• Sistema sólidamente aterrizado.
• Pararrayos de Oxido de Zinc (ZnO).
• Tensión máxima de 245 kV.

La tensión nominal de los pararrayos de ZnO, R, se encuentra teniendo en cuenta los siguientes parámetros:

La tensión nominal del pararrayos R, se elige seleccionando el mayor valor entre R_o y R_e.

donde Ko es el factor de diseño según el fabricante el cual debe ser especificado por este. Un valor de Ko normalmente encontrado es 0.8.

donde Kt es la capacidad del pararrayos contra sobretensiones temporales el cual depende del tiempo de duración de la sobretensión.

Kt = 1.15 para 1 segundo.

Kt = 1.10 para 10 segundos.

Kt = 0.95 para 2 horas.

3.1.1. NIVEL DE PROTECCIÓN PARA IMPULSO TIPO ATMOSFERICO (NPR o LIPL)

El NPR de un pararrayos ZnO es considerado, en términos generales y para efectos de coordinación de aislamiento como el mayor entre los siguientes valores:

• Tensión máxima residual para impulsos escarpados (1/(2-20) m s) de corriente dividido en 1.15. Para efectos prácticos es igual a 1.1*Tensión máxima residual 8/20m s.
• Tensión máxima residual para impulsos atmosféricos a la corriente nominal de descarga 8/20m s.

3.1.2. NIVEL DE PROTECCIÓN PARA IMPULSO DE MANIOBRA (NPM o SIPL)

El NPM para un pararrayos de ZnO se obtiene así:

• Sistema con tensión máxima menor de 145kV, máximo voltaje residual con impulso de corriente de maniobra (30/60m s) de 0.5 kA.

• Sistema con tensiones entre 145kV y 362kV el impulso de corriente de maniobra debe ser de 1kA.
• Sistemas con tensiones superiores, el impulso de corriente de maniobra debe ser de 2kA.

De acuerdo a la tabla 4, la tensión nominal del pararrayo R, queda normalizada así:

NPM (SIPL) = 374 kV.

La corriente nominal nos fija los esfuerzos térmicos que debe soportar una instalación eléctrica en las condiciones de operación normal mas desfavorables.

Con base en su valor se determinan la sección de las barras colectoras y las características de conducción de corriente de los equipos (interruptores, seccionadores, transformadores de medida, etc.).

Debido a las condiciones de capacidad de las cargas a alimentar, que en nuestra subestación va a ser de 400 MVA a un nivel de tensión de 220 kV, la corriente nominal de la subestación es aproximadamente de 2 kA.

Como el diseño de la Subestación Paez es de configuración interruptor y medio, esta consta de 2 diámetros, de esta manera la corriente a manejar por los equipos son:

• TRANSFORMADOR DE CORRIENTE:

• SECCIONADORES

• INTERRUPTORES

COORDINACION DE AISLAMIENTO: Comprende la selección de la soportabilidad o resistencia eléctrica de un equipo y su aplicación en relación con las tensiones que pueden aparecer en el sistema en el cual el equipo será utilizado, teniendo en cuenta las características de los dispositivos de protección disponibles, de tal manera que se reduzca a niveles económicos y operacionalmente aceptables la probabilidad de que los esfuerzos de tensión resultantes impuestos en el equipo causen daño al aislamiento o afecten la continuidad del servicio.

Los tres niveles de sobretensión considerados en la coordinación de aislamiento son:

• Nivel 1: También llamado nivel alto. Se utiliza en los aislamientos internos, no autorecuperables (sin contacto con el aire), de aparatos como transformadores, cables o interruptores.
• Nivel 2: También llamado medio o de seguridad. Esta constituido por el nivel de aislamiento autorecuperable de las partes vivas de los diferentes equipos, que están en contacto con el aire. Este nivel se adecua de acuerdo con la altura sobre el nivel del mar de la instalación y se utiliza en todos los aisladores de aparatos, barrajes y pasamuros de la subestación que están en contacto con el aire.
• Nivel 3: También llamado bajo o de protección. Esta constituido por el nivel de operación de los explosores de los pararrayos de protección.

3.4.1. TENSIÓN SOPORTADA AL IMPULSO TIPO ATMOSFÉRICO (BIL o LIWL)

Es el valor pico de tensión soportada al impulso atmosférico el cual caracteriza el aislamiento del equipo en lo que se refiere a pruebas. Esta tensión se especifica solamente en seco, ya que la soportabilidad de los equipos a estos impulsos, de manera muy general, se afecta poco por la lluvia.

