiento de los tubos en el sentido longitudinal y angular. Unión recta o en ángulo de tubo a birlo roscado, que absorbe cualquier movimiento del tubo o del birlo. Unión de tubo a placa que absorbe cualquier movimiento longitudinal del tubo. Soportan los tubos y van montados sobre los aisladores, pueden ser fijas o deslizantes. También se usan para fijar cables. Unión recta o en ángulo de tubo o solera a birlo roscado. Tabla 5.2 Tipos de conectores

149 5. CÁLCULO DE EMBARRADO 134 Los materiales más utilizados son el cobre y el aluminio en diferentes aleaciones, con las que se obtienen conectores cuyas características principales son las mostradas en la tabla 5.2 anterior. Algunos herrajes se pueden fabricar con elementos soldados a partir de tubería y placa de diferentes diámetros y espesores. Parte de ellos se pueden producir en el taller y parte in situ en la obra. En herrajes que soportan tensiones de 230 o mayores, la aristas están redondeadas y los tornillos cubiertos con una especie de concha cuya función es evitar la concentración del campo eléctrico en dichas aristas y, por ende, la aparición del efecto corona Conectores de derivación Son aquellos conectores que enlazan el embarrado principal con las derivaciones de cada posición de línea, transformador o barra. Pueden ser los conectores fijos de los pantógrafos. Figura 5.5 Conector de derivación tipo T (tubo + flexible)

150 5. CÁLCULO DE EMBARRADO Conectores secundarios Son los conectores de cada uno de los dispositivos de la aparamenta con el conductor que los enlaza. Los elementos pasantes como los transformadores de intensidad o los interruptores tienen dos conectores. Los elementos en paralelo como el descargador o el transformador de tensión solo tienen uno. Estos últimos además requieren una pieza para la puesta a tierra. Figura 5.6 Ejemplo de conector secundario 5.5 Embarrados a utilizar Se ha optado por emplear embarrado de tubo y material aluminio. A pesar de su mayor complejidad de instalación y coste comparado con los embarrados de cable, presenta menores pérdidas por efectos corona y pelicular además de una elevada conducción de corriente por unidad de área. El material será aluminio en lugar de cobre por permitir estructuras más ligeras. Se propone como embarrado principal tubos de aluminio de 120/106 de diámetro, lo que supone 2485 de sección nominal, y que admite un paso de corriente de En la tabla 5.3 se resumen el resto de características destacadas.

151 5. CÁLCULO DE EMBARRADO 136 Material Aluminio, aleación 6063-T6 Diámetro exterior del tubo (D EXT, en mm) 120 Diámetro interior del tubo (d INT, en mm) 106 Sección equivalente (S e, en mm 2 ) 2485 Momento de inercia (I, en cm 4 ) 398,16 Modulo resistente (W, en cm 3 ) 66,36 Peso unitario, incluido cable interior (m, en kg/m) 8,143 Limite elástico (σ Lim, en N/mm 2 ) 205,8 Modulo elástico (E, en N/m 2 ) 6, Intensidad admisible (I máx, en A) 2985 Tabla 5.3 Características del tubo propuesto Disposición física El embarrado principal está constituido por dos tramos iguales con un vano de 15,1 metros de longitud. La separación entre ejes de fase de los embarrados rígidos es de 4,55 metros. Véase figura 5.7 y plano A1 Planta. Figura 5.7 Planta del embarrado principal Para los cálculos se considerará la barra correspondiente a la fase central por ser la más afectada desde el punto de vista de los esfuerzos de cortocircuito. Se considera que en cada tramo del embarrado, éste se encuentra apoyado en un extremo y empotrado en el otro. Es decir, en uno de los extremos se permite el desplazamiento según el eje del embarrado y en el otro se encuentra rígidamente unido al soporte.

152 5. CÁLCULO DE EMBARRADO Cálculos Los cálculos se basan en el procedimiento simplificado de cálculo que expone la publicación ELECTRA en su número 68, con fecha de enero de 1980, y que ha quedado recogido en la norma UNE-EN [12]. Estos cálculos se dividen en unos cálculos estáticos y unos cálculos dinámicos. Se basan en la disposición de las barras rígidas en un único plano, puesto que esta configuración está muy extendida en alta y muy alta tensión al aire. Las estructuras deben ser suficientemente sólidas para resistir los esfuerzos mecánicos provocados por la circulación de corrientes de cortocircuito. Estos esfuerzos se manifiestan en los conductores tubulares y las estructuras que los soportan, compuestas de aisladores y subestructuras Consideraciones generales Determinamos inicialmente el esfuerzo electromagnético por unidad de longitud del embarrado, producido por un posible cortocircuito. Como base de cálculo, de ahora en adelante tomamos la disposición de conductores como está reflejado en las figuras 5.8 y 5.9, es decir, en paralelo y dentro del mismo plano. Figura 5.8 Cortocircuito trifásico

153 5. CÁLCULO DE EMBARRADO 138 Figura 5.9 Cortocircuito entre fases Asimismo, se supondrá que: La distancia entre los ejes de los conductores es más pequeña que la longitud del conductor, por lo que estos podrán ser considerados como de longitud infinita (las fuerzas electromagnéticas sobre los conductores de longitud infinita son ligeramente más débiles). El diámetro del conductor y su flexión durante las oscilaciones son mucho más pequeñas que la distancia entre los ejes de los conductores, y por ello, los conductores podrán ser tratados como conductores paralelos. El cortocircuito se produce lejos de los generadores síncronos, por lo que la componente directa de la impedancia es prácticamente igual a la componente inversa de la impedancia. El cortocircuito se produce simultáneamente sobre todas las fases en defecto. El valor máximo instantáneo de la fuerza electromagnética, es decir, el valor de cresta de la fuerza de cortocircuito es suficiente para determinar la coacción dinámica únicamente si la frecuencia fundamental del sistema mecánico es elevada en comparación con la frecuencia de excitación. La frecuencia mecánica fundamental del juego de barras a alta tensión, con conductores rígidos es generalmente inferior a 10. Por tanto, las fuerzas de excitación contienen componente de frecuencia iguales o el doble que la frecuencia eléctrica, así como componentes constantes importantes.

154 5. CÁLCULO DE EMBARRADO 139 Las funciones de la duración de las fuerzas electromagnéticas dependen de forma acusada del ángulo de fase que describen los valores instantáneos de la tensión en el instante del cortocircuito. Se utilizan los siguientes términos: Ángulo de impedancia: Constante de tiempo del debilitamiento de la componente de corriente continua del cortocircuito: Fuerza de referencia por unidad de longitud: (5.1) donde: I cc Corriente de cortocircuito trifásica (valor simétrico eficaz). D Distancia de separación entre ejes de fases ( ). Permeabilidad magnética del vacío y vale: Se tienen entonces los valores de las fuerzas por unidad de longitud para faltas alejadas de los generadores, en las peores condiciones de principio de falta: a. Cortocircuito trifásico Para el conductor b: Para los conductores a y c:

155 5. CÁLCULO DE EMBARRADO 140 b. Cortocircuito entre fases El cortocircuito de dos fases a tierra (y por consiguiente la falta doble a tierra) no está siendo estudiado. Las corrientes y las fuerzas en juego durante el cortocircuito de dos fases a tierra están cubiertas por los valores correspondientes en cortocircuito trifásico. Las faltas simples a tierra no se han tomado en consideración porque en este caso, las fuerzas electromagnéticas son mucho más débiles debido a que existe un gran espacio libre entre las fases en falta y el sistema de puesta a tierra por donde circula la corriente. Los valores punta de las fuerzas provocadas por cortocircuitos simultáneos son proporcionales al cuadrado del factor para el pico de corriente de cortocircuito. El factor es la relación entre el valor asimétrico más alto posible de corriente de cortocircuito y el valor simétrico más alto de corriente de cortocircuito. Dicho factor viene dado por la siguiente expresión: (5.2) En sistemas de alta tensión, se puede tomar un valor de igual a 1,81, que corresponde con. La constante de tiempo de la red es igual a la relación entre la inductancia y la resistencia en la red y se expresa en. El valor estándar es 45. La constante de tiempo afectará a la componente de corriente continua requerida.

