Aplicación de pararrayos de línea con gapless externo

INMR Español, Pararrayos

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A pesar de que la creciente demanda de energía y calidad ha generado la necesidad de una mayor capacidad de transmisión, a menudo, el montaje de líneas aéreas nuevas en muchos países se ve, hoy en día, limitado por la oposición pública y las normas medioambientales. Así, se hace necesario que las empresas eléctricas busquen otras oportunidades como, por ejemplo, modernizar los sistemas existentes. Al mismo tiempo, incluso cuando se resuelven los problemas de aceptación pública, actualmente los diseñadores de línea crean, y se les pide que creen, conceptos nuevos para reducir la huella y el impacto visual de las estructuras. En este sentido, muchas veces la compactación y la modernización implican volver a considerar el diseño de las torres que han permanecido más o menos sin cambios durante décadas. Afortunadamente, los avances en las tecnologías de los aisladores poliméricos y los pararrayos contra sobrevoltajes han permitido que las líneas compactas se hayan convertido en una alternativa realista a los diseños estándares y ofrezcan estructuras más discretas y estéticas. Además, debido al principio operativo de los pararrayos contra sobrevoltajes, se pueden reducir de manera significativa las distancias entre las estructuras y las distancias de arco del aislador, además de mejorar la disponibilidad. Así, la integración de pararrayos puede ayudar a avanzar en el concepto de una línea compacta.

En este artículo editado para INMR, escrito por Siemens Energy en Alemania, se revisan las oportunidades para optimizar la capacidad de la línea de transmisión, así como la calidad de la energía. También abarca algunos de los desafíos técnicos que se deben resolver cuando se implementan soluciones compactas en el sistema eléctrico.


Mitigación de sobrevoltajes con pararrayos contra sobrevoltajes

En la Figura n.° 1 se muestran los tipos de sobrevoltajes que pueden ocurrir en un sistema eléctrico de alta tensión (curva roja) versus su duración y los compara con los equipos típicos y los voltajes soportados del pararrayos (curvas azul y verde, respectivamente).

Fig. 1: Representación de la magnitud de los voltajes y sobrevoltajes en sistema eléctrico de alta tensión versus la duración (1 p.u. = √2 Us / √3.

Como es evidente, el voltaje soportado de la aislación de los equipos de la subestación se excede de manera significativa durante los sobrevoltajes por rayo o de maniobra. Sin embargo, con la aplicación de pararrayos contra sobrevoltajes, se pueden reducir de manera segura estos sobrevoltajes. De hecho, la aplicación convencional de pararrayos tipo estación pretende proteger los activos costosos de una subestación como, por ejemplo, los transformadores y los dispositivos de distribución aislados en gas.

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Por el contrario, la aplicación de pararrayos contra sobrevoltajes de línea (LSA) tiene un propósito completamente diferente: evita los arcos eléctricos de las correas del aislador a lo largo de la línea de transmisión que se producen por los golpes de rayos. Cuando los LSA se instalan en las líneas de transmisión con múltiples circuitos, estos son una excelente solución para eliminar cualquier posibilidad de fallas de doble circuito. También se pueden utilizar en líneas EHV para controlar los factores que provocan sobrevoltajes por maniobras. Hasta ahora, el área principal de aplicación de los LSA ha sido una modernización para mejorar el desempeño de las líneas existentes ante la presencia de rayos. Para estas aplicaciones se requiere analizar los parámetros de la línea e investigar las condiciones medioambientales para optimizar la configuración y la eficacia. En la Figura n.° 2 se muestra un esquema de una línea de transmisión apantallada equipada con LSA. Estos se instalan en paralelo y al lado de las correas del aislador para evitar una falla de la pantalla en caso que un rayo golpee el conductor de fase directamente.

