Informe Nivel de Aislamiento Trafos Latam v2 Oficial

INFORME

RECOMENDACIONES SOBRE NIVELES DE AISLAMIENTO EN TRANSFORMADORES DE

ENDESA (IBEROAMÉRICA)

Octubre de 2008

Pedro Cruz Romero Departamento de Ingeniería Eléctrica

2

ÍNDICE

1 Objeto ..................................................................................................................................... 3

2 Ámbito de aplicación ............................................................................................................. 3

3 Hipótesis de cálculo ............................................................................................................... 3

4 Normativa y bibliografía empleada........................................................................................ 4

5 Estructura del informe............................................................................................................ 5

6 Revisión teórica...................................................................................................................... 5

7 Ampla ................................................................................................................................... 14

8 Codensa ................................................................................................................................ 23

9 Coelce................................................................................................................................... 28

10 Chilectra ............................................................................................................................. 29

11 Edelnor ............................................................................................................................... 34

12 Edesur................................................................................................................................. 39

13 Tabla resumen .................................................................................................................... 43

Apéndice 1. Resumen de cálculos empleados para aislamiento interno de materiales con Um= 400 kV (gama II) ............................................................................................................. 44

Apéndice 2. Resumen de cálculos empleados para aislamiento interno de la gama I (Um ≤ 245 kV)................................................................................................................................... 48

Apéndice 3. Características de funcionamiento de pararrayos marca INAEL......................... 50

Símbolos................................................................................................................................... 51

Glosario .................................................................................................................................... 52

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1 Objeto

La normalización técnica en general, y en el ámbito de las subestaciones eléctricas en particular, tiene como principal finalidad la aplicación de unos mismos criterios y especificaciones a un conjunto de equipos que van a instalarse en diferentes emplazamientos geográficos y con diferentes “condiciones de contorno” (atmosféricas, topológicas, de operación, de fiabilidad, etc).

Por tal motivo, la búsqueda de unos mínimos en las especificaciones que abarquen todas las posibles situaciones que puedan existir obliga a elegir unos valores de dichos mínimos que para la mayoría de las instalaciones reales resultan excesivamente conservadores.

Una de las áreas tecnológicas en el diseño de S/E a las que mejor puede aplicarse la afirmación anterior es la coordinación de aislamiento. La normativa internacional impone unos niveles de aislamiento de los equipos en una banda entre un mínimo y un máximo. Para evitar dudas y riesgos, muchas compañías eléctricas, como Endesa Distribución, eligen de dicha banda los valores más elevados para los equipos a adquirir, con el consiguiente incremento de coste. Es muy probable que un estudio permita afinar más el proceso de selección del nivel de aislamiento, cumpliéndose la máxima de “seguro pero no sobredimensionado”.

Este estudio tiene por objeto analizar las posibilidades de reducción del nivel de aislamiento actualmente establecido las 6 distribuidoras que Endesa tiene en Iberoamérica para transformadores de potencia.

2 Ámbito de aplicación

Se estudiarán los niveles de tensión nominal de red correspondientes a las distribuidoras de Endesa en Iberoamérica:

• Ampla: 138 , 69 , 34,5 , 13,8 , 11,95 kV • Codensa: 5001 , 230 , 115 , 34,5 , 13,2 , 11,4 kV • Coelce: 230 , 69 , 13,8 kV • Chilectra: 220 , 110 , 23,5 , 12,5 kV • Edelnor: 220 , 60 , 20 , 10 kV • Edesur: 220 , 132 , 33 , 13,2 kV

3 Hipótesis de cálculo

Se han considerado las siguientes hipótesis, habituales en este tipo de estudios y admitidas por las normas CEI [2,3] :

• Aunque actualmente los pararrayos están colocados en el propio transformador, en el futuro próximo se pretende instalar separado, por lo que en el cálculo se supondrá así.

• No se ha tenido en cuenta el efecto combinado de un defecto a tierra y una pérdida de carga en la estimación de la sobretensión temporal. Tal como se indica en la norma [3] la combinación de falta a tierra con pérdida de carga puede ocurrir en diversas circunstancias cuya probabilidad es pequeña, aunque no despreciable. Sin embargo, la presencia de estudios que combinen dichas sobretensiones se considera innecesario ya que en la mayoría de los estudios se concluye que la sobretensión combinada es menor que por separado.

• En la estimación de las sobretensiones de maniobra para materiales de la gama I (véase definición en glosario) sólo se consideran las originadas por la conexión y reenganche de

1 El nivel de 500 kV se estudiará en un informe ampliado.

4

líneas. Las sobretensiones de maniobra debidas a la pérdida de carga tienen importancia únicamente en materiales de la gama II, tal como se indica en la norma [3].