156 5. CÁLCULO DE EMBARRADO 141 Existe una relación entre la constante de tiempo y la razón. Para una relación requerida, la constante de tiempo se puede calcular fácilmente dividiendo la inversa de la relación por, donde es la frecuencia nominal. Para los valores más altos de las fuerzas de cortocircuitos por unidad de longitud, se obtienen las siguientes ecuaciones, en orden decreciente de amplitud: Cortocircuito trifásico, conductor b: (5.3) Cortocircuito trifásico, conductores a y c: (5.4) Cortocircuito entre fases: (5.5) Las condiciones más simples son las que ofrecen los soportes rígidos (aisladores) sujetas a cálculos analíticos. Se han considerado tres modelos de base, que se representan en la figura 5.10: Figura 5.10 Modelos de embarrado propuestos a. Conductor con los dos extremos apoyados. b. Conductor con un extremo apoyado y el otro empotrado. c. Conductor con ambos extremos empotrados.

157 5. CÁLCULO DE EMBARRADO 142 Se define: donde: Relación entre la tensión dinámica y la estática sobre el aislador. Relación entre la tensión dinámica y la estática sobre el conductor Método simplificado de cálculo Procedimiento Como se ha mencionado anteriormente, el parámetro más importante para calcular la tensión de cortocircuito dinámico es la frecuencia mecánica fundamental. Por consiguiente, esta frecuencia va a servir de parámetro independiente para el cálculo simplificado. Esto se aplica igualmente al reenganche no logrado. La frecuencia mecánica fundamental puede ser fácilmente determinada en el caso de apoyos rígidos, mientras que para los soportes elásticos, los programas de cálculo específicos resultan más necesarios. Sin embargo, esto no resulta útil pues normalmente los postes empleados en alta tensión son supuestos como equipos con apoyos rígidos. Se puede realizar un cálculo simplificado tanto para el caso estático como para el dinámico, puesto que como se dijo anteriormente, las distancias entre apoyos se considerarán iguales. Cálculo estático Los métodos bien conocidos de análisis estático permiten determinar fácilmente, para soportes rígidos, los valores de tensión y las flechas. La fuerza electromagnética por unidad de longitud es supuesta constante e igual al máximo absoluto, según las ecuaciones 5.3, 5.4 y 5.5. Por tanto, para calcular los valores estáticos de referencia se ha utilizado para todas las curvas el máximo absoluto de la

158 5. CÁLCULO DE EMBARRADO 143 fuerza electromagnética en condiciones de falta trifásica. Según estas ecuaciones esto se produce en la fase interior. Determinamos inicialmente el esfuerzo electromagnético por unidad de longitud del embarrado, producido por un posible cortocircuito. Para ello empleamos las citadas ecuaciones 5.3, 5.4 y 5.5. Los valores de y se obtienen de las ecuaciones 5.1 y 5.2, respectivamente. Considerando un valor típico de, según la ecuación 5.2 se obtiene que vale 1,81. Puesto que el esfuerzo más desfavorable se produce para la fase central en el caso de cortocircuito trifásico, será para este caso para el que se realicen los cálculos. Se considera como valor para, correspondiente al valor máximo de la corriente de cortocircuito considerada para la instalación (ver apartado 4.4). embarrado es: El valor pico del esfuerzo electromagnético por unidad de longitud de Con el fin de obtener un margen de seguridad algo mayor, se sustituirá el factor por : La fuerza estática resultante es proporcional al esfuerzo de pico anterior y al cuadrado del factor. El valor de esta fuerza para el caso más desfavorable (fase central ) resulta: Determinadas las fuerzas estáticas, se calculan las tensiones estáticas aplicadas en los apoyos y en el conductor.

159 5. CÁLCULO DE EMBARRADO 144 Considerando que para una viga apoyada en un extremo (A) y empotrada en el otro extremo (B) las reacciones vienen determinadas por las expresiones siguientes (ver figura 5.11): Figura 5.11 Modelo para la barra siendo: La carga unitaria de la viga. La longitud de la viga ( ). Por tanto, las reacciones resultantes bajo esta hipótesis son: El momento de inercia se calcula a partir de los diámetros exterior e interior de la sección según la ecuación: Mientras que el módulo resistente se obtiene a partir de:

160 5. CÁLCULO DE EMBARRADO 145 Ambos valores quedaban recogidos en la tabla 5.3 de características, y sus valores respectivos en unidades del SI (Sistema Internacional) son: Finalmente, la tensión en el conductor del embarrado será: Siendo el límite elástico seguridad en el tubo de:, se aprecia un coeficiente de Además del esfuerzo de cortocircuito considerado anteriormente, se deben tener en consideración otros esfuerzos, como puedan ser: a. Cargas verticales permanentes sobre el embarrado: Peso propio: Hielo: Viento: Considerando estas cargas más la calculada anteriormente debido a cortocircuitos ( ) y componiéndolas según sus direcciones de aplicación, resulta una fuerza ( ) con una componente horizontal ( ) y una componente vertical ( ) de valores:

161 5. CÁLCULO DE EMBARRADO 146 Figura 5.12 Cargas sobre el tubo mediante: La fatiga del material para la combinación de cargas se puede obtener Donde expresión es: es el momento flector máximo en el extremo empotrado ( ), y su Por lo tanto, el coeficiente de seguridad con el que trabaja el material resulta: Cálculo dinámico Los valores de la tensión dinámica son obtenidos multiplicando los valores de la tensión estática por el factor para la tensión sobre el aislador y el factor para la del conductor. La flecha puede ser calculada de la misma forma utilizando el factor para la aproximación.

162 5. CÁLCULO DE EMBARRADO 147 Para el cálculo de los esfuerzos dinámicos de cortocircuito sobre estructuras de barras con conductores rígidos, se va a emplear un método de cálculo similar al utilizado para los esfuerzos estáticos. Se trata de comparar la duración de las fuerzas electromagnéticas para la disposición normal en un solo plano de conductores denominados, y para el caso de falta a alta intensidad. Teniendo en cuenta las frecuencias mecánicas de la estructura, se aprecia que son las fuerzas que agitan los conductores exteriores determinantes para el dimensionamiento de la instalación de alta tensión. y las Según estudios paramétricos, la influencia sobre las acciones dinámicas de los conductores y aisladores se deben a efectos tales como la resonancia mecánica, el amortiguamiento, condiciones límite para los extremos del conductor, la característica de duración de las fuerzas electromagnéticas, la duración de los cortocircuitos, el número de apoyos, las distancias desiguales entre soportes y los reenganches automáticos fallidos. Sin embargo, se llega a la conclusión de que solo un reducido número de parámetros son importantes. De este modo, los métodos de cálculo empleados, incluso de manera muy simplificada, pueden ser utilizados con total confianza. La frecuencia fundamental del conductor viene determinada por la expresión: Para la configuración utilizada de viga apoyada en un extremo y empotrada en el otro, se obtiene que el parámetro que permite obtener la frecuencia fundamental del conductor toma el valor 3,92. Así se obtiene que: La relación con la frecuencia de la red ( ) es:

163 5. CÁLCULO DE EMBARRADO 148 Con este último valor, y mediante las gráficas de la figura 5.13, se obtiene el valor de los coeficientes y : Figura 5.13 Factores v F y v σ donde se obtiene:

164 5. CÁLCULO DE EMBARRADO 149 De esta manera se pueden calcular los esfuerzos dinámicos en los apoyos del embarrado y la tensión en el conductor del embarrado según las ecuaciones: En los apoyos: En el conductor: El coeficiente de seguridad aplicado sobre el tubo es: En el caso de un fallo en el reenganche trifásico se producen unos valores de esfuerzos dinámicos que calculamos utilizando el coeficiente que se obtiene a partir de la gráfica de la figura 5.14, y que es función de la relación. Figura 5.14 Factor v r

165 5. CÁLCULO DE EMBARRADO 150 Dicho valor resulta: Los valores de los esfuerzos dinámicos considerando el efecto del reenganche fallido, se obtienen multiplicando los esfuerzos anteriores por el coeficiente resultado que se obtiene es:. El El coeficiente de seguridad en esta nueva situación es: Por tanto, y a la vista de los cálculos estáticos y dinámicos, queda justificada la utilización de tubo de aluminio 6063-T6-102/106 rígidos de la subestación. para los embarrados principales

166 6 Red de tierra

167 6. RED DE TIERRA RED DE TIERRA Se puede definir la puesta a tierra de una instalación como una unión eléctrica directa, sin fusibles ni protección alguna, de una parte del circuito eléctrico o de una parte conductora no perteneciente al mismo mediante una toma de tierra con un electrodo o grupos de electrodos en el suelo. Mediante la instalación de puesta a tierra se deberá conseguir que en el conjunto de instalaciones, edificios y superficies próximas del terreno no aparezcan diferencias de potencial peligrosas y que, al mismo tiempo, permita el paso a tierra de las corrientes de defecto o las de descarga de origen atmosférico. Es decir, la instalación de puesta a tierra es una especie de embudo que canaliza a tierra toda corriente eléctrica que se salga de su camino habitual, enviando también descargas atmosféricas o de otras fuentes. 6.1 Aspectos generales Existen diversos métodos de puesta a tierra: Una pica. Varias picas. Una placa enterrada. Una malla enterrada. En un medio homogéneo, la corriente tiende a distribuirse uniformemente, dispersándose desde el electrodo en dirección perpendicular a su superficie. A medida que la distancia desde el electrodo aumenta, se incrementa el área del terreno afectada por el paso de la corriente, de forma que la densidad por unidad de superficie se hace cada vez menor hasta poder ser considerada despreciable. En este sentido, de los cuatro métodos de puesta a tierra anteriores, el más recomendable es la malla de conductores enterrados, ya que facilita la puesta a tierra de los distintos elementos de la subestación, actúa como un único electrodo de puesta a tierra y permite controlar los potenciales sobre la superficie a través de las tensiones de paso y de contacto.