Fig. 2: TLA que ayudan a prevenir las fallas por arcos eléctricos en los aisladores

Estos son dos escenarios básicos para describir los arcos eléctricos por rayos: arco eléctrico directo (también conocido como falla de pantalla) y arco inverso, si un rayo golpea el cable apantallado o la parte superior de la torre. Las tasas de arcos inversos de un aislador se pueden reducir de manera efectiva con líneas aéreas apantalladas en áreas con una actividad alta de rayos o donde existe una mala resistencia a pie de torre. Por ejemplo, los pararrayos se pueden ubicar en todas las fases o, de manera alternativa, solo en la(s) fase(s) con el coeficiente de acoplamiento más bajo a los cables apantallados (normalmente, la fase inferior en las áreas con resistencia a pie de torre alta. En estas situaciones, es importante aplicar pararrayos no solo en las estructuras en las áreas de resistencia alta a pie de torre, sino que también en una o dos de las estructuras con una resistencia a pie de torre buena (es decir, baja) ubicada(s) justo al lado de aquellas estructuras que tienen una resistencia a pie de torre alta. Esto evitará los arcos eléctricos en las estructuras con resistencia baja que son causados por la operación del pararrayos en aquellas estructuras con una resistencia a pie de torre alta. Mientras más alta sea la resistencia a pie de torre, más alta es la energía que cada LSA individual absorbe.

Un arco eléctrico directo ocurre cuando un rayo golpea el conductor de fase. Los arcos eléctricos de un aislador, provocados por “fallas de pantalla” se observan principalmente en líneas de transmisión no apantalladas, pero también ocurren, aunque no frecuentemente, en líneas apantallas que aún experimentan golpes de rayos directos al conductor de alta tensión. Los golpes directos de rayos a conductores de fase ocurrirán de manera mucho más frecuente en el caso de las líneas de transmisión y distribución no apantalladas que en las líneas apropiadamente apantalladas ya que estas líneas no están protegidas contra los rayos. En esos casos, se pueden utilizar pararrayos de línea para abordar el arco eléctrico por falla de pantalla al aplicar pararrayos en las fases más altas expuestas.

Se observan otros casos de arco eléctrico del sistema inducido por los golpes de rayos en las torres con múltiples circuitos, como por ejemplo, en aquellas con una línea de distribución por debajo o sobre líneas de transmisión con circuito doble. Este último escenario, por lo general, tiene un impacto grave en el sistema de transmisión completo. Los pararrayos de línea se pueden utilizar de manera efectiva en las líneas de transmisión de circuito doble y se instalan en las tres fases de un circuito para evitar el riesgo de fallas dobles del sistema. Este enfoque se puede aplicar para todas las nominaciones de voltaje de sistema, incluidos los EHV.

En los casos en los que una línea de distribución comparte una torre o un poste con un circuito de transmisión apantallado, no es probable que se golpeen los conductores de distribución directamente ya que están protegidos por la pantalla del circuito de transmisión que está más arriba. Sin embargo, la línea de distribución aún está propensa a arcos inversos ya que el acoplamiento entre los conductores de distribución y los cables apantallados es débil. Además, la resistencia de la aislación en la línea de distribución es menor que en la línea de transmisión. Una vez que un conductor de distribución hace un arco eléctrico, el acoplamiento a los conductores de transmisión aumentará y se minimizará el riesgo de un arco inverso en el circuito de transmisión. En este sentido, el desempeño del circuito de transmisión en condiciones de rayo puede mejorar pero a expensas del circuito de distribución que está por debajo. Este problema se puede evitar de manera confiable al aplicar pararrayos de línea en, al menos, una de las tres fases de cada torre o poste en el circuito de distribución que va por debajo.

Existen disponibles dos diseños de LSA diferentes, ambos con sus respectivas ventajas y desventajas:
• los pararrayos de línea sin gapless (NGLA), también llamados sin explosores; y
• los pararrayos de línea con gapless externo (EGLA)

Los pararrayos de línea sin gapless, al igual que con un pararrayos de línea de una estación, tienen una conexión directa a un conductor de voltaje alto y están puestos a tierra a la torre en el otro lado (ver las Figuras n.° 3 y 4). A diferencia de una subestación, que no puede operar sin pararrayos tipo estación debido al riesgo que esto genera para los activos costosos, una línea de transmisión se puede operar sin LSA. Dicho esto, los NGLA se equipan con un dispositivo que opera inmediatamente y desconecta el LSA del voltaje del sistema en caso de una sobrecarga térmica o una falla del pararrayos. Esto permite volver a energizar la línea aérea afectada y operarla hasta que se pueda programar el cambio.