3.4.2. TENSIÓN SOPORTADA AL IMPULSO TIPO MANIOBRA (BSL o SIWL)

Es el valor pico de tensión soportada al impulso tipo maniobra, el cual caracteriza el aislamiento del equipo en lo que se refiere a pruebas. Esta tensión se debe especificar en seco y/o bajo lluvia, ya que la soportabilidad de los equipos de maniobra tiende a reducir bajo una lluvia de elevada precipitación. Normalmente la condición en seco se prueba para impulsos de polaridad positiva y la condición bajo lluvia para impulsos de polaridad negativa.

3.4.3. FACTOR DE SEGURIDAD

Son las relaciones entre las tensiones soportadas con impulsos tipo maniobra o atmosféricos y las tensiones máximas encontradas.

Como la subestación Paez tiene un nivel de tensión de 220kV, se utilizara el método convencional.

Se aplica un factor de seguridad (K_I) para relacionar el NPR y el BIL. Este factor tiene un rango entre 1.2 y 1.4 siendo 1.25 un valor normalmente aplicado. Para niveles de tensión inferiores a 52kV, el valor K_I más utilizado es 1.4.

Se aplica un factor de seguridad K_M para relacionar el NPM y el BSL. Donde K_M = 1.15.

Existe un factor de seguridad que relaciona el BSL y el BIL y que depende del medio aislante así:

Equipos sumergidos en aceite, K=0.83

Equipos aislados al aire, K=0.6 a 0.75.

A continuación se escribe el procedimiento general para determinar el BIL de un equipo. Este procedimiento es valido para alturas inferiores a 1000 metros sobre el nivel del mar.

1. Obtener el NPR y el NPM del pararrayos.
2. Determinar el K_I y el K_M deseados.
3. Obtener el nivel mínimo de aislamiento al impulso atmosférico : BIL= K_I*NPR.
4. Elegir el valor normalizado por encima del BIL encontrado, obteniéndose así el BIL normalizado del equipo en consideración (BIL_N).
5. Obtener el nivel mínimo de aislamiento al impulso de maniobra: BSL=K*BIL_N.
6. Obtener la relación entre BSL y NPM: K_F=BSL/NPM.
7. El valor determinado en el paso anterior debe ser mayor o igual a K_M: K_F³ K_M.
8. Si no se cumple la anterior relación se debe incrementar el BIL encontrado en el paso 4 en un nivel superior y repetir, con este nuevo valor, los pasos 5 y 6. Este incremento del BIL se debe efectuar de modo iterativo hasta obtener el K_F³ K_M.
9. Es suficiente con especificar el BIL del equipo ya que el BSL esta directamente relacionado.

Para el diseño de la Subestación Paez, se determinara el BIL con el procedimiento anterior así:

NPM del pararrayos: 374kV

NPR del pararrayos: 442kV

Factor de Seguridad (K_I): 1.25 Para sistemas mayores a 52kV.

Factor de Seguridad (K_M): 1.15

Factor de Seguridad (K): 0.65

BIL=K_I*NPR=1.25*442kV= 552.5kV

BIL Normalizado 1050kV

BSL=K*BIL_N=0.65*1050kV= 682.5kV

K_F=BSL/NPM=682.5kV/374kV= 1.82

K_F³ K_M 1.82 ³ 1.15

El BIL seleccionado será de 1050kV

Cuando se expresa mas de un nivel de aislamiento, el nivel mas alto debe seleccionarse para factores de falla a tierra mayores a 1.4

Según la Tabla 5, niveles de aislamiento normalizados por la IEC, se obtendrán los siguientes valores:

Voltaje Nominal: 220kV

Voltaje Máximo: 245kV

U_m*Ö 2/Ö 3=U_n (Valor pico) 200kV

V.Impulso (Valor pico) 1050kV Aislamiento pleno al impulso

900kV Aislamiento reducido al impulso

V.rms (Valor pico) 460kV Aislamiento pleno a baja frecuencia

390kV Aislamiento reducido a baja frecuencia

Los niveles de tensión determinan las necesidades de aislamiento que garantizan la operación confiable y segura para el personal y el equipo instalado en una subestación. Dicho aislamiento impone la especificación de materiales aislantes y fde distancias entre los diferentes elementos de patio, de tal forma que los gradientes de tensión a los cuales están sometidos no rompan la rigidez dieléctrica del material aislante. Dicho de otro modo, los niveles de tensión y el material aislante determinan las distancias entre los diferentes elementos de patio de una subestación. A su vez, dichas distancias en conjunto con la potencia de trabajo determinan el tamaño de los equipos a utilizar.