168 6. RED DE TIERRA 153 El uso de la malla de puesta a tierra tiene dos objetivos: Proveer un medio para disipar las corrientes hacia tierra, sin exceder los límites de operación de los equipos. Garantizar que una persona que se encuentre en la cercanía o en contacto con un equipo puesto a tierra no sufra un golpe eléctrico. Los requisitos que debe cumplir una malla puesta a tierra son los siguientes: Debe tener una resistencia tal que el sistema se considere sólidamente puesto a tierra. La variación de la resistencia debida a cambios ambientales debe ser despreciable, de manera que la corriente de falta a tierra sea capaz de producir el disparo de las protecciones en cualquier momento. La impedancia que ofrece el sistema de puesta a tierra frente a una descarga atmosférica debe ser de bajo valor para permitir fácilmente su evacuación. Debe conducir las corrientes de falta sin provocar gradientes de potencial peligrosos entre sus puntos vecinos. Al pasar la corriente de falta durante el tiempo máximo establecido de falta, no debe haber calentamientos excesivos. Debe ser resistente a la corrosión. Para el cálculo de la red de tierras se utilizará la corriente de cortocircuito trifásica más elevada, de 7,73. Si bien la red de tierras debe tener en cuenta las corrientes de cortocircuito monofásicas a tierra, se escoge la corriente trifásica a tierra ya que se trata del supuesto más desfavorable en caso de producirse el cortocircuito. El cálculo de las tensiones de paso y de contacto, así como el dimensionado del cable a emplear en la malla de puesta a tierra se realizará teniendo en cuenta el Reglamento sobre Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación [4] del Ministerio de Industria y Energía.

169 6. RED DE TIERRA Dimensionado térmico del cable Según el MIE-RAT 13 [4], la sección de los conductores de la puesta a tierra será tal que la máxima corriente que circule por ellos en caso de defecto no lleve a éstos a una temperatura cercana a la de fusión, ni ponga en peligro sus empalmes y conexiones. Esto se traduce en una densidad de corriente máxima para una temperatura final de 200. Además, existe una sección mínima admitida en función del material empleado. Estas secciones mínimas admisibles y las densidades de corriente máximas permitidas se muestran en la tabla 6.1. Material Sección mínima admisible (mm 2 ) Densidad de corriente máxima (A/mm 2 ) Cobre Acero Tabla 6.1 Secciones y densidades de corriente límites En caso de que no suponga riesgo de incendio, la temperatura final puede aumentarse desde los 200 hasta los 300, lo que equivale a dividir la sección obtenida con las condiciones anteriores por 1,2. Como se ha indicado anteriormente, para el dimensionado del conductor empleado en la puesta a tierra, se ha considerado la intensidad de falta máxima, de 7,73, con una duración del defecto de 1 segundo. Para obtener el valor de la sección se emplea entonces la siguiente ecuación: Se obtienen los siguientes resultados: Cobre con :

170 6. RED DE TIERRA 155 Cobre con : Acero con : Acero con : En resumen, se tiene la tabla 6.2: Material Sección (mm 2 ) T Final = 200 ºC T Final = 300 ºC Cobre 48,31 40,26 Acero 128,83 107,36 Tabla 6.2 Secciones resultantes Se escoge para la instalación un cable de cobre y se admite como temperatura final máxima 200, por lo que la sección resultante es. Este valor está muy cerca de la sección normalizada inmediatamente superior, por lo que se toma la siguiente: 6.3 Tensiones de paso y contacto máximas admisibles Dependiendo de la resistividad del terreno, existe una tensión de contacto y otra de paso máximas que garantizan que la persona que los experimente no sufra fibrilación cardiaca, ni otros efectos fatales. Ver figura 6.1. Según el MIE-RAT 13 [4], las expresiones de las tensiones de contacto y paso máximas admisibles son las siguientes:

171 6. RED DE TIERRA 156 Tensión de contacto máxima admisible: ( (6.1) Tensión de paso máxima admisible: ( (6.2) siendo: Tiempo de duración de la falta ( ). Se toma el valor., Parámetros cuyo valor es y para tiempos de duración de falta inferiores a 0,9. Resistividad superficial del terreno ( ). La resistividad del terreno es de 3000 para la capa superficial de piedra desnuda. Con estos valores se obtiene: Figura 6.1 Tensiones de paso y contacto

172 6. RED DE TIERRA 157 Para las expresiones 6.1 y 6.2 se ha despreciado la resistencia de la piel y el calzado, se ha considerado que la resistencia del cuerpo humano es de 1000 y se ha asimilado cada pie a un electrodo en forma de placa de 200, ejerciendo una fuerza mínima de 250, lo que representa una resistencia de contacto con el suelo de. 6.4 Cálculo de la red y de las tensiones de paso y contacto A continuación se presentan una serie de datos de partida y valores propuestos para el diseño de la red de puesta a tierra y su posterior comprobación. Datos generales: Frecuencia de la red: 50 Temperatura ambiente: 35 Tiempo de despeje de la falta: 0,3 Datos del terreno: Espesor de la capa superficial: 0,2 Resistividad de la capa superficial (grava) ( ): 3000 Grosor del primer suelo: 0,50 Resistividad del primer suelo (arena arcillosa) ( ): 50 Grosor del segundo suelo: 10 Resistividad del segundo suelo ( ): 200 Datos geométricos: No se colocarán picas Profundidad de la rejilla, : 0,5 Cuadrícula de malla cuadrada: En la figura 6.2 puede verse la estructura del terreno con más detalle.

173 6. RED DE TIERRA 158 Figura 6.2 Capas del terreno y profundidad de la malla Datos de los conductores: Coeficiente térmico de resistividad ( ) a 20 : 0,00393 Resistividad del conductor a 20 : 1, Factor de capacidad térmica: 3,47 Temperatura máxima permisible: 200 Sección de los conductores de malla: 70 Datos generales de las líneas: Niveles de tensión: 220 y 20 Nivel en que se produce la falta: 20 Corriente de cortocircuito: 7, Comprobación Según el dimensionamiento anterior de la red de tierras, se han de calcular las tensiones de paso ( ) y de contacto ( ) para comprobar que son menores que las tensiones máximas admisibles obtenidas mediante las expresiones 6.1 y 6.2. Para ello se empleará como base la Guía Técnica sobre Cálculo, Diseño y Medidas de Instalaciones de Puesta a Tierra en Redes de Distribución de UNESA [13].

174 6. RED DE TIERRA Tensión de paso Según esta guía, la tensión de paso se puede obtener mediante la expresión: donde: siendo: Lado de la malla, 15. Profundidad de la malla, 0,5. Longitud del cable enterrado, Parcela mallada de Longitud de las picas. No se instalan picas, 0. Entonces, la tensión de paso será: Se comprueba que es menor que la tensión de paso máxima admisible Tensión de contacto La tensión de contacto se obtiene a partir de la siguiente expresión: siendo: Diámetro del conductor.

175 6. RED DE TIERRA 160 Entonces, la tensión de contacto será: admisible. También se comprueba que es menor que la tensión de contacto máxima Resistencia de puesta a tierra La expresión para calcular la resistencia de puesta a tierra para una malla es: Donde es el radio en metros de un círculo de la misma superficie que el área cubierta por la malla (incluida la malla exterior). Entonces: Puesto que no hay picas instaladas y la resistividad de la capa en la que está enterrada la malla es, se tiene por tanto que la resistencia de puesta a tierra es: 6.5 Puestas a tierra de servicio Se conectarán a tierra los elementos de la instalación necesarios, entre ellos: Los neutros de los transformadores. Es preciso en instalaciones o redes con neutro a tierra de forma directa o a través de resistencias o bobinas.

