Dimensionamiento de pararrayos para sistemas de subtransmisión que utilizan transformadores de puesta a tierra

Aisladores, INMR Español

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La región eléctrica del Apalaches del territorio del servicio de energía eléctrica americana (AEP) incluye subestaciones que tienen transformadores automáticos con devanados terciarios en delta sin puesta a tierra. En algunos casos, los devanados terciarios se utilizan estrictamente para la energía de servicio AC dentro de la subestación. En otros casos, sirven como fuentes para un sistema local de subtransmisión que incluye un número de otras subestaciones en la región. De cualquier manera, los transformadores de puesta a tierra comúnmente se utilizan para poder detectar las fallas de línea a tierra y estabilizar el neutro durante las situaciones de desbalance del sistema como, por ejemplo, en las condiciones de falla. Dada la naturaleza compleja de los sistemas de subtransmisión no conectados a tierra con transformadores de puesta a tierra, las consideraciones de dimensionamiento de los pararrayos son importantes.

En este artículo editado para la INMR, escrito por Xuan Wu, Ben Leece, Ron Wellman y Ken Pose de AEP, se revisa la metodología de dimensionamiento de sus pararrayos para los sistemas de subtransmisión no conectados a tierra con bancos de puesta a tierra que se enfocan específicamente en las condiciones cambiantes de sobrevoltajes transitorios (TOV).


Surge Arrester
Figura1: (izquierda) estación de subtransmisión no conectada a tierra de 46 kV; (derecha) transformador de puesta a tierra de 46 kV.
Figura 2: circulación de corriente de falla de línea a tierra en sistema delta con transformador de puesta a tierra.

Consideraciones del sistema

Un sistema de subtransmisión se considera “efectivamente conectado a tierra” en una ubicación particular si la razón entre su reactancia de secuencia cero (X0) y su reactancia de secuencia positiva (X1) cumple con 0<X0/X1< 3. Un transformador de puesta a tierra reduciría la impedancia de secuencia cero del sistema eléctrico en la ubicación del transformador de puesta a tierra X0 a un valor deseado. Asumir que X1=X2 (reactancia de secuencia negativa) y R1 (resistencia de secuencia positiva) = R2 (resistencia de secuencia negativa) = R0 (resistencia de secuencia cero) = 0. Por lo tanto, para X0/X1 = 1, el voltaje en las fases sin falla se mantiene en 1,0 p.u.; para X0/X1=3, el voltaje en las fases sin falla aumenta a 1,26 p.u.; para X0/X1=5, el voltaje aumenta a 1,38 p.u.

Los valores de voltaje anteriores tendrían lugar en la ubicación donde ocurre la falla de línea a tierra y donde se instala un transformador de puesta a tierra. El voltaje en las fases sin falla en las ubicaciones alejadas de la falla y alejadas de la ubicación del transformador de puesta a tierra sería mayor. Reducir la razón X0/X1 en una ubicación particular de un sistema provocará una corriente de falla de línea a tierra más alta en esa ubicación. La corriente de falla más alta permite una mejor coordinación de la protección del relé con un equipo de protección aguas abajo. Sin embargo, aunque los transformadores de puesta a tierra mejoran la coordinación de protección de los relés, las decisiones sobre la instalación de transformadores de puesta a tierra y la selección de su impedancia para aumentar la corriente de falla de línea a tierra en una ubicación particular se debería evaluar caso a caso.

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Selección y ubicación del pararrayos

Los pararrayos deberían ubicarse para proteger los equipos de la estación, incluidos los transformadores, los reactores, los bancos capacitores, los interruptores automáticos, los cables eléctricos subterráneos, etc.

Figura 3: pararrayos que protegen interruptores automáticos de 765 kV.

Con el fin de seleccionar y aplicar el pararrayos apropiado para proteger el equipo correspondiente, es necesario considerar los siguientes pasos. Considere que el enfoque acá es una evaluación del sobrevoltaje transitorio (TOV), que influye en el proceso de selección de los pararrayos utilizados en los sistemas de subtransmisión sin puesta a tierra. De manera adicional, también se determina la distancia de separación (Paso 2). Los pasos 3 & 4 son relativamente sencillos y no se discuten en profundidad.

