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1.- INTRODUCCIÓN

El estudio de coordinación de aislamiento comprende, según [1], la selección de los niveles de aislamiento normalizados para los equipos, en relación con las sobretensiones que pueden aparecer en el sistema para el cual los equipos están diseñados, y teniendo en cuenta los dispositivos de protección disponibles (pararrayos), de tal manera que reduzca a un nivel económica y operacionalmente aceptable la probabilidad de que los esfuerzos de la tensión resultante, no causen daño en el aislamiento de éste o afecten la continuidad del servicio.

La realización de un estudio de coordinación de aislamiento, puede realizarse desde diferentes enfoques: Por un lado, mediante el cálculo numérico definido en [2], o bien, mediante el uso de un programa para el cálculo de transitorios electromagnéticos (EMTP). Éste último enfoque nos permitirá simular las sobretensiones que se producirán en los diferentes equipos de nuestra subestación en base a la topología de la misma.

La realización de un estudio de coordinación de aislamiento es una labor que conlleva mucho tiempo a la vez que recursos y por ello es necesario el establecimiento de una serie de hipótesis que reduzca el tiempo necesario para obtener los resultados de los mismos.
Los estudios de sensibilidad tratan de analizar el comportamiento de las diferentes variables e hipótesis realizadas con los siguientes fines:

  • Observar la evolución de las sobretensiones ante la variación de un determinado factor.
  • Establecer la importancia relativa de una determinada variable.
  • Establecer valores máximos o mínimos (si fuera necesario), para las diferentes variables que validen los resultados.

2.- MODELADO DE LA SUBESTACIÓN

La primera labor a realizar en un estudio de coordinación de aislamiento mediante el uso de un programa EMTP es la definición de un modelo de simulación que tenga en cuenta, tanto la tipología de la subestación así como el tipo de transitorios que se desea estudiar.

En el caso de una subestación 132/20 kV, corresponde por su nivel de tensión a la gama I según [1]. Las sobretensiones, cuyo resultado es más determinante para la selección de los niveles de aislamiento, son las causadas por los rayos:

Figura 1: Tipos de Sobretensiones Figura 1: Tipos de Sobretensiones <a href=

Los diferentes modelos de simulación para sobretensiones de tipo rápido (FFO), deben ser obtenidos con la colaboración de los diferentes suministradores de los equipos de la subestación de acuerdo con las pautas sugeridas por la IEC en [3] y en las referencias [4] a [6].
La configuración de la subestación que es objeto de estudio es:

Sistema de 132kV: Con una configuración de doble barra en intemperie y compuesto con las siguientes posiciones:

  • Dos (2) posiciones de transformador.
  • Tres (3) posiciones de línea
  • Un (1) Enlace de barras

Transformación: Dos (2) transformadores 132/20 kV de 40 MVA y grupo de conexión YNd11.

Sistema de 20 kV: Con una configuración de simple con aislamiento en SF6 y dispuesto en interior de edificio, compuesto por dos módulos de celdas con las siguientes posiciones:

  • Ocho (8) celdas de Línea por módulo.
  • Una (1) celda de transformador por módulo.
  • Una (1) celda de partición.
  • Una (1) celda de unión.

En cuanto a las líneas, se ha considera que en la parte de 132 kV, las líneas son aéreas, formando dos de las tres líneas un doble circuito. Por su parte la salida de las líneas de media tensión se produce mediante cable aéreo subterráneo.

Figura 2: Implantación de la subestación

Figura 2: Implantación de la subestación

A continuación se muestra el modelo de la subestación en el entorno gráfico del EMTP:

Figura 3: Modelo en el entorno EMTP

Figura 3: Modelo en el entorno EMTP

Previo al desarrollo de las diferentes sensibilidades, es necesario comentar, que el ejemplo utilizado es el de una configuración típica de una subestación de 132/20 kV. Dicha subestación forma parte de una red compleja, con los neutros de los transformadores puestos a tierra, e instalada, como la mayoría de las subestaciones españolas, a una altura inferior a 1000 metros sobre el nivel del mar.

Estos factores así como la instalación de pararrayos junto a las bornas de los transformadores, hacen que las sobretensiones soportadas por los transformadores estén lejos del nivel básico de aislamiento (BIL) de los transformadores situados en 550 kV para el lado de AT y 125 kV para el lado de MT.