En tal sentido, los principales factores a considerar en el dimensionamiento de una subestación son las distancias criticas fase - fase y fase - tierra que deben existir en la subestación para garantizar un nivel de aislamiento adecuado y las distancias de seguridad requeridas para las labores de revisión y mantenimiento sin peligro alguno para el personal.

3.6.1. DETERMINACION DE DISTANCIAS DIELECTRICAS EN SUBESTACIONES

Para obtener la adecuada coordinación de aislamiento en una subestación es necesario fijar las distancias a través del aire entre partes vivas de fases diferentes y entre partes vivas de fase y tierra. Para ello vamos a definir ciertos conceptos que se utilizan para comprender el problema.

• Tensión critica de flameo (TCF) : Es la tensión obtenida en forma experimental que presenta una probabilidad de flameo del 50%.

• Distancia de fase – tierra (m) :

• Distancia de fase – fase (m) : Para los barrajes flexibles hay que tomar los desplazamientos debidos al viento o a los sismos. Para ello las distancias mínimas de diseño se pueden expresar como el producto de un factor que varia de 1.8 a 2 por la distancia mínima de fase a tierra dada de acuerdo con la altura sobre el nivel del mar del lugar de la instalación, para los niveles de tensión nominal U_N £ 230kV.

• Distancias criticas para conductores flexibles (m) : En la determinación de la distancia dieléctrica para conductores flexibles se debe tener en cuenta, además del BIL de la subestación, la flecha máxima del conductor. La siguiente formula empírica se aplica para obtener la separación mínima que debe existir entre dichos conductores:

3.6.2. DISTANCIAS DE SEGURIDAD

Se entiende como distancia mínima de seguridad aquellos espacios que se deben conservar en las subestaciones para que el personal pueda circular y efectuar maniobras sin que exista riesgo para sus vidas. Las distancias de seguridad a través de aire están compuestas por dos términos: el primero es la distancia mínima de fase a tierra, correspondiente al nivel de aislamiento al impulso de la zona. El segundo termino se suma al anterior y dependen de la talla media de los operadores.

Las distancias mínimas de seguridad se pueden expresar con las siguientes relaciones:

D = d + 0.9

H = d + 2.25

D, es la distancia horizontal en metros que se debe respetar en todas las zonas de circulación.

H, es la distancia vertical en metros que debe respetarse en todas las zonas de circulación. Nunca debe ser menor de 3 metros.

d, es la distancia mínima de fase a tierra correspondiente al BIL de la zona.

Para nuestro diseño:

D =2.2 m + 0.9 = 3.1m

H =2.2 m + 2.25 = 4.45m

La distancia mínima para vehículos será:

D = (d+0.7) + 0.9 = (2.2+0.7) + 0.9 = 3.8m

H =(d+0.7) + 2.25 = (2.2+0.7) + 2.25 = 5.15m

La distancia mínima para áreas de trabajo será:

D = (d+1.75) + 0.9 = (2.2+1.75) + 0.9 = 4.85m

H = (d+1.25) + 2.25 = (2.2 + 1.25) + 2.25 = 5.70m

Este punto se refiere al dimensionamiento de las distancias entre partes vivas que se requieren en instalaciones convencionales (ya sea interiores e intemperie). No se tiene en cuenta las instalaciones encapsuladas o aisladas en gas. La determinación de estas dimensiones se efectúa mediante el calculo de las distancias dieléctricas entre las partes vivas del equipo y entre estas y las estructuras, muros, rejas y el suelo, de acuerdo con el siguiente orden.

1. Distancia entre fases.
2. Distancia entre fase y tierra.
3. Distancia de seguridad.
4. Altura de los equipos sobre el nivel del suelo.
5. Altura de las barras colectoras sobre el suelo.
6. Altura de remate de las líneas de transmisión que llegan a la subestación.