Fig. 3: Los NGLA que cuelgan de la línea de transmisión están puestos a tierra a la torre de 500 kV.
Fig. 4: NGLA montado en torre y conectado con conductor a línea de transmisión de 123 kV.

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Pararrayos de línea con gapless externo

Los pararrayos de línea con gapless externo (EGLA) se definen en la IEC 60099-8 como “un dispositivo de protección contra rayos que consta de dos componentes individuales: una parte activa llamada unidad de varistores en serie (SVU), que representa la parte del pararrayos contra sobrevoltajes y un gapless externo en serie”.

Fig. 5: Configuración estándar de un EGLA

La principal diferencia entre un NGLA y un EGLA es el gapless en serie externo que aísla la SVU del sistema, como se muestra en la Figura n.° 6. El propósito específico de un LSA con gapless es manejar los sobrevoltajes por rayo y extinguir el arco entre los electrodos del gapless en serie dentro de la mitad de un ciclo del voltaje de frecuencia industrial del sistema. La corriente de sobretensión que fluye como el resultado de un arco eléctrico controlado en el gapless se conoce como “corriente subsiguiente” y es la suma de la corriente que fluye a través de los varistores de óxido metálico de las SVU y la corriente por contaminación de su cubierta. Ya que los varistores de óxido metálico (MO) limitan la corriente subsiguiente a un nivel de solo varios amperes, se extingue el arco encendido y la interrupción de la corriente subsiguiente actúa dentro de milisegundos. No existe falla de tierra en el sistema y por eso, tampoco la necesidad de operar el interruptor de línea para eliminar la falla.

Fig. 6: EGLA montado dentro de correa V en suspensión en un sistema de 220 kV.

Según la IEC 60099-8, las nominaciones de energía de los varistores MO se prueban mediante una prueba de descarga de rayo para verificar la nominación de transferencia de carga repetitiva o Qrs. Además, en el evento muy poco probable de que falle un EGLA, el gapless en serie debe soportar los sobrevoltajes por maniobra del sistema para ser capaz de volver a energizar la línea de transmisión. Para este fin, las pruebas de resistencia a la maniobra en los pararrayos se realizan con una SVU con corto circuito y en condiciones húmedas para verificar que la línea de transmisión puede seguir operando, incluso con un EGLA con falla. La Figura n.° 7 muestra donde está ubicada el área operacional del EGLA, entre el rayo y los niveles de maniobra de un sistema.

Fig. 7: El área de operación de un EGLA está entre los voltajes por rayo y por maniobra.

El dimensionamiento del gapless del EGLA se relaciona específicamente a los voltajes por rayo y por maniobra. La distancia de gapless máxima se ve limitada por el voltaje mínimo de arco eléctrico de impulsos tipo rayo de los aisladores, mientras que la distancia de gapless mínima se ve limitada por el voltaje máximo soportado del impulso de maniobra.

Fig. 8: El EGLA limita los voltajes de impulso tipo rayo en la configuración de la correa en V al voltaje del sistema de 500 kV.

Una mejor manera de lograr la reducción de la longitud de la correa del aislador y, por consiguiente, la altura de la torre, es usar los EGLA debido a su diseño relativamente compacto en comparación con los NGLA. También, ya que un EGLA no se energiza continuamente, su SVU requiere menos volumen de varistores MO, lo que es una ventaja en términos del menor peso y el menor trabajo que se necesita para instalarlo y mantenerlo. Además, la reducción sustancial de material permite que el tamaño sea más compacto y que haya una mejor integración en la torre junto con una variedad más amplia de opciones de instalación. Por el contrario, un NGLA es de tamaño mucho más grande debido a su desconector y el conductor a tierra asociado. Esto pone en riesgo de corto circuito a las fases subyacentes en la torre si hay una falla a tierra durante una sobrecarga del pararrayos (es decir, se gatilla el desconector).