Paso 1: seleccionar pararrayos

a) MCOV ≥ voltaje de línea a tierra continuo máximo;

b) Capacidad TOV ≥ TOV del sistema;

c) Capacidad de alivio de presión/descarga de corriente de corto circuito ≥ magnitud de corriente en rms de falla de línea a tierra del sistema.

Paso 2: ubicar pararrayos

a) Un pararrayos se deberá ubicar lo más cerca posible del equipo a proteger.

b) De lo contrario, es necesario determinar la distancia de separación máxima permitida entre el equipo a proteger y el pararrayos. Si es así, se puede saltar el Paso 4.

Paso 3: evaluar la coordinación de aislación

a) Reunir los niveles de protección del pararrayos, incluidos el nivel de protección de impulso de rayo (LPL), el nivel de protección de avanzada de onda (FOW) y el nivel de protección de impulso de maniobra (SPL).

b) Reunir los niveles de aislación de los equipos, incluidos el nivel de aislación básico de impulso de rayo (BIL), resistencia a onda cortada (CWW) y nivel de aislación básico de impulso de maniobra (BSL);

c) Si se puede ignorar el efecto de la distancia de separación, las razones de protección para rayos, PRL1 y PRL2, y los impulsos de maniobra PRS son:

Para lograr una coordinación aceptable, PRL1 y PRL2 deberían ser iguales a o mayores que 1,2 y los PRS deberían ser iguales a 1,15 o mayores que este valor.

Paso 4: evaluar alternativas

Si no se puede lograr una coordinación aceptable, evalúe las siguientes medidas:

1. Aumentar el BIL y el BSL.

2. Disminuir la distancia de separación del pararrayos.

3. Agregar pararrayos adicionales.

4. Usar pararrayos con características de protección más bajas.

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Selección de pararrayos

Voltaje de operación continua máximo (MCOV)

Seleccione una clasificación de MCOV del pararrayos equivalente a/mayor que el voltaje del sistema de línea a tierra de estado constante máximo en la ubicación del pararrayos. Tenga en cuenta que algunos sistemas, por ejemplo, los suministrados a partir de una fuente sin puesta a tierra sin ningún transformador de puesta a tierra o a partir de un transformador en estrella con un resistor de tierra neutro (NGR) y que se supone que se operaran continuamente después de un evento simple de línea a tierra, necesitan usar pararrayos con voltajes de línea a línea clasificados como MCOV. Como se muestra en la Fig. 4, una falla de línea a tierra que ocurre en un sistema sólidamente conectado a tierra genera voltaje entre la fase con falla y el neutro que colapsa a cero. Sin embargo, si el neutro no está conectado a tierra (como en la segunda fila), el voltaje entre la fase con falla y el neutro se mantiene como el voltaje de línea a tierra mientras la fase con falla está en un potencial cero. Como resultado, el voltaje de neutro a tierra cambia de cero al voltaje de línea a tierra del sistema y los voltajes de línea a tierra de las fases sin falla se convierten en los voltajes de línea a línea. Si se instala un NGR, el voltaje del neutro a tierra durante una condición de falla de línea a tierra está entre cero y el voltaje de línea a tierra del sistema.

Figura 4: escenarios de cambio del neutro.

Hay que considerar que si un transformador de puesta a tierra está posiblemente aislado del devanado terciario (como el que se ilustra en la Fig. 5) mientras que el transformador automático aún está energizado, la clasificación del MCOV del pararrayos correspondiente se debe dimensionar para el voltaje de línea a línea.

Figura 5: ejemplo de aislación del transformador de puesta a tierra del terciario delta.

Sobrevoltaje transitorio (TOV) máximo

Además de las consideraciones que afectan la selección del MCOV del pararrayos, también es necesario seleccionar el pararrayos que sea capaz de soportar el sobrevoltaje transitorio del sistema en la ubicación del pararrayos. El requerimiento básico es que la capacidad del TOV del pararrayos debería ser más alta que la amplitud del TOV versus la duración característica del sistema durante todos los tiempos de interés.