• Las sobretensiones de frente muy rápido que aparecen en subestaciones GIS (Gas Insulated Substation) no se consideran en la selección de las tensiones soportadas asignadas. Actualmente no está disponible la relación de la sobretensión representativa con estas sobretensiones de frente muy rápido. Se espera, sin embargo, que las sobretensiones de frente muy rápido no tengan influencia en la selección de las tensiones soportadas asignadas [3].

• Se supone una altitud de 1000 m excepto en Codensa (2650 m), donde se han incrementado las distancias de aislamiento en el aire un 1% por cada 100 m de exceso sobre los 1000 m [6].

• Las condiciones atmosféricas del aire no influyen en las propiedades del aislamiento interno (véase definición más adelante). Además el efecto de la temperatura ambiente sobre el aislamiento externo (véase definición más adelante) se compensa con el de la humedad, por lo que sólo se tendrá en cuenta la presión atmosférica correspondiente a la altitud del lugar.

Por otro lado, en el caso de Edesur se supondrá que existe apantallado en la subestación (mediante cable de guarda o punta Franklin) que evita la descarga directa de rayos en los elementos de la subestación. Este informe no analiza por tanto la coordinación de aislamiento en subestaciones sin apantallado2.

Indicar por último que actualmente los pararrayos están instalados en el propio transformador, pero que en el futuro se prevé colocarlos fuera. Dado que esta última circunstancia es más desfavorable para el estudio de coordinación de aislamiento, se considerará en todos los casos que el pararrayos está fuera del transformador a la máxima distancia empleada en las S/E Endesa España.

4 Normativa y bibliografía empleada

La norma Endesa que actualmente establece los niveles de aislamiento en transformadores de potencia es

[1] GE SNE022:2007, “Transformadores y autotransformadores de potencia AT/MT/MT”.

Para el estudio de coordinación de aislamiento se seguirá la metodología recogida en las normas CEI correspondientes:

[2] CEI 60071-1:2006, “Coordinación de aislamiento. Parte 1: Definiciones, principios y reglas”.

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

Un resumen de dicha normativa con ejemplos se puede ver en las siguientes referencias:

[4] NGZ00400:2003 (Endesa Distribución), “Guía didáctica de coordinación de aislamiento”.

[5] J.A. Martínez Velasco (Coordinador), “Coordinación de aislamiento en redes eléctricas de alta tensión”, McGraw-Hill, Madrid, 2008.

Los niveles de aislamiento normalizados en transformadores pueden verse en

[6] CEI 60076-3:2000, “Transformadores de potencia. Parte 3: Niveles de aislamiento, ensayos dieléctricos y distancias de aislamiento en el aire”.

Las características de los pararrayos se han tomado de la siguiente normativa:

2 Este análisis se realizará en un informe ampliado.

5

[7] ETA-002 Rev. 0:2001 (Ampla), “Pára-raios Tipo Estação”.

[8] ET-AT 503:2004 (Codensa), “Especificación técnica descargadores de sobretensión de 500 kV”.

[9] ET-AT 510:2006 (Codensa), “Especificación técnica descargadores de sobretensión tipo estación 220 , 115 , 57,5 , 34,5 , 11,4 kV”.

[10] ET-155:2008 (Coelce), “Pára-raios de óxido de zinco”.

[11] E-SE-AT-01:2008 (Edelnor), “Pararrayos de óxido metálico. Instalación exterior”.

[12] DSEE07:2007 (Edesur), “Descargadores de sobretensiones con varistores de óxidos metálicos para 132 y 220 kV”.

[13] S01E00:2005 (Chilectra), “Descargadores de voltaje (pararrayos).

Se han empleado los siguientes catálogos de fabricantes de pararrayos:

[14] Inael, “Catálogo de pararrayos”.

[15] Ohio Brass:2007, “DynaVar Arresters IEC Line Discharge Classes 2, 3, 4 & 5” (www.hubbellpowersystems.com/powertest/catalog_sections/PDF_ohio/204a.pdf).

Por último para 132 kV (Edelsur) y 138 kV (Ampla) se ha comparado con los niveles de aislamiento de la norma ENEL correspondiente:

[16] DT 1083:2003 (Enel), “Transformatori AT/MT potenza nominale 16-25-40-63 MVA. Caratteristiche nominali”.

5 Estructura del informe

El informe se inicia con una introducción teórica de la coordinación de aislamiento, seguido de un análisis en cada distribuidora donde se aplica la metodología seguida en [3] para determinar el nivel de aislamiento de los transformadores. En cada nivel de tensión y proyecto tipo se especifican claramente los datos de entrada así como los parámetros de cálculo empleados. En el apéndice 1 se resume el procedimiento de cálculo.