Decidir la configuración correcta de un EGLA para cada aplicación incluye definir las nominaciones de las SVU (es decir, la nominación de energía, el voltaje residual, la distancia de arco), dimensionar la distancia de gapless con respecto a los voltajes tipo rayo y por maniobra y seleccionar un diseño mecánico adecuado que, por lo general, difieren con cada opción de instalación. La ingeniería apunta a optimizar la integración del EGLA en una estructura, ya que se puede instalar en las varillas cruzadas, en la estructura en sí o directamente en la correa del aislador. El requerimiento principal es mantener una distancia de gapless estable, incluso en condiciones de vibración y galloping de la línea. Por lo general, las líneas de transmisión nuevas permiten más opciones de instalación que cuando se renuevan los EGLA en las líneas existentes. Los factores principales a tener en cuenta cuando se quiere dimensionar de manera óptima la distancia de arco reducida del aislador son la distancia de fuga mínima y el voltaje soportado del impulso tipo rayo. Mientras más alto es el voltaje del sistema, más importante se vuelven los sobrevoltajes por maniobra, especialmente sobre los 300 kV.

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Reducción de fugas mediante el uso de EGLA

La longitud de la correa de un aislador se define por su distancia de arco mínima, que se calcula según los voltajes soportados máximos requeridos de impulsos tipo rayo y de maniobra. Sin embargo, combinar la correa de un aislador con un EGLA cambia el enfoque de dimensionamiento convencional de tal manera que la distancia de arco o el voltaje soportado de impulso tipo rayo de una correa ya no son criterios decisivos. Sino que más bien lo es el voltaje de salto de chispa del impulso tipo rayo del gapless del EGLA. Mientras más pequeño es el gapless y más bajo es el voltaje de salto de chispa (protector) de rayo de operación de un EGLA, más corta será la distancia de arco necesaria para la correa de un aislador, y también será más corta la longitud que se requiere para esta. Además, el límite más bajo de distancia de gapless cambia el voltaje de impulso de maniobra requerido.

En la Figura n.° 9 se ilustra la correlación del tamaño de gapless del EGLA (“D”) y la distancia de arco del aislador (“L”) según los años de experiencia de prueba. La amplitud y la forma de estas curvas dependen de la configuración del ensamblaje del aislador y de las formas de los electrodos del EGLA. La Figura n.° 10 muestra ejemplos de los ensamblajes de aislador combinados con EGLA.

Fig. 9: Relación de la distancia de gapless de un EGLA con la distancia de arco eléctrico del aislador.
Fig. 10: Línea compacta con EGLA en correa de suspensión única (izquierda) y en correa en V (derecha).

Para obtener la solución más compacta posible, debe estar disponible el voltaje soportado de impulso de maniobra requerido. Mientras menor sea el factor de sobrevoltaje por maniobra, más compacto se puede hacer un sistema. Por ejemplo, en Alemania, una línea de transmisión típica de 420 kV tiene un nivel de voltaje soportado de impulso de maniobra de 850 kV, mientras que los aisladores tienen una distancia de arco de 3 metros. Junto con el EGLA, la distancia de arco de la correa se puede reducir a 2,7 metros, lo que implica una reducción del 10 %. Este factor de reducción aplica para todos los circuitos y todas las fases de cualquier línea específica, como se muestra en la Figura n.° 11.

Fig. 11: torre compacta

Simulación de desempeño por maniobra de las líneas aéreas

a reducción del factor de sobrevoltaje por maniobra en una línea de transmisión es esencial para lograr una compactación eficaz o una mejora de la línea, ya que es el factor de dimensionamiento para el límite inferior de la distancia de gapless del EGLA. Para determinar los sobrevoltajes por maniobra que ocurren, se simuló el desempeño de una línea aérea con una herramienta de simulación (Sigma SET) y con los siguientes parámetros:
• Largo de línea de transmisión. 100 km
• Longitud de retenida aérea de la línea: 365 m
• Nivel de aislación básico de aislador de línea: 1425 kV
• Tiempo de cierre de interruptor automático de 420 kV: 65 ms

Fig. 12: Modelo hipotético para analizar el desempeño en condiciones de maniobra de una línea de transmisión de 420 kV.

La simulación generó un sobrevoltaje por maniobra de 3,12 p.u.

para la línea de transmisión de este ejemplo, sin pararrayos contra sobrevoltaje en las subestaciones. Con pararrayos en la estación, tanto al inicio como al final de la línea, el sobrevoltaje por maniobra se puede limilar a 1,84 p.u.