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Figura 6: ejemplo de datos típicos de sobrevoltaje transitorio (TOV) de un pararrayos.

La Figura 6 muestra un ejemplo de la curva de TOV para los pararrayos tipo estación (se muestra solo con propósitos ilustrativos). Los datos de TOV para las aplicaciones se deberían obtener del fabricante. El tiempo necesario para despejar la falla de respaldo es la duración del TOV, que se debería preguntar al ingeniero correspondiente de Protección & Controles (P&C). Considere que el tiempo para despejar la falla de respaldo se calcula según una falla simple del equipo (es decir, una falla del interruptor automático / relé / comunicación). El pararrayos seleccionado debería tener tanto la capacidad de MCOV como de TOV apropiada para el sistema de operación. A veces, el MCOV es decisivo mientras que otras veces las consideraciones del TOV son decisivas. A veces, puede que un cambio en la configuración del relé o el uso de interruptores automáticos más rápidos permitan el uso de pararrayos de acuerdo con el MCOV cuando, de otro modo, el TOV hubiera sido decisivo. Note que las consideraciones del TOV determinan las selecciones del pararrayos de los sistemas de subtransmisión no conectados a tierra. La fuente más común de TOV es el aumento de voltaje en las fases sin falla durante una falla de línea a tierra. Este aumento de voltaje se vuelve más grave cuando el sistema está más sin puesta a tierra. El caso extremo es un sistema completamente delta o estrella sin puesta a tierra, que tiene sobrevoltajes de 1,73 p.u. en las fases sin falla durante una falla de línea a tierra (que se indica en la Fig. 4). En los sistemas de subtransmisión del AEP (clases de voltaje de 23~46 kV), existe un número de circuitos que no están sólidamente conectados a tierra (entre 1,0 y 1,73 p.u.) que se deben analizar con el modelo ASPEN. La Figura 7 muestra un ejemplo de que el 23° bus Street de 34,5 kV está conectado a un terciario delta (círculo rojo). El sobrevoltaje en la fase C de este bus durante una falla de línea a tierra en la fase A es 22,965/19,94=,.15 p.u. según el resultado ASPEN que se muestra en la Fig. 8. Si la línea entre los buses Street 23 y 24 está fuera de servicio como contingencia, el sobrevoltaje anterior aumenta a 25,151/19,94=1,26 p.u. según el resultado de ASPEN que se muestra en la Fig. 9. Ambos sobrevoltajes se deberían considerar, al igual que el tiempo de despeje de respaldo con la curva de TOV del pararrayos seleccionado.

Figura 7: modelo ASPEN con falla de línea a tierra en el 23° bus conectado al terciario delta.
Figura 8: ventana de resultado de ASPEN TTY.
Figura 9: ventana de resultado de ASPEN TTY cuando el ST 23° a 24° de la línea está fuera de servicio.

Otra fuente de TOV es una inversión de corriente del devanado de un transformador conectado en delta cuando se desconecta de un sistema con puesta a tierra. Considere, por ejemplo, un transformador de 138/34,5 kV conectado a tierra delta y estrella en 138 kV y 34,5 kV, respectivamente. El lado de 138 kV está conectado a un sistema a tierra en estrella. Sin embargo, el devanado del transformador de 138 kV se desconectará del sistema a tierra de 138 kV para las fallas de línea a tierra de 138 kV, y dejará el devanado de 138 kV sin puesta a tierra y energizado con la fuente de 34,5 kV hasta que esa fuente se desconecte. En este caso, el TOV en las fases sin falla aumentará a 145 kV (1,73 × voltaje de línea-tierra máximo).

Figura 10: ejemplo de TOV de inversión de corriente.

Capacidad de alivio de presión/descarga de corriente de corto circuito

La clase del pararrayos determina la capacidad de descarga de energía de los bloques del pararrayos y la capacidad de alivio de presión, expresada en kA RMS, de la cubierta del pararrayos. La capacidad de alivio de presión de la cubierta del pararrayos debe ser igual a la corriente máxima de falla simétrica de línea a tierra, o mayor que esta, en la ubicación del pararrayos. Si la capacidad de alivio de presión no es suficiente para manejar la corriente de falla esperada en la ubicación, entonces puede que sea necesario conectar un pararrayos adicional en paralelo.