176 6. RED DE TIERRA Punto neutro del transformador. Se tienen dos posibilidades para poner a tierra el transformador: a. Sólidamente puesto a tierra: el terminal del neutro será aterrizado en dos puntos de la malla de tierra perpendiculares entre sí. El bajante del terminal del neutro a tierra deberá ser aislado de la cuba del transformador para evitar que circulen corrientes por ésta. El conductor del neutro deberá ser conectado directamente a la malla de tierra. No se utilizarán conexiones intermedias. b. Puesta a tierra del neutro a través de un banco de resistencias: la carcasa del banco de resistencias deberá ir puesta a tierra de igual forma que la cuba del transformador. El neutro de los alternadores y otros aparatos o equipos que lo precisen. Los circuitos de baja tensión de los transformadores de medida. Para los transformadores de instrumentos (de voltaje y de corriente) es importante tener una buena puesta a tierra de las carcasas y sus respectivas estructuras. Los limitadores, descargadores, autoválvulas y pararrayos para eliminación de sobretensiones o descargas atmosféricas. Los elementos de derivación a tierra de los seccionadores de puesta a tierra. Los contactos móviles de los seccionadores con cuchilla de puesta a tierra serán conectados directamente a la malla de tierra. El terminal de tierra de los mecanismos de operación se deberá conectar a la malla de tierra por medio de cable de cobre de 120. Las estructuras que no estén sólidamente unidas entre sí, deberán ir conectadas unas con otras, y todo el conjunto, conectado a la malla de tierra, con el fin de garantizar que toda la estructura tenga una buena puesta a tierra.

177 6. RED DE TIERRA Mantenimiento de los sistemas de puesta a tierra en subestaciones Se trata de un mantenimiento muy sencillo, pero de mucha importancia para la vida útil de la malla, para la seguridad del personal y para el buen funcionamiento de los equipos dentro de la subestación. Cada 5 años, se deberá ejecutar la siguiente rutina de mantenimiento: Revisión y limpieza de todos los conectores de la malla de tierra. Se aplicará una capa de compuesto inhibidor. Medición de la continuidad de la malla de tierra con altas corrientes. Medición de la resistencia de puesta a tierra de los grupos de picas. Medición de la resistencia de puesta a tierra del sistema total.

178 7 Bibliografía

179 7. BIBLIOGRAFÍA BIBLIOGRAFÍA Documentos referenciados: [1]: Web de Red Eléctrica de España (REE) Empresa transportista y operadora del sistema eléctrico español. Dirección: [2]: Web de Konstruir Portal para compartir conocimientos sobre el mundo de la construcción. Dirección: [3]: Web del Centro Nacional de Energías Renovables (CENER) Centro tecnológico especializado en la investigación y el desarrollo de las energías renovables. Dirección: [4]: ITC MIE-RAT Instrucciones Técnicas Complementarias del Reglamento sobre centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación. Se compone de 20 instrucciones (MIE-RAT 01 a 20). [5]: Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión. Se compone de 9 instrucciones (ITC-LAT 01 a 09). [6]: REAL DECRETO 614/2001, de 8 de junio, sobre disposiciones mínimas para la protección de la salud y seguridad de los trabajadores frente al riesgo eléctrico.

180 7. BIBLIOGRAFÍA 165 [7]: UNE :2006 Coordinación de aislamiento. Parte 1: Definiciones, principios y reglas. UNE :1999 Coordinación de aislamiento. Parte 2: Guía de aplicación. Consta de 2 partes. [8]: Libro: Coordinación de aislamiento en redes eléctricas de alta tensión. Coordinador: Juan Antonio Martínez Velasco. Editorial: Mc Graw Hill [9]: UNE-IEC/TS 60815:2013 Selección y dimensionamiento de aisladores de alta tensión destinados para su utilización en condiciones de contaminación. Consta de 3 partes. [10]: UNE-EN Técnicas de ensayo en alta tensión. Consta de 3 partes. [11]: UNE-EN Corrientes de cortocircuito en sistemas trifásicos de corriente alterna. Parte 0 Cálculo de corrientes. Consta de 5 partes. [12]: UNE-EN Corriente de cortocircuitos. Cálculo de efectos. Consta de 2 partes. [13]: Guía Técnica sobre Cálculo Diseño y Medidas de Instalaciones de Puesta a Tierra en Redes de Distribución de UNESA.

181 A Anexo PLANOS

182 Anexo A. PLANOS 167 Anexo A. PLANOS Listado de planos: Plano A1 Planta Plano A2 Alzado Plano A3 Interruptor Plano A4 Seccionador Plano A5 TI Plano A6 TT

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189 B Anexo CATÁLOGO PARARRAYOS

190 Descargadores de sobretensiones de alto voltaje Guía para el Comprador ABB Surge Arresters Guía para el Comprador Edición 5,

191 Índice Tabla de contenidos SECCIÓN-PÁGINA Información del producto Introducción A-2 Definiciones B-1 Procedimiento de selección simplificado C-1 Características de diseño - Descargadores con revestimiento de porcelana, EXLIM D-1 Características de diseño - Descargadores con revestimiento de polímero de silicona, PEXLIM E-1 El concepto PEXLINK F-1 Control de calidad y pruebas G-1 Información técnica Descargadores de sobretensiones de óxido de zinc con aislador con revestimiento de polímero de silicona: PEXLIM R, clase IEC 2 H-1 PEXLIM Q, IEC clase 3 I-1 PEXLIM P, IEC clase 4 J-1 HS PEXLIM P-T, IEC clase 4 K-1 HS PEXLIM T-T, IEC clase 5 L-1 Descargadores de sobretensiones de óxido de zinc con aislador con revestimiento de porcelana: EXLIM R, IEC clase 2 M-1 EXLIM Q-E, IEC clase 3 N-1 EXLIM Q-D, IEC clase 3 O-1 EXLIM P, IEC clase 4 P-1 EXLIM T, IEC clase 5 Q-1 Accesorios: Monitor de descargadores de sobretensiones EXCOUNT-II R-1 Contador de sobretensiones EXCOUNT-A S-1 Información Orden de compra T-1 Índice U-1 Anotaciones del cliente U-3 A-1 Edición 5, ABB Surge Arresters Guía para el Comprador

192 Suministro eléctrico seguro, estable y económico con los descargadores de sobretensiones ABB Los descargadores de sobretensiones ABB constituyen la protección principal contra sobretensiones atmosféricas y de funcionamiento. Por regla general se conectan en paralelo con el equipo a proteger, para disipar la sobrecorriente. Los elementos activos (bloques de ZnO) de los descargadores de sobretensiones ABB están fabricados con un material de resistencia cerámico altamente alineal, compuesto principalmente por óxido de cinc mezclado y sinterizado con otros óxidos metálicos. Con un control de calidad riguroso y numerosos ensayos en todas las fases de fabricación, desde las materias primas hasta el producto acabado, se garantiza que los descargadores Gama de productos Familia de productos de sobretensiones ABB soporten las sobretensiones nominales con facilidad y amplio margen. La gama contiene diferentes dimensiones y permite ofrecer una gran variedad de descargadores estándar así como soluciones a la medida del cliente en lo que respecta a los niveles de protección y la capacidad energética. Esta Guía para el comprador trata sobre los descargadores de sobretensiones de alto voltaje para aplicaciones de CA normales. Para otras aplicaciones como, por ejemplo, la protección de condensadores en serie, protección de condensadores en derivación o aplicaciones de CC, tenga la amabilidad de consultar con el representante comercial de ABB. Clasificación Modelo Tensión de de descargadores 1) red máxima 2) Tensión nominal 2) Requisitos energéticos/ Intensidad de descarga eléctrica Introducción Resistencia mecánica 3) PEXLIM - Descargadores con revestimiento de polímero de silicona Excelentes para aplicaciones con requisitos de bajo peso, espacios reducidos, montaje flexible, robustez y seguridad adicional del personal Componente principal del concepto PEXLINK TM para protección de líneas de transporte de energía. HS PEXLIM - Descargadores con revestimiento de polímero de silicona de alta resistencia Ideales para aplicaciones con una gran actividad sísmica. EXLIM - Descargador con revestimiento de porcelana U m kv rms U r kv rms 10 ka, IEC clase 2 PEXLIM R Moderada ka, IEC clase 3 PEXLIM Q Alta ka, IEC clase 4 PEXLIM P Muy alta ka, IEC clase 4 HS PEXLIM P Muy alta ka, IEC clase 5 HS PEXLIM T Muy alta ka, IEC clase 2 EXLIM R Moderada ka, IEC clase 3 EXLIM Q-E Alta Nm 10 ka, IEC clase 3 EXLIM Q-D Alta ka, IEC clase 4 EXLIM P Muy alta ka, IEC clase 5 EXLIM T Muy alta ) Clasificación de descargador según IEC (corriente de descarga nominal, clase de descarga en línea). 2) A petición del cliente puede ser posible ofrecer descargadores con voltajes inferiores o superiores para aplicaciones especiales. 3) Carga de servicio dinámica máxima admisible (MPDSL). ABB Surge Arresters Guía para el Comprador Edición 5, A-2