Fig. 13: Distribución espacial de las magnitudes de sobrevoltaje debido a la re-energización de la línea junto con la longitud completa de la línea de transmisión de 420 kV de 100 km de largo con voltaje nominal de pararrayos contra sobrevoltajes Ur de 336 kV en ambos extremos.
Tabla 1: Resultados de la Simulación para Ejemplo de Línea de Transmisión en Sigma SET

El margen de seguridad es 7,8 %, según los factores Sigma y X, de acuerdo con IEC 60099-8:
Con Sigma = 6 % y X = 1,3
Dado un voltaje soportado de impulso de maniobra de 664 kV, la distancia de gapless del EGLA es aproximadamente 1,36 m. La distancia de arco relacionada de la correa del aislador es 2,1 m, lo que implica una reducción del 30 % en la longitud comparada con la distancia de arco inicial de 3 metros en una línea de transmisión estándar de 420 kV. En teoría, esto significa que las correas típicas para 245 kV se pueden utilizar para el sistema de 420 kV.

Según los parámetros del sistema, como la longitud de la línea, las nominaciones de corto circuito y los niveles de voltaje, por lo general, el factor de sobrevoltaje por maniobra se mitiga y reduce al cerrar los resistores o derivar los reactores. Los pararrayos tipo estación en la subestación también se pueden mejorar al reducir el voltaje residual y aumentar los requerimientos de manejo de energía.

El método más rentable sigue siendo la aplicación de NGLA en unas pocas ubicaciones a lo largo de la línea de transmisión. Se deben llevar a cabo simulaciones para definir la nominación de energía y la ubicación exacta.

En esta simulación en específico, se asumió que la longitud de la línea solo era 100 km, lo que es el factor limitante para los sobrevoltajes por maniobra. Sin embargo, por lo general, las líneas de transmisión típicas para 245 kV y más son mucho más largas y se pueden esperar sobrevoltajes por maniobra más altos. Así, la aplicación de NGLA para controlar el voltaje por maniobra se justifica aún más para las líneas de transmisión más largas.

Otros desafíos

Claramente, existen oportunidades para revisar las nominaciones convencionales y los diseños estándares y así conseguir la compactación y mejora de las líneas. El potencial de usar EGLA para disminuir la distancia de arco de los aisladores y para aumentar la disponibilidad de energía es obvio. Aun así, hay que considerar e investigar varios aspectos importantes antes de que se puedan implementar dichas soluciones.

1. La reducción de las distancias de arco de los aisladores involucra el aumento del factor de distancia de fuga, por ejemplo, mediante el uso de perfiles de pollera nuevos y diámetros de pollera más grandes.
2. Los diseños de línea compactos y mejorados existentes demuestran el rol importante de las varillas cruzadas aisladas y de los diseños de aisladores de postes de línea para eliminar el movimiento horizontal de la línea.
3. Reducir las distancias y aumentar el voltaje del sistema genera una actividad de corona más alta que es necesario controlar y eliminar. Respecto a esto, se deberían considerar los diseños innovadores de correas de aisladores y los componentes de herraje específicos. Además, las tecnologías nuevas de conductores de temperatura permiten incluir diseños especiales de sistemas de sujeción para transportar cargas de corriente más altas. Idealmente, estos últimos desarrollos se deberían integrar en la etapa de diseño para optimizar las soluciones de líneas compactas para cada usuario.
4. En algunos países, las distancias mínimas están reguladas y se han aplicado las mismas nominaciones por décadas sin considerar obtener valores más bajos mediante la aplicación de pararrayos de línea. El nivel de protección de los varistores de óxido metálico es un método seguro para reducir las distancias, pero, desafortunadamente, esto no siempre se entiende a cabalidad. Por lo tanto, los comités técnicos y los grupos de trabajo involucrados en la estandarización deberían trabajar más de cerca con los diseñadores de línea y los fabricantes de pararrayos para ofrecer una mayor flexibilidad cuando se trata de la regulación de las distancias eléctricas.