3.- DISTANCIA AL LUGAR DE IMPACTO DE RAYO

La variabilidad en la caída del rayo puede deberse en primer lugar al desconocimiento de la tipología de las líneas en el momento de diseñar la subestación y sobre todo al carácter aleatorio de la caída un rayo.

Para el desarrollo de esta sensibilidad se consideran tres tipos de impacto de rayo:

  1. Caída de un rayo de 20 kA en fase de una línea de 132 kV
  2. Caída de un rayo de 100 kA sobre el cable de guarda de una línea de 132 kV
  3. Caída de un rayo de 20 kA sobre la fase de una línea de 20 kV

A partir de esos impactos se modifica de forma paramétrica los diferentes lugares de impacto de rayo para ver la sensibilidad frente a esta hipótesis según el siguiente esquema:

Figura 4: Distancia al lugar de impacto de rayo

Figura 4: Distancia al lugar de impacto de rayo

Los resultados de la simulación son los siguientes:

Figura 5: Sensibilidad impacto de rayo de 20 kA en fase línea de 132 kV

Figura 5: Sensibilidad impacto de rayo de 20 kA en fase línea de 132 kV

Figura 6: Sensibilidad de rayo de 100 kA en cable de guarda de la línea de 132 kV

Figura 6: Sensibilidad de rayo de 100 kA en cable de guarda de la línea de 132 kV

Figura 7: Sensibilidad de rayo de 20 kA en cable de fase de la línea de 20 kV

Figura 7: Sensibilidad de rayo de 20 kA en cable de fase de la línea de 20 kV

En función de los resultados anteriores, se puede concluir que los transformadores se encuentran bien protegidos y que no existe mucha variación en los resultados obtenidos para las diferentes distancias consideradas. Esto es debido a:

  • Efectos contrapuestos de la distancia de caída de rayo y el efecto capacitivo de la línea y el cable aislado
  • Correcto funcionamiento de los pararrayos situados junto a las bornas de los transformadores. Los valores obtenidos rondan las tensiones residuales de los pararrayos para las corrientes nominales de descarga
  • Las sobretensiones transferidas entre la media tensión y la alta tensión son despreciables

4.- LOCALIZACIÓN DE LOS PARARRAYOS

La distancia entre el pararrayos y el equipo a proteger es crítica para un correcto funcionamiento. Una sencilla aproximación lineal a este fenómeno, puede ser el sugerido en [7], donde se indica:

Figura 8: Distancia de trabajo de un pararrayos

Figura 8: Distancia de trabajo de un pararrayos

Aunque de manera habitual los pararrayos suelen colocarse junto a los transformadores, pueden existir situaciones en los que esto no sea posible. Así mismo, también han existido otros criterios de colocación de pararrayos en el pasado. Para ver de una manera simple el efecto de la ubicación de los pararrayos se van a suponer las siguientes ubicaciones:

  • Junto al transformador
  • En los embarrados de 132 kV
  • En la entrada de línea
  • Sin colocación de pararrayos

Basándonos en la caída de rayo de 100 kA sobre el cable de guarda, los resultados son los siguientes:

Tabla 1
Como ya se ha visto en apartados anteriores, la protección es adecuada en el caso de la colocación de pararrayos junto al transformador.
En el caso de la colocación de pararrayos en barras de 132 kV, en este ejemplo particular, el margen de protección es adecuado en comparación con el margen del 20% que se suele aplicar en la industria.

En el caso de la colocación de pararrayos únicamente en las posiciones de línea de 132 kV, la protección no llega a garantizar un margen de protección del 20% por lo que la vida útil del transformador en este caso se vería comprometida.

Por último, como es obvio, la situación en la que no existen pararrayos limitadores de las sobretensiones de causadas por el rayo, las sobretensiones sobrepasan por mucho los niveles de aislamiento del transformador.

5.- MODELADO DEL RAYO

Se analiza la sensibilidad en el modelado del rayo desde el punto de vista de dos de sus variables:

  • Valor de pico (kA)
  • Tiempo del frente de subida

En cuanto al valor de pico del impulso de tipo rayo, según referencias como [8] o [9] este tiene una distribución normal con los siguientes porcentajes de probabilidad de superar un valor de pico determinado:

Figura 9: Valor de pico de un impulso tipo rayo según CIGRE

Figura 9: Valor de pico de un impulso tipo rayo según CIGRE

Por otro lado, el valor de la intensidad límite para el fallo de apantallamiento según [6] viene definido por:

r = 10 • I0,65

Dónde r es la altura a la que se encuentra el cable de fase del apoyo de 132 kV. Dado un apoyo típico de 132 kV el valor de la intensidad límite pudiera considerarse como 3 kA.