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Ubicación de pararrayos

Se recomienda instalar los pararrayos lo más cerca posible del equipo a proteger. El margen de protección entregado por el pararrayos al equipo protege contra las disminuciones a medida que la distancia de separación entre el pararrayos y el equipo aumenta. La razón de la disminución en la protección es que el sobrevoltaje remanente, después de haber sido restringido por un pararrayos, viaja y golpea un equipo de derivación, como, por ejemplo, el devanado de un transformador, y luego se refleja. Esto puede causar un duplicado de voltaje si la distancia de separación es lo suficientemente larga. En la mayor parte de los casos, el voltaje reflejado solo agrega un pequeño porcentaje al sobrevoltaje entrante. Es este fenómeno de onda progresiva y su reflejo asociado lo que crea el problema de la distancia de separación.

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Figura 11: calculador de distancia de separación.

El calculador que se muestra en la Fig. 11, desarrollado por el consultor Jonathan Woodworth, considera la fórmula del Anexo C de la norma IEEE C62.22. También incorpora tablas de las características típicas de los pararrayos. Una vez que se han ingresado todos los parámetros importantes en los cuadros verdes, se calcula la distancia de separación máxima (para este ejemplo en específico, se muestra en el área amarilla 23 pies o 7,0 metros). Este calculador se utiliza para calcular las distancias de separación para los distintos voltajes de los sistemas de subtransmisión.

Parámetros del pararrayos seleccionado.

Después de considerar todos los pasos mencionados anteriormente, en la Tabla 1 se muestran los parámetros del pararrayos seleccionado para distintos sistemas de subtransmisión del AEP, según los valores BIL del sistema del AEP y los comportamientos del TOV en el peor de los casos. Tenga en cuenta que el AEP es capaz de asegurar que se despejen todas las fallas de línea a tierra dentro de 10 segundos cuando al menos un transformador de puesta a tierra está conectado a la red correspondiente. También considere que la distancia de separación se calcula con el calculador de distancia de separación (Separation Distance Calculator) usando el BIL del sistema asociado y los valores de MCOV del pararrayos seleccionado de la Tabla 1.

Tabla 1: clasificaciones del pararrayos del AEP para los sistemas de subtransmisión no conectados a tierra con transformadores de puesta a tierra

Resumen

Por lo general, los sistemas de subtransmisión usan fuentes de devanados terciarios en delta de transformadores automáticos no conectados a tierra. Es típico que se utilicen transformadores de puesta a tierra para proporcionar una referencia de tierra para estas fuentes no conectadas a tierra. Sin embargo, estos sistemas no están sólidamente conectados a tierra incluso con transformadores de puesta a tierra, lo que se puede mostrar con la razón de X0/X1 del sistema. Esto también indica que las fases sin falla durante una falla simple de línea a tierra tendrán un sobrevoltaje entre 1,0 y 1,73 p.u. en el tiempo de despeje de la falla. Esta evaluación del TOV determina la selección de los pararrayos para el sistema de subtransmisión. Tenga en cuenta que si es posible aislar el transformador de puesta a tierra del pararrayos mientras aún está energizado, será necesario elevar la clasificación del MCOV. Finalmente, es necesario considerar la distancia de separación según los niveles de protección del pararrayos seleccionado y los niveles de aislación del equipo.

Referencias
[1] IEEE Std. C62.92.1, IEEE Guide for the Application of Neutral Grounding in Electrical Utility Systems—Part I: Introduction, 2016 Edition.
[2] IEEE Std. C62.22, IEEE Guide for the Application of Metal-Oxide Surge Arresters for Alternating-Current Systems, 2009 Edition.
[3] ASPEN OneLiner Software, Advanced Systems for Power Engineering, Inc. (ASPEN), San Mateo, CA 94401 U.S.A., 2018.
[4] Jonathan Woodworth, Separation Distance Calculator, ArresterWorks, 2014.