193 Definiciones Definiciones Nota: Las normas citadas a continuación son las últimas ediciones de IEC y ANSI/ IEEE C Tensión máxima de red (Um) La tensión máxima entre fases durante el servicio normal. Corriente de descarga nominal (IEC) El valor máximo del impulso de corriente de descarga que se utiliza para clasificar el descargador. Corriente de clasificación de descarga (ANSI/IEEE) La corriente de descarga nominal que se utiliza para efectuar las pruebas de clasificación. Tensión nominal (U r ) Un descargador que cumple con la norma IEC debe resistir su tensión nominal (U r ) durante 10 s después de ser precalentado a 60 C y sometido a una inyección de energía según se define en la norma. Así, Ur debe ser como mínimo igual a la capacidad de sobretensión temporal de 10 segundos de un descargador. Además, la tensión nominal se utiliza como parámetro de referencia. Nota: La capacidad de sobretensión temporal de los descargadores EXLIM y PEXLIM sobrepasa los requisitos de IEC. Tensión de funcionamiento nominal (ANSI) Es la tensión nominal máxima admisible entre terminales para el funcionamiento de un descargador. Tensión de trabajo continuo Es la tensión de frecuencia industrial eficaz máxima admisible que se puede aplicar de forma continua entre los terminales del descargador. Esta tensión se define de distintas formas (se verifica con diferentes procedimientos de prueba) en IEC y ANSI. IEC (Uc) IEC permite al fabricante decidir la tensión U c. El valor se verifica en la prueba normalizada. Debe explicarse cualquier distribución de tensión desigual en el descargador. ANSI (MCOV) ANSI establece la tensión de trabajo continuo máxima (MCOV) para todas las características nominales de descargador utilizadas en una tabla. El valor es utilizado en todas las pruebas especificadas por ANSI. MCOV es menos estricta en lo que se refiere a la distribución de tensión desigual en un descargador. Sobretensiones temporales (TOV) Las sobretensiones temporales, a diferencia de las sobretensiones instantáneas, son sobretensiones de frecuencia industrial oscilantes de duración relativamente larga (entre algunos ciclos y varias horas). La forma más habitual de sobretensión temporal se produce en las fases sanas de una red, durante una pérdida a tierra en una o varias fases. Otras fuentes de sobretensión temporal son el rechazo de carga, la energización de líneas descargadas, etc. La capacidad de sobretensión temporal de los descargadores está indicada con la carga energética primaria en los catálogos pertinentes. Tensión residual/tensión de descarga Éste es el valor máximo de la tensión, que aparece entre los terminales de un descargador cuando pasa por él la corriente de descarga. La tensión residual depende de la magnitud y la forma de onda de la corriente de descarga. Las características de tensión y corriente de los descargadores se indican en los catálogos pertinentes. Capacidad de energía Las normas no definen de forma explícita la capacidad de energía de un descargador. La única medida especificada es la Clase de Descarga de Línea en IEC. Por regla general, esta información no es suficiente para comparar diferentes fabricantes y, por consiguiente, ABB también presenta la capacidad de energía en kj/kv (U r ). Esto se hace de tres formas distintas: Dos impulsos, según la cláusula IEC Ésta es la energía a que es sometido el descargador en la prueba normalizada de la sobretensión de trabajo (cláusula ), manteniéndose posteriormente la estabilidad térmica con la sobretensión B-1 Edición 5, ABB Surge Arresters Guía para el Comprador

194 Definiciones temporal y la U c especificadas. Energía de prueba rutinaria Ésta es la energía total a que es sometido cada uno de los bloques en nuestras pruebas de producción. Energía de impulso único Ésta es la energía máxima admisible a la que puede ser sometido un descargador en un sólo impulso con una duración de 4 ms o más, manteniéndose posteriormente la estabilidad térmica con la sobretensión temporal y la U c especificadas. Nota: Los valores correspondientes basados en la U c se obtienen multiplicando los valores del catálogo por la relación U r /U c. Capacidad de cortocircuito Es la capacidad de un descargador, en caso de producirse una sobrecarga por cualquier motivo, de conducir la corriente de cortocircuito de servicio resultante sin sufrir una ruptura violente que podría causar daños en los equipos circundantes o daños personales. Después de una operación de este tipo se debe cambiar el descargador. La corriente de cortocircuito de servicio puede ser alta o baja, dependiendo de la impedancia y las condiciones de puesta a tierra de la red. Por tanto, la capacidad de cortocircuito se verifica con diferentes niveles de corriente. Resistencia del aislamiento externo Es el valor máximo de la tensión aplicada (para una forma de onda especificada) que no genera un arco en el descargador. A diferencia de otros equipos, los descargadores están diseñados para descargar internamente y la tensión en el revestimiento no puede sobrepasar nunca los niveles de protección. Así, el aislamiento externo está autoprotegido si su resistencia es superior a los niveles de protección corregidos para la altitud de instalación. Las normas especifican los siguientes factores de seguridad adicional, excepto la corrección de altitud: IEC: 15% para impulsos cortos y 10% para impulsos largos (al nivel del mar) ANSI: 20% para impulsos cortos y 15% para impulsos largos (al nivel del mar) Nota: Los factores de corrección de altitud son 13% por m (IEC) y 10% por m (ANSI). Todos los descargadores EXLIM y PEXLIM cumplen completamente con las normas IEC y ANSI para instalaciones hasta m de altitud, normalmente con amplio margen. Características de contaminación IEC define cuatro niveles de contaminación (entre moderada y muy fuerte) y estipula la fuga requerida para revestimientos de porcelana indicada en la tabla adjunta. Nivel de contaminación Fuga específica en mm/kv (U m ) Moderado (L) 16 Medio (M) 20 Alto (H) 25 Muy alto (V) 31 Si no existen normas similares para revestimientos de polímero, la tabla también rige actualmente para esos revestimientos. La distancia de fuga es la longitud medida a lo largo del perfil externo del revestimiento y sirve de medida del comportamiento del descargador en entornos contaminados en lo que respecta al riesgo de arcos externos. Dado que el diámetro medio de los descargadores normalizados es inferior a 300 mm, la distancia de fuga específica es igual a la distancia de fuga nominal. ABB Surge Arresters Guía para el Comprador Edición 5, B-2

195 Definiciones Definitions - Descargadores para líneas de transmisión Arco inverso Se produce cuando la descarga alcanza la estructura o el cable de apantallamiento aéreo, La corriente de descarga, que fluye a través de la torre y la impedancia de la base, produce diferencias de potencial a través del aislamiento de la línea. Si se supera la resistencia del aislamiento de línea, se produce un arco, es decir un arco inverso. El arco inverso es más frecuente cuando la impedancia de la base de la torre es alta. Apantallamiento Protección de conductores de fase de las descargas atmosféricas directas; en general, mediante conductor(es) adicional(es) tendidos en la cima de las torres y conectados a tierra a través de las estructuras de torres. Ángulo de apantallamiento El ángulo incluido, generalmente entre 20 y 30 grados, entre el cable de apantallamiento y el conductor de fase. Líneas de aislamiento compactas Líneas de transmisión con espacios reducidos entre fases, y entre fase y tierra, y con menor nivel de resistencia del aislamiento que para las líneas normales para la misma tensión de red. Factor de acoplamiento Es la relación de la tensión de descarga incluida en un conductor paralelo con respecto a la de un conductor alcanzado por la descarga. Este factor se determina en base a la relación geométrica entre fase y tierra (o conductores de fase protegidos). Un valor que suele utilizarse para fines estimativos es 0,25. Capacidad de energía La energía que puede absorber un descargador, en uno o más impulsos, sin daños y sin pérdida de estabilidad térmica. La capacidad varía para diferentes tipos y duración de impulsos. Índice isoqueráunico Número anual de días con tormentas eléctricas para una región determinada. Fallo de apantallamiento Se produce cuando una descarga atmosférica alcanza un conductor de fase de una línea protegida por cables apantallados aéreos. TLA Descargadores para líneas de transmisión. Impedancia de base de la torre La impedancia vista por una sobretensión por descarga atmosférica que fluye desde la base de la torre hasta la tierra real. El riesgo de arco inverso aumenta con el incremento de la impedancia de base. Ondas viajeras Se producen cuando el rayo alcanza un tramo de línea de transmisión y una sobretensión de alta corriente es inyectada en el conductor alcanzado por la descarga. La tensión de choque y las ondas de corriente se dividen y propagan en ambas direcciones desde el terminal de impacto a una velocidad de aproximadamente 300 km por milésima de segundo con magnitudes determinadas por la corriente de impacto y la impedancia característica de línea. B-3 Edición 5, ABB Surge Arresters Guía para el Comprador