Los tres primeros numerales ya han sido tratados y veremos los tres restantes.

Esta altura se considera también como el primer nivel de barras (h_s).

La altura mínima h_s, de las partes vivas sobre el nivel del suelo en ningún caso debe ser inferior a 3 metros, si no se encuentran aisladas por barreras de protección. La altura mínima de la base de los aisladores que soportan partes vivas no debe ser menor de 2.25 metros.

Prescindiendo de las tablas, la altura mínima de las partes vivas de cualquier equipo se calcula de acuerdo con la siguiente expresión:

h_s = 2.30 + 0.0105*U_m

donde U_m es la máxima tensión de diseño del equipo en cuestión.

h_s = 2.30 + 0.0105*245kV = 4.87m

La altura de las barras sobre el nivel del suelo debe considerar la posibilidad de que al pasar una persona por debajo de las barras, esta reciba la sensación del campo eléctrico. La expresión que proporciona la altura de las barras colectoras (h_e), considerando la sensación de campo eléctrico es la siguiente:

h_e= 5.0 + 0.0125*U_m

h_e= 5.0 + 0.0125*245kV = 8.1m

Los conductores de las líneas de transmisión que llegan o salen de una subestación no deben rematar a una altura h_I inferior a 6m. Dicha altura se puede obtener de la relación:

h_I = 5.0 + 0.006*U_m

h_I = 5.0 + 0.006*245kV = 6.5m

En las tablas 7 y 8 se presentan las dimensiones mas importantes de interruptores y seccionadores tipo exterior, tomadas de catálogos de fabricantes. Dichas dimensiones son susceptibles de variación en la medida en que se presentan los avances tecnológicos, tanto de los principios de operación como de los materiales aislantes.

En la tabla 9 se resumen los datos utilizados en dimensionamiento de subestaciones y para el efecto se tomaran los valores máximos dados por los fabricantes de subestaciones de 220kV y 115kV.

3.9.2. DETERMINACION DEL ANCHO DE CAMPO DE LAS SUBESTACIONES

El ancho de campo de una subestación es la distancia entre los ejes de las columnas que forman el pórtico de entrada de línea y esta determinado por la configuración, las dimensiones de los equipos y los tipos de barraje utilizados.

Seccionadores Centrados con respecto al eje de los pórticos : Esta ubicación corresponde a los seccionadores de línea, y se calculan el ancho de la subestación de la siguiente manera:

L₁ = 2540mm

L₁/2 = 1270mm

d_F-F = 2444mm

d_F-T = 1955mm

Ac = 1400mm

Distancias entre seccionadores :

d_ss = L₁/2 + d_F-F = 1270 + 2444 = 3714mm @ 4000mm

Distancia entre columna y seccionador de fase exterior :

d_c-s= d_c-e = L₁/2 + X + Ac/2 = 1270 + 1870 + 700 = 3840mm @ 4000mm

d_c-s= d_c-e = Distancia entre columna y seccionador de fase exterior.

3.9.3. DETERMINACION DE LA ALTURA DEL CAMPO

La altura de los pórticos de un campo esta determinada principalmente por el tipo de conductores que se utilicen, así como el numero de niveles de conexión que requiere la configuración de la subestación.

El primer nivel de conexión que se encuentra en una subestación esta conformado por la conexión entre equipos cuya altura se determina por las distancias de seguridad descritas anteriormente.

Así, la altura mínima para la conexión de equipos será:

Nivel de Tensión 220kV

Tensión Máxima (U_m) 245kV

h_s = d_F-T + 2.25 4.2m

h_s = 2.30 + 0.0105*U_m 4.87m

Altura del Interruptor Seleccionado (H₁) 4.9m

El segundo nivel de conexión generalmente esta conformado por los barrajes, cuya altura debe estar sobre el nivel del equipo en una distancia por lo menos igual a la distancia mínima fase – fase, cable – cable, siendo la aplicación mas simple cuando se utilizan barrajes y conexiones a equipos rígidos. Cuando se tienen conductores flexibles es necesario tener en cuenta la flecha de los barrajes, la conexión de los seccionadores de campo a la fase mas apartada del barraje y el acercamiento de estas conexiones a los puentes bajo las estructuras de soporte de barras (en algunos casos se recomienda instalar un aislador de poste en la conexión de seccionador a la fase del barraje mas alejado para evitar estos acercamientos).