6 Revisión teórica

La coordinación de aislamiento, según [2], es la selección del nivel de aislamiento asignado o del nivel de aislamiento normalizado (además de las distancias en el aire) de los materiales en relación a las tensiones de funcionamiento y sobretensiones que puedan aparecer en la red para la cual se ha diseñado el material, y teniendo en cuenta las condiciones de servicio y las características de los dispositivos de protección y prevención disponibles.

Tipos de aislamiento

Una primera clasificación distingue entre aislamiento externo e interno. El aislamiento externo corresponde a la distancia a través del aire ambiente o en la superficie de contacto con el aire ambiente del aislamiento sólido del material que está sujeto a esfuerzos dieléctricos y a los efectos de las condiciones atmosféricas y ambientales del lugar, tales como contaminación, humedad, fauna, etc. El aislamiento interno corresponde a las distancias en el aislamiento (sólido, líquido o gaseoso) interno al equipo y que están protegidas de los efectos de las condiciones atmosféricas y otras condiciones externas.

Una segunda clasificación distingue entre aislamiento autorregenerable y no. El aislamiento autorregenerable es el que, tras un corto período de tiempo después de una descarga disruptiva durante un ensayo dieléctrico, recupera completamente sus propiedades aislantes. Todos los aislamientos externos son autorregenerables, así como algunos aislamientos internos. El aislamiento no autorregenerable pierde sus propiedades aislantes, o no las recupera por completo.

6

Según [6], para transformadores sumergidos en aceite, los requisitos del nivel de aislamiento mínimo se aplican al aislamiento interno únicamente. Aunque es razonable que los valores asignados de tensión soportada que se especifican para el aislamiento interno del transformador deberían adoptarse como referencia para el aislamiento externo, puede que esto no sea cierto en todos los casos. Un fallo del aislamiento interno no autorregenerable es catastrófico y normalmente conduce a que el transformador salga de servicio por un largo período. En el caso del aislamiento externo, al ser autorregenerable, un fallo del aislamiento externo tiene consecuencias poco importantes. Como recomendación, en las tablas 5, 6 y 7 de [6] (reproducidas más adelante) se especifican las distancias de aislamiento mínimas fase a tierra, entre fases, fase a neutro y a arrollamientos de tensión inferior.

Tanto en los ensayos como en servicio, el aislamiento se somete a una tensión aplicada a los bornes del equipo (borne de fase, borne de neutro y borne de tierra). El comportamiento del aislamiento frente a sobretensiones depende de la configuración geométrica completa que abarca tanto el aislamiento como los bornes. Se identifican las siguientes configuraciones de aislamiento, empleadas en los ensayos:

• Configuración de aislamiento trifásico: configuración que tiene tres bornes de fase, uno de neutro y otro de tierra.

• Configuración de aislamiento fase-tierra: configuración de aislamiento trifásica en la que un borne de fase no es tenido en cuenta y, excepto en casos particulares, el borne de neutro está puesto a tierra.

• Configuración de aislamiento fase-fase: configuración de aislamiento trifásica en la que un borne de fase no es tenido en cuenta. En algunos casos particulares, tampoco se tienen en cuenta los bornes de neutro y tierra.

• Configuración de aislamiento longitudinal: configuración de aislamiento que tiene dos bornes de fase y un borne de tierra. Estos bornes de fase pertenecen a la misma fase de la red trifásica, separada temporalmente en dos partes energizadas independientemente (v.g. dispositivos de maniobra abiertos). Los cuatro bornes que pertenecen a las otras dos fases no son tenidos en cuenta o están puestos a tierra.

La metodología de coordinación de aislamiento para el transformador, incluida en [3], se aplica al aislamiento fase-tierra, fase-fase.

Sobretensiones

Un estudio de coordinación de aislamiento requiere, por tanto, conocer las sobretensiones a las que va a estar sometido el material aislante. En [2] se establecen dos tipos de tensiones y sobretensiones:

• Tensión/sobretensión de baja frecuencia: de duración relativamente larga (desde décimas de segundo a horas) y frecuencia inferior a 500 Hz, se clasifica a su vez en

o Tensión permanente: tensión a frecuencia industrial, de valor eficaz constante y aplicada permanentemente.

o Sobretensión temporal: sobretensión a frecuencia inferior a 500 Hz de duración relativamente larga. Puede ser originada por faltas, maniobras tales como pérdidas de carga, condiciones de resonancia o ferroresonancia.

• Sobretensión transitoria: de duración relativamente corta (varios milisegundos), puede ser oscilatoria o unidireccional. Se clasifica a su vez en

o Sobretensión de frente lento: normalmente oscilatoria, con una duración hasta el valor de cresta comprendida entre 20 y 5.000 µs y con un tiempo de cola

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igual o inferior a 20 ms. Pueden ser originadas por faltas, maniobras o descargas directas de rayo sobre los conductores de líneas aéreas.

o Sobretensión