196 Selección de descargadores Procedimiento de selección simplificado Para una guía de selección detallada, véanse las publicaciones de ABB PTHVP/A 2300E y PTHVP/A 2310E. Estos catálogos contienen una lista de los descargadores normales ABB disponibles; con revestimiento de porcelana tipo EXLIM y con revestimiento de polímero de silicona tipo PEXLIM. La selección se hace con dos pasos principales: Contrastando las características eléctricas de los descargadores con los requisitos eléctricos de la red Contrastando las características mecánicas de los descargadores con los requisitos mecánicos y medioambientales de la red La selección final se refleja en la designación de tipo del descargador. Parámetros del sistema y del descargador Glosario U m Tensión máxima de red k Factor de pérdida a tierra U c U r TOV T Tensión de trabajo continuo Tensión nominal Sobretensión temporal Factor de resistencia de sobretensión temporal U ps U pl U ws U wl Nivel de protección de impulso de funcionamiento Nivel de protección de impulso de descarga Nivel de resistencia de impulso de funcionamiento Nivel de resistencia de impulso de descarga ABB Surge Arresters Guía para el Comprador Edición 5, C-1

197 Selección de descargadores Diagrama de flujo para la selección simplificada de los descargadores de sobretensiones C-2 Edición 5, ABB Surge Arresters Guía para el Comprador

198 Selección de descargadores Contrastando las características eléctricas Tensión nominal del descargador (U r ) Para cada tensión de red, las tablas Datos de protección garantizados presentan una serie de tensiones U r y tensiones de funcionamiento continuo máximas U c, todas las cuales pueden resistir con amplio margen la tensión de trabajo continuo actual (Uca). Por lo tanto, la selección de U r sólo es una función de las sobretensiones temporales aplicadas, TOV, (U tov ), considerando sus amplitudes y duración. Las sobretensiones temporales (TOV) son voltajes de larga duración generados por eventos de la red, generalmente de frecuencia industrial (p.f.) o casi de frecuencia industrial, con o sin armónicas. Los descargadores deben resistir la energía térmica generada por ellas. Normalmente una pérdida a tierra de una o dos fases produce una sobretensión temporal en la(s) fase(s) sana(s), así como en el neutro de los transformadores conectados en estrella. Su amplitud viene determinada por las condiciones de puesta a tierra de la red, y su duración por el tiempo de eliminación de la falla. Si el factor de pérdida a tierra, (k) = U tov / U ca, es de 1,4 o inferior, se considera que la red está efectivamente conectada a tierra. Generalmente esto implica una conexión sólida del neutro en la red de tierra. Todas las demás formas de conexión a tierra mediante una impedancia o sin neutro a tierra se consideran inefectivas con k = 1,73 Para redes efectivamente conectadas a tierra, el tiempo de eliminación de la falla es generalmente inferior a 1 segundo, aunque puede variar considerablemente según las redes. Los catálogos contienen una lista de valores de capacidad de sobretensión temporal para una duración de 1 y 10 segundos después de una carga energética primaria (un enfoque conservador). Para otras duraciones o para condiciones de sobretensión temporal específicas, siga este procedimiento: Considere cada sobretensión temporal por separado. En las curvas de sobretensión temporal, lea el factor de resistencia a sobretensiones temporales (T) para el tiempo correspondiente al tiempo de eliminación de la falla. U tov /T indica el valor mínimo de U r para resistir esta sobretensión temporal. Elija el valor nominal normal inmediato superior. La selección final de U r será el valor de U r más alto obtenido con los cálculos anteriores para cada sobretensión temporal. Tierra del sistema Duración del fallo Tensión de la red U m (kv) Tensión nominal mínima, U r (kv) Efectiva 1 s 100 0,8 x U m Efectiva 1 s 123 0,72 x U m Inefectiva 10 s 170 0,91 x U m 0,93 x U m (EXLIM T) Inefectiva 2 h 170 1,11 x U m Inefectiva > 2 h 170 1,25 x U m Tabla 1. La tabla indica un valor mínimo de tensión nominal del descargador (U r ). En cada caso, elija el valor nominal normal inmediato superior, según la indicación del catálogo. Nota: No seleccione un valor de U r inferior que el obtenido como se indicó anteriormente excepto si se conocen los parámetros con mayor exactitud; de lo contrario, el descargador puede sobrecargarse con sobretensiones temporales. Capacidad de energía eléctrica & clase de línea de descarga IEC clasifica los descargadores según su corriente de descarga nominal. Los descargadores de 10 y 20 ka también se clasifican según la capacidad de energía eléctrica expresada como clase de descarga de línea (2 a 5) verificada en una prueba de corriente de larga duración y una prueba normalizada de sobretensión de trabajo. En esta última, el descargador es sometido a dos impulsos de amplitud y duración determinadas, después de los cuales debe mantener la estabilidad térmica con Uc. La cifra de clase es una indicación aproximada de la energía absorbida esperada por impulso, expresada en kj/kv (Ur). Según se desprende de la Tabla 2, los descargadores ABB están probados para una capacidad de absorción de energía mucho más alta. Clasificación Tipo Clase de descarga de línea Capacidad de energía (2 impulsos) kj/kv (U r ) Gama de aplicación normal (U m ) EXLIM R kv PEXLIM R kv EXLIM Q kv PEXLIM Q kv EXLIM P kv PEXLIM P kv HS PEXLIM P kv EXLIM T kv HS PEXLIM T kv Tabla 2. Capacidad de energía de los descargadores ABB: El rango de aplicación normal es solamente orientativa. Pueden ser necesarios descargadores de clase superior, dependiendo de los parámetros específicos. ABB Surge Arresters Guía para el Comprador Edición 5, C-3

199 Selección de descargadores Contraste de las características eléctricas Aunque la capacidad de energía se define de forma distinta en ANSI, la gama de aplicación normal indicada anteriormente también se aplica a sistemas ANSI. Para casos específicos y especiales (por ejemplo, baterías de condensadores) puede ser necesario calcular la capacidad de energía según se indica en IEC y otras guías; por ejemplo la publicación PTHVP/A 2312en. Niveles de protección (Upl y Ups) Para propósitos de coordinación, considerar el nivel de protección de impulso de descarga (U pl ) de 10 ka para U m 362 kv y de 20 ka para tensiones superiores. De forma similar, los niveles de protección de impulso de trabajo (U ps ) para propósitos de coordinación varían entre 0,5 ka (para U m 170 kv) y 2 ka (para U m 362 kv). Los valores se encuentran en las tablas del catálogo y también se pueden calcular fácilmente con la Tabla 3. En este último caso, deben redondearse al alza. Clasificación Tipo Corriente de descarga nominal (I n ) U pl /U r a 10 ka p U pl /U r a 20 ka p U ps /U r EXLIM R a 0,5 kap PEXLIM R a 0,5 kap EXLIM Q a 1,0 kap PEXLIM Q a 1,0 kap EXLIM P a 2,0 kap PEXLIM P a 2,0 kap HS PEXLIM P a 2,0kAp EXLIM T a 2,0 kap Tabla 3. U pl y U ps para los descargadores ABB Márgenes de protección Márgenes de protección(en %), calculados con las corrientes de impulso de coordinación de la Tabla 3, se definen como sigue: Margen de impulsos de descarga eléctrica = ((Uwl/Upl)-1) x 100, donde Uwl es la resistencia del aislamiento externo del equipo a los impulsos de descarga. Margen de impulsos de funcionamiento = ((Uws/Ups)-1) x 100, donde Uws es la resistencia del aislamiento externo del equipo a los impulsos de funcionamiento. Nota: En las normas ANSI, U wl se indica como BIL y U ws como BSL. Normalmente los márgenes son excelentes debido a los bajos valores de U pl, U ps y a que, actualmente, la mayoría de equipos tienen valores U wl y U ws altos. Sin embargo, según la distancia eléctrica entre el descargador y el equipo protegido, el margen de U pl se reduce, con lo que los descargadores no protegen a los equipos que no están muy cerca (es decir, dentro de su zona de protección). La flexibilidad de instalación de los descargadores PEXLIM puede ser ventajosa para reducir los efectos de la distancia. También puede ser útil usar descargadores de entrada de línea. Para información más detallada acerca de esto, vea las publicaciones PTHVP/A 2310E y PTHVP/A 2120en. Nota: La reducción del efecto distancia no afecta al margen de U ps debido a que el tiempo frontal de un impulso de sobretensión de trabajo es más largo. Se recomiendan unos márgenes de protección (considerando el efecto distancia ) del orden del 20% o superior para compensar las dudas y la posible reducción de los valores de resistencia del equipo protegido debida al envejecimiento. En caso de que el tipo de descargador seleccionado no proporcionara los márgenes de protección deseados, se debe elegir un descargador con una clase de descarga de línea superior, lo cual se traduce automáticamente en un valor U pl inferior. Nota: NO usar un valor (U r ) inferior al seleccionado para intentar mejorar los márgenes, puesto que podría causar una reducción inaceptable de la capacidad de sobretensiones temporales. Para más ayuda en la selección, vea el esquema de flujo simplificado en el inicio de este capítulo. C-4 Edición 5, ABB Surge Arresters Guía para el Comprador