Para calcular las alturas del segundo nivel podemos utilizar nuevamente las expresiones conocidas:

Nivel de Tensión 220kV

Tensión Máxima (U_m) 245kV

H_s2 = d_F-T + 2.25 + H_s 9.59 @ 10.0m

H_s2 = 5.00 + 0.0125*U_m 8.06m

Altura de Barras 10m

El tercer nivel de conexiones generalmente esta conformado por templas superiores, cuya altura debe ser superior a la de los barrajes en por lo menos la distancia mínima fase – fase, cable – cable, mas la flecha máxima de la templa.

Nivel de Tensión 220kV

Tensión Máxima (U_m) 245kV

H_s3 = H_s2 + d_F-F + Y_o 13.9 @ 14.0m

H_s3 = H_s2 + d_F-F + Y_o + 2.25 16.15 @ 17m

3.9.4. DETERMINACION DE LA LONGITUD DEL CAMPO

La longitud de campo esta determinada por la configuración de la subestación y por las distancias entre los diferentes equipos. Dicha longitud no se determina por las distancias mínimas o de seguridad, sino mas bien por razones de mantenimiento, montaje y estética. Para el montaje y mantenimiento se recomienda que los terminales de los equipos sean accesibles por el personal desde cualquier punto. Se considera como una distancia aceptable entre los terminales de equipo 1.5m. Partiendo de esta base y considerando las dimensiones de los diferentes equipos, se puede determinar la distancia entre equipos de un mismo campo. Cuando se tienen equipos de aspecto exterior similar, por ejemplo transformadores de instrumentación y pararrayos, pero de dimensiones ligeramente distintas, es posible por razones estéticas adoptar distancias iguales entre estos equipos.

3.9.5. APANTALLAMIENTO O BLINDAJE DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS.

En nuestro estudio de coordinación de aislamiento incluimos la descripción de las sobretensiones que pueden afectar al sistema de potencia. Ellas son:

• Descargas atmosféricas (Sobretensiones atmosféricas)
• Maniobra de conexión y desconexión de sistema (Sobretensiones por maniobra)
• Perturbaciones ocurridas durante la operación normal (Sobretensiones a frecuencia industrial)

El objetivo del pararrayos es el de atrapar las ondas entrantes producidas por una descarga atmosférica o por una operación de swicheo, transmitidas por los conductores y enviarlas a tierra para impedir que dañen el aislamiento de los equipos. Pero el pararrayos no protege el equipo de una descarga directa. El objetivo del blindaje es proporcionar la protección adecuada a los equipos contra las descargas directas creando un nivel de potencial cero por encima de estos (lo mismo aplica para líneas de transmisión).

Cable de Guarda : Son cables desnudos ubicados sobre el equipo a proteger y conectados a tierra a través de los pórticos de la subestación, formando una red que actúa como blindaje para proteger las partes vivas de la subestación de las descargas atmosféricas directas, reduciendo la probabilidad de la caida de un rayo sobre los conductores de fase. La red de cables de guarda actua como contraparte del sistema de tierra.

Las características más importantes de los cables de guarda son:

• Protegen a lo largo de todo el cable.
• Su costo es bajo: son conductores livianos con tensiones de templas bajas, por lo que no requieren estructuras muy fuertes.
• Aprovechan los pórticos como estructuras de soporte y sólo requieren de un castillete adicional.
• Las estructuras para templas se pueden ubicar relativamente alejadas unas de otras (60m o más).
• La corriente del rayo se divide en dos direcciones con lo cual la corriente que debe disipar cada estructura se reduce aproximadamente a la mitad.
• La impedancia característica presentada al rayo es notablemente inferior (cerca de la mitad de la que presentaría una sóla estructura), reduciendo asi la inductancia de la estructura y, en consecuencia, el riesgo de flameo inverso en los dos aisladoresen suspensión, fenómeno que se puede producir cuando hay descargas repetidas a través del mismo canal ionizado por el rayo.
• La presentación de los cables de guarda no contrasta con las líneas por lo que no desmejora la estetica de la subestacion.
• Para proteger áreas pequeñas y aisladas de la subestación, el cable de guarda puede no resultar mas económico que las puntas.
• Mejora las condiciones de la malla a tierra al disipar parte de la corriente de secuencia cero en casos de cortocircuito a tierra.