La siguiente gráfica muestra los valores recogidos para diferentes valores de cresta para el caso de caída de un rayo sobre la fase de la línea de 132 kV en el caso de un rayo 8/20µs.

Figura 10: Sensibilidad frente al pico de intensidad de rayo considerado

Figura 10: Sensibilidad frente al pico de intensidad de rayo considerado

Como se puede ver, no existe gran variabilidad en cuanto a esta variable. Por otro lado, se ha de tener en cuenta el valor límite de intensidad para el fallo de apantallamiento anteriormente comentado.

En cuanto a la forma de onda, los tipos de onda normalizados para el impulso tipo rayo según [3] son las siguientes:

  • 1/20 μs
  • 4/10 μs
  • 8/20 μs
  • 30/80 μs

Se va a realizar en este caso una variación paramétrica del tiempo de subida del frente de onda para el caso de la caída de un rayo de 100 kA sobre el cable de guarda de la línea de 132 kV.

Los resultados son los siguientes:

Figura 11: Sensibilidad frente al pico de intensidad de rayo considerado

Figura 11: Sensibilidad frente al pico de intensidad de rayo considerado

Se puede observar que no es significativo el cambio de la sobretensión en ambos casos. Esto es debido al buen funcionamiento del pararrayos. Si bien cambia el frente de onda, se sigue tratando de una sobretensión de tipo rápido (FFO) y el pararrayos sigue ofreciendo la misma tensión residual frente a este tipo de perturbación.

6.- MODELADO DE LAS TORRES DE ALTA TENSIÓN

La tipología de las torres de alta tensión así como el trazado de las líneas que se conectan con una subestación eléctrica pueden ser modificados a lo largo de las diferentes fases del proyecto. Por otro lado, en la literatura, existen numerosos métodos para el cálculo de la impedancia característica que represente a las torres de alta tensión. [10].

La representación que se ha dado las torres de 132 kV es tal y cómo se muestra a continuación. La impedancia característica de cada sección y cruceta se calcula de acuerdo a [3].

Figura 12: Modelo de la torre de 132 kV

Figura 12: Modelo de la torre de 132 kV

Para hacer la prueba de sensibilidad de este modelo, se han variado los valores de las diferentes impedancias en los valores del entorno de sus impedancias calculadas para el modelo físico del apoyo. En este caso, para poner el valor la impedancia de la torre y el contorneo, se considera un rayo de 100 kA sobre el cable de guarda:

Figura 13: Sensibilidad frente a la impedancia de las crucetas de los apoyos

Figura 13: Sensibilidad frente a la impedancia de las crucetas de los apoyos

Estos resultados muestran la independencia de los resultados obtenidos al respecto del valor de la impedancia determinada para las torres. Este hecho es debido al correcto funcionamiento de los pararrayos y, por otro lado, da la posibilidad de la selección de diferentes modelos mostrados en la literatura especialista, sin tener mucha variabilidad en los datos obtenidos.

7.- IMPEDANCIA DE PUESTA A TIERRA DE LAS TORRES DE ALTA TENSIÓN

Como se ha visto en el apartado anterior, la impedancia de puesta a tierra de los apoyos es una de las variables que se ha de suponer para hacer el modelo de la simulación.

De acuerdo a [10], se puede adoptar tanto una impedancia constante o una impedancia variable.

Figura 14: Aproximación a una resistencia constante

Figura 14: Aproximación a una resistencia constante

Figura 15: Aproximación a una resistencia variable

Figura 15: Aproximación a una resistencia variable

Una aproximación simple puede ser la de utilizar una resistencia constante de 10 o 20 Ohm. En muchas ocasiones, esta aproximación se hace sin tener información sobre las características del suelo y por lo tanto de la impedancia de puesta a tierra del futuro apoyo.

La siguiente figura muestra la sensibilidad de las tensiones obtenidas ante la variación paramétrica de la impedancia de puesta a tierra:

Figura 16: Sensibilidad frente a la impedancia de puesta a tierra de los apoyos

Figura 16: Sensibilidad frente a la impedancia de puesta a tierra de los apoyos

En este caso, con el fin de observar la sensibilidad, se obvia el BIL del equipo. En este caso se puede ver como existe una disminución más importante de las sobretensiones en el caso de conseguir reducir la impedancia de puesta a tierra de los apoyos. De estos resultados se pueden obtener dos conclusiones:

  • Es adecuada, desde el punto de vista de la seguridad, la suposición de una impedancia de puesta a tierra de 20 ohm.
  • Una disminución en las impedancias de puesta a tierra en los apoyos, puede ser una solución a subestaciones en las existan problemas de sobretensiones y conseguir así niveles de aislamiento económicamente más favorables.