200 Selección de descargadores Contraste de las características mecánicas La columna de varistores debe tener un revestimiento adecuado para resistir los efectos a largo plazo de la carga de la red y las cargas del medio ambiente. Distancia de fuga externa IEC define las distancias de fuga mínimas para diferentes condiciones ambientales. Seleccione el revestimiento necesario para la fuga deseada; el mismo que se usa para otros equipos de la misma ubicación. Si los requisitos de fuga son superiores a 31 mm/kv, consulte con ABB para un diseño especial. reducir la carga estática. En el caso de los descargadores PEXLIM, la suspensión adicional reduce aún más la carga terminal estática, por lo que estos descargadores también se pueden usar para tensiones altas sin sufrir problemas mecánicos. En el caso de descargadores cortos, la resistencia mecánica de PEXLIM es aproximadamente igual a la de EXLIM. Para descargadores largos, la menor resistencia mecánica de PEXLIM se puede compensar con una instalación suspendida o por debajo, o con refuerzos especiales en la instalación vertical. Para detalles, ver la Los descargadores PEXLIM, que tienen un revestimiento altamente hidrófobo son más adecuados que los descargadores EXLIM para zonas extremadamente contaminadas, y en muchos casos es justificado utilizar una fuga inferior. Resistencia mecánica La máxima carga estática utilizable y la carga de soporte admisible (cantilever load) se indica en los catálogos relevantes y se resume en la Tabla 4. Puesto que los descargadores no conducen altas corrientes en forma continua, deberan estar equipados con conductores, abrazaderas de poco peso para publicación PTHVP/A 2120en. Tipo de descargador Resistencia de cantilever (Nm) MPDSL PSSL DPSSL EXLIM R-C n.a. EXLIM Q-D n.a. EXLIM Q-E n.a. EXLIM P-G n.a. EXLIM T-B n.a. PEXLIM R-Y n.a PEXLIM Q-X n.a PEXLIM P-X n.a HS PEXLIM P n.a HS PEXLIM T n.a Tabla 4. Carga de potencia admisible en los descargadores ABB Prueba mecánica de descargadores con revestimiento de silicona PEXLIM P. MPDSL - Carga de servicio dinámica máxima admisible. PSSL - Carga de servicio estática admisible (para descargadores PEXLIM es un valor declarado que se basa en la carga cíclica). DPSSL - Carga de servicio estática permisible declarada. ABB Surge Arresters Guía para el Comprador Edición 5, C-5

201 Procedimiento de selección simplificado Selección de descargadores Descargadores de neutro a tierra Para descargadores de neutro a tierra, la tensión recomendada es aproximadamente igual a la tensión máxima de red dividida por 3. Los descargadores de neutro a tierra recomendados en las secciones pertinentes están calculados para redes sin conexión a tierra con duración de falla relativamente larga. Las características eléctricas son idénticas a las de los descargadores estándar con la tensión nominal correspondiente. Estos descargadores tienen un valor de U c nulo y no son sometidos a sobretensiones en condiciones normales de funcionamiento. Los descargadores de neutro a tierra deben ser preferentemente del mismo tipo que los de fase a tierra. Para redes compensadas con bobina, con líneas radiales largas, rigen consideraciones especiales. Puede ser necesaria una tensión nominal más alta (20% a 40%) que la indicada. Designación de tipo La designación contiene información detallada sobre el descargador y su aplicación. Vea la figura abajo. Los descargadores normales están destinados a la instalación vertical erecta. La designación de tipo de la instalación invertida (opcional) incorpora una H después de la tensión de red (Um). Si desea otro ángulo de instalación, indíquelo en el pedido. La designación de tipo de los descargadores no estándar incorpora letras adicionales, por ejemplo: E M Familia de descargadores Datos eléctricos no normalizados Datos mecánicos no normalizados Tipo de bloque U r Código interno Nivel de contaminación según IEC Los descargadores de neutro a tierra llevan una N aquí. Para descargadores invertidos, añada aquí la letra H. PEXLIM Q192-XV245 (H) (L) U m Para descargadores de sobretensiones en líneas de transmisión, añadir aquí la letra L. Aplicaciones especiales Consulte con el representante de ABB más cercano si requiere asistencia en la selección de descargadores para aplicaciones especiales como protección de baterías de condensadores en derivación o en serie, cables y empalmes de cables aéreos, máquinas rotativas, sistemas de tracción, líneas aéreas, HVDC, etcétera, así como características de descargadores no estandarizados. Datos de pedido de descargadores En los pedidos debe indicarse como mínimo la información siguiente: Cantidad y designación de tipo Tensión nominal Tipo de terminal de línea Tipo de terminal de tierra Tipo de contador de sobretensiones (si corresponde) Tipo de base aislante (si corresponde). (La base aislante es necesaria si se requiere contador de sobretensiones y/o mediciones de corriente de fuga. Se requiere una base para cada descargador). Ejemplo de pedido A continuación, se presenta un ejemplo típico de pedido de tres descargadores PEXLIM con los accesorios correspondientes. 3 unidades PEXLIM Q192-XV245 Tensión nominal, 192 kv Tipo de terminal de línea, 1HSA L Tipo de terminal de tierra 1HSA A 3 unidades Base aislante tipo 1HSA A 3 unidades Contador de sobretensiones EXCOUNT-A Nota: Se recomienda rellenar el formulario de pedido, en la sección T-1, y adjuntarlo al pedido para asegurar que se incluyen todos los parámetros y condiciones comerciales importantes. C-6 Edición 5, ABB Surge Arresters Guía para el Comprador

202 Selección de descargadores Ejemplo de selección simple Datos de subestación: Tensión máxima de red: 145 kv Ubicación del descargador: Fase a tierra Puesta a tierra de servicio: Efectiva Tiempo de eliminación de falla de red: 1 s Distancia de fuga: mm 1 U r0 = 0,72xU m (según la tabla 1) = 0,72x145 = 104,4 kv rms. Seleccionar el valor U r estándar inmediato superior (vea Datos de protección garantizados); por ejemplo, 108 kvrms rms. 2 Según la tabla 2, para 145 kv rms se elegiría normalmente un descargador con descarga de línea de clase 2, es decir PEXLIM R. Este descargador tiene una relación U pl /U r de 2,59, o sea U pl pico de 280 kv a 10 ka (según la tabla 3). Con un U wl pico de 550 kv se obtendría un margen de protección de (550/280-1)x100 = 96 %. 3 Este margen parece excelente, pero debe tenerse en cuenta que, dependiendo del efecto de distancia y el posible envejecimiento del aislamiento, el margen se reduce a tan solo el 10% - 15% después de considerarse el efecto de distancia y según la empinadura y amplitud del impulso elegido. Por tanto, es muy importante instalar el descargador lo más cerca posible del objeto a proteger. 4 Si el margen se considera insuficiente, elija un descargador de clase 3; por ejemplo, PEXLIM Q con la misma tensión nominal de 108 kv. 5 Para una distancia de fuga de mm, por ejemplo, 20,7 mm/kv, debe seleccionarse un revestimiento YH145 (XH145 para PEXLIM Q). 6 Entonces, la designación de tipo del descargador seleccionado será: PEXLIM R108-YH145 (o PEXLIM Q108-XH145) ABB Surge Arresters Guía para el Comprador Edición 5, C-7