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Conclusiones

Reducir las distancias de las correas del aislador y las líneas de transmisión con la ayuda de pararrayos contra sobrevoltajes ofrece un gran potencial para la compactación de las líneas. Las simulaciones muestran que es técnicamente posible reducir las distancias y las dimensiones de una línea de transmisión de 420 kV convencional en hasta un 30 % con el uso de EGLA combinados con los pararrayos tipo estación apropiados. Los EGLA instalados en cada torre y en cada fase no solo ayudan a optimizar el diseño y reducir las distancias, sino que también ofrecen una protección confiable contra las paradas provocadas por los rayos. El concepto de reducir el tamaño de la geometría de una línea también se aplica para la modernización de una línea, además de para la compactación de una línea, ya que el principio básico es el mismo. Por ejemplo, el enfoque presentado anteriormente se puede utilizar para modernizar una línea de 245 kV existente a un sistema nuevo de 420 kV como una aplicación de mejora. Junto con cualquier modificación necesaria en las correas de los aisladores, esto puede generar un aumento significativo en la capacidad de energía sin necesidad de modificar las estructuras, las distancias o el derecho de paso existente. El resultado es una menor huella medioambiental y un impacto visual menor en cualquier paisaje.

Se ha demostrado en la literatura que la aplicación de los EGLA es la solución más apropiada para reducir las paradas provocadas por rayos. Además, la distancia de arco de las correas del aislador se puede reducir a un mínimo si se verifica la coordinación de la aislación entre el nivel de protección del EGLA y el nivel soportado del aislador. Mientras más pequeño es el gapless de aire del EGLA, más compactas serán las distancias. Según los niveles de voltaje, por lo general de 245 kV y más, y los parámetros de la línea, tales como la longitud, los factores de sobrevoltaje por maniobra se vuelven críticos. Aquí, la aplicación de los NGLA es una solución simple y eficaz para reducir los sobrevoltajes por maniobra y minimizar la compactación. Por lo general, en este caso se requieren estudios de maniobra ya que las operaciones de recierre no son sensibles para los diseños convencionales de los sistemas de 245 kV y más. Los NGLA instalados en solo unas pocas ubicaciones a lo largo de la línea de transmisión representan una inversión moderada y aun así, los resultados de rendimiento son sobresalientes.

Varias empresas de servicios, fabricantes de pararrayos contra sobrevoltajes, diseñadores de líneas y consultores de ingeniería están trabajando, actualmente, en estudios de factibilidad. Se implementarán proyectos pilotos, al principio en países desarrollados donde ya existen redes que es necesario actualizar. Se tendrán que desarrollar soluciones innovadores, especialmente en los países europeos, donde el espacio para los corredores de energía es limitado. Ya hay en servicio algunas aplicaciones similares, por ejemplo, en sistemas cuaternarios bajo puentes y en túneles pequeños. También se tendrán que investigar, analizar y resolver otros desafíos relacionados con la distancia de fuga, el RIV/corona, el diseño de los aisladores y los aspectos mecánicos. También será necesario mejorar la cooperación entre los fabricantes de pararrayos y los diseñadores de líneas para ingresar, rápidamente, a una nueva era de líneas de transmisión optimizadas.

Referencias

[1] V. Hinrichsen, ‘‘Metal-Oxide Surge Arresters in High-Voltage Power Systems-Fundamentals’’, 3rd Edition, 2011, Siemens AG, Berlin/Germany.
[2] IEC standard 60099-5, ‘‘Surge arresters – Part 5: Selection and application recommendations’’, 2nd Edition, 2013
[3] CIGRE 440 – Working Group C4.301: “Use of Surge Arresters for Lightning Protection of Transmission Lines”, December 2010
[4] J. Woodworth, ‘‘Externally Gapped Line Arresters (EGLA)’’, Arrester Facts 004a, 2008. Available from: <http://www.arresterworks.com/ArresterFacts_files/Arrester%20Facts%20004a%20-%20Externally%20Gapped%20Arrester.pdf [Date taken: 26 October 2014]
[5] IEC 60099-8, Surge Arresters – Part 8: Metal-oxide surge arresters with external series gap (EGLA) for overhead transmission and distribution lines of a.c. systems above 1 kV, International standard, Edition 2.0, 2017-11.
[6] Faisal Farooq: Lightning and switching performance of a 420 kV transmission line by using surge arresters; 2014 Siemens AG, Berlin/Germany
[7] Innovative Tower Solutions & Line Uprating, Konstantin O. Papailiou, INMR website