8.- MODELO DE CEBADO INVERSO

En el caso de las caídas de rayos sobre el cable de guarda, las sobretensiones vienen producidas una vez se produce el cebado inverso de las cadenas de aisladores de los apoyos. El modelado para este cebado inverso, puede tener su importancia.

En el modelado y las simulaciones realizadas anteriormente, se ha supuesto el modelado de este cebado inverso mediante un interruptor controlado por tensión. En la figura 12 de este documento se puede ver esta descripción. Este interruptor se cierra al llegar a la tensión de contorneo del aislador, sin tener en consideración la evolución temporal de la tensión sobre el aislador.

Existen modelados más detallados sobre el comportamiento de los aisladores en el caso del cebado inverso que tienen en cuenta la evolución temporal.

El comportamiento de ambos tipos de modelos para el caso de un aislador de 132 kV podría ser como sigue:

Figura 17: Modelo de cebado inverso independiente del tiempo

Figura 17: Modelo de cebado inverso independiente del tiempo

Figura 18: Modelado de cebado inverso dependiente del tiempo

Figura 18: Modelado de cebado inverso dependiente del tiempo

Con este tipo de modelo, pueden darse cebados inversos en casos en los que, por ejemplo, el tiempo de cola es más elevado, o cuando si bien no se lleva a la tensión de contorneo, esta se mantiene en un valor muy cercano durante un determinado intervalo de tiempo.

El resultado de comparar ambos tipos de modelos se puede ver a continuación variando la intensidad de pico del rayo sobre el cable de guarda.

Figura 19: Comparativa de sobretensiones en el transformador

Figura 19: Comparativa de sobretensiones en el transformador

Se puede ver que en el caso del cebado inverso dependiente del tiempo, se produce el contorneo a partir de una corriente de pico de 41 kA, mientras que para el caso del interruptor controlado por tensión, el contorneo se produciría a partir de los 46 kV. A partir de esos valores de pico, los valores de tensión en los transformadores son similares a la tensión residual de los pararrayos.

Esta sensibilidad tiene especial significado en el caso de una aproximación estocástica, no determinista, a las sobretensiones causadas por rayos. En estos casos se simulan caídas de numerosos rayos de diferente tipología para obtener las diferentes tasas de fallo en las líneas.

9.- BIBLIOGRAFÍA

[1] IEC 60071-1: 2011 “Coordinación de aislamiento. Parte 1: Definiciones, principios y reglas”.

[2] IEC 60071-2: 1999 “Coordinación de aislamiento. Parte 2: Guía de aplicación”.

[3] IEC 60071-4: 2004 “Insulation co-ordination. Part 4: Computational guide to insulation co-ordination and modelling of electrical networks”.

[4] A. Greenwood, “Electrical Transients in Power Systems”, John Wiley and Sons, 1991.

[5] J. A. Martínez Velasco (Editor), “Computer Analysis of Electric Power System Transients: Selected Readings”, IEEE Press, 1997.

[6] J. A. Martínez Velasco (Coordinador), “Coordinación de aislamiento en redes eléctricas de alta tensión”, Mc Graw Hill, 2007.

[7] Walter Schmidt, Felix Greuter “Nuevos enfoques de la protección contra sobretensiones”. ABB en la Revista 1/2002

[8] CIGRE 549 “Lightning Parameters for Engineering Applications” WG C4.407.August 2013

[9] CIGRE 63 “Guide to procedures for estimation the lightning performance of transmission lines”

[10] J. A. Martínez Velasco (Editor), “Power System Transients Parameters Determination”, CRC Press, 2010.

Miguel Ángel Jimeno HidalgoIngeniero Técnico Superior Industrial por la Universidad Politécnica

Ingeniero Técnico Superior Industrial por la Universidad Politécnica de Madrid, pertenece a la promoción de 2007.

Graduado en Administración y Dirección de Empresas por la UNED. Es responsable Electromecánico y Referente en Coordinación de Aislamiento en el departamento de Subestaciones de Iberdrola Ingeniería y Construcción desde 2007.