203 Diseño Descargador con revestimiento de porcelana Características de diseño - Descargadores con revestimiento de porcelana, EXLIM El diseño se apoya en más de 65 años de experiencia, primero con descargadores SiC, en todos los climas y condiciones del mundo. Los descargadores EXLIM hacen honor a su nombre: EXcellentes LIMitadores de tensión. Es un diseño robusto y óptimamente adaptado a los demás aparatos de las subestaciones. Cada descargador está compuesto por una o varias unidades. Cada unidad está formada por un revestimiento de porcelana que contiene una columna sencilla de bloques de ZnO sometidos a extensas pruebas rutinarias individuales durante la fabricación y separados con el número de separadores que requiere el diseño eléctrico del descargador. Por consiguiente, es necesario conectar las unidades en serie, en el orden predeterminado y marcado en las mismas. Vea las instrucciones de instalación que se entregan con cada descargador. Los descargadores largos suelen requerir (y se entregan con) anillos equipotenciales para mantener una tensión uniforme y aceptable en toda su longitud. Por consiguiente, el funcionamiento de estos descargadores sin los anillos equipotenciales puede causar averías e invalida nuestras garantías. El color normal de la porcelana es marrón, pero se puede entregar de color gris a petición. El embalaje marítimo es estándar. 1 Aislador de porcelana 2 Conducto de escape 3 Resorte 4 Bolsa de desecante 5 Chapa de cobre 6 Tapa sellante 7 Anillo sellante 8 Placas de características 9 Bloques de ZnO 10 Tapa de brida Dispositivo de sellado y alivio de presión Las bridas están cementadas en la porcelana y también envuelven el dispositivo de sellado. Vea las figuras. Para obtener un rendimiento satisfactorio, es importante que las unidades estén herméticamente selladas durante toda la vida útil de los descargadores. El dispositivo de sellado en cada extremo de cada unidad consta de una placa de acero inoxidable pretensado con una junta de goma. La placa ejerce una presión continua en la junta contra la superficie del aislador, asegurando el sellado efectivo aunque la junta se asiente debido al envejecimiento. También se usa para fijar la columna de los bloques en sentido longitudinal mediante resortes. El sellado de cada unidad se verifica después de la fabricación con pruebas rutinarias. La placa de sellado está diseñada para actuar también como sistema de alivio de sobrepresión. Si el descargador es sometido a esfuerzos que sobrepasan su capacidad nominal, se crea un arco interno. Los gases ionizados causan un aumento rápido de la presión interior, la cual a su vez produce la apertura de la placa de D-1 Edición 5, ABB Surge Arresters Guía para el Comprador

204 Descargador con revestimiento de porcelana Diseño sellado, permitiendo la salida de los gases ionizados por conductos de escape. Dado que los conductos de ambos extremos están dirigidos el uno hacia el otro, ello produce un arco externo, aliviándose así la presión interna e impidiendo el resquebrajamiento violento del aislador. Resistencia mecánica La resistencia mecánica del revestimiento, es decir, la carga de servicio dinámica máxima admisible (MPDSL), está definida según IEC Por tanto, el momento de rotura es generalmente igual al 120% de la cifra especificada. La base aislante (si se incluye) está adaptada a la resistencia del revestimiento. La carga de servicio estática admisible (PSSL), es decir el momento continuo, debería limitarse a 40% de MPDSL de acuerdo con IEC A petición del cliente se ofrecen descargadores con una resistencia mecánica superior a la indicada. invertido u otra instalación inclinada. Los descargadores EXLIM se instalan fácilmente siguiendo las instrucciones incluidas en la entrega. Para la instalación no se requieren herramientas ni instrumentos especiales. Los descargadores adecuadamente seleccionados e instalados prácticamente no requieren mantenimiento durante su vida útil y no requieren control. Sin embargo, si se desea, los descargadores se pueden controlar fácilmente en línea mediante EXCOUNT-II, que incorpora funciones para la medición de la corriente de fuga resistiva. Carga mecánica Carga horizontal (cantilever) La carga horizontal continua admisible máxima está calculada como el momento máximo continuo (estático) dividido por la distancia entre la base del descargador y el centro de la carga terminal. La magnitud de la corriente continua que pasa por un descargador es de unos pocos ma. Así, utilizando una abrazadera de terminal más ligera y/o conectando el descargador con una derivación más ligera se reducen considerablemente los requisitos de resistencia mecánica. Instalación, mantenimiento y control Los descargadores EXLIM estándar están diseñados para la instalación vertical erecta en una estructura y no requieren refuerzos. A petición del cliente se pueden suministrar descargadores EXLIM especiales para montaje suspendido, montaje Sección de una unidad EXLIM típica que ilustra los dispositivos interiores diseñados para minimizar la descarga parcial. ABB Surge Arresters Guía para el Comprador Edición 5, D-2

205 Diseño Descargador con revestimiento de silicona Características de diseño - Descargadores con revestimiento de polímero PEXLIM Los descargadores PEXLIM utilizan los mismos bloques de ZnO que los descargadores EXLIM y tienen un rendimiento eléctrico equivalente. La silicona como material aislante se utiliza desde hace más de 30 años con buenos resultados, y ABB ha decidido utilizarlo también para los descargadores. Proporciona ventajas añadidas como un peso bajo, mejores características de contaminación, mayor seguridad del personal y flexibilidad de instalación. Dos diseños básicos La familia PEXLIM de descargadores con revestimiento de silicona ABB viene en dos diseños diferentes: Diseño PEXLIM moldeado Diseño del tubo PEXLIM de alta resistencia (HS) 1 Devanado protector 2 Aislador de caucho de silicona 3 Base 4 Terminal de línea 5 Horquilla superior 6 Bloques de ZnO 7 Aro de fi bra de vidrio 8 Horquilla inferior 1 Tapa sellante 2 Aislador de caucho de silicona 3 Tubo de fi bra de vidrio 4 Terminal de línea 5 Distanciadores 6 Bloques de ZnO 7 Resorte 8 Conducto de escape E-1 Edición 5, ABB Surge Arresters Guía para el Comprador

206 Descargador con revestimiento de silicona Diseño Diseño PEXLIM moldeado Características destacadas Cada descargador está formado por una o más unidades, que a su vez pueden constar de uno o más módulos. Cada módulo contiene una columna sencilla de bloques de ZnO que son sometidos a pruebas rutinarias extensas durante la fabricación y separados con el número de separadores que requiere el diseño eléctrico del descargador. Los módulos están estandarizados en diferentes tamaños según criterios eléctricos, mecánicos y de proceso. ABB emplea un exclusivo diseño patentado para encerrar los bloques de ZnO de cada módulo con precompresión axial en una caja formada por aros reforzados con fibra de vidrio fijada entre dos horquillas que también hacen de electrodos. Los aros se envuelven con fibra de aramida, configurando un diseño de caja abierta para el módulo. Esta construcción tiene una alta resistencia mecánica y un excelente rendimiento de cortocircuito. Vea las cifras a continuación. Cada módulo es sometido a un proceso computarizado de limpieza y preparación. Seguidamente el módulo es cargado en una prensa de vulcanización altamente automatizada. La silicona es inyectada con presión y temperatura altas (proceso HTV) para una unión completa con las partes activas sin dejar vacíos internos ni bolsas de aire. Después, los módulos se ensamblan para formar unidades y son sometidos a pruebas rutinarias antes de su embalaje y envío. Para obtener un rendimiento satisfactorio, es importante que las unidades estén herméticamente selladas durante toda la vida útil de los descargadores. El proceso de moldeo HTV al vacío garantiza la hermeticidad uniendo toda la longitud entre electrodos. No queda atrapado aire ni gas alguno entre las partes activas y el revestimiento. Por consiguiente, no se requieren juntas ni retenes. Si el descargador es sometido a esfuerzos eléctricos que sobrepasan su capacidad nominal, se crea un arco interno. Debido al diseño de caja abierta, se quema fácilmente a través del material de silicona blando permitiendo que los gases resultantes sean evacuados rápida y directamente. Al mismo tiempo, las fibras de aramida impiden la expulsión explosiva de los componentes internos. Por consiguiente, no se requieren valvulas de alivio de presión para este diseño. La capacidad de cortocircuito de autoprotección es verificada en las pruebas de cortocircuito según la IEC. Sección de un módulo PEXLIM típico, que muestra los dispositivos internos y la construcción de caja abierta diseñada para mejorar la resistencia mecánica y la seguridad del personal. ABB Surge Arresters Guía para el Comprador Edición 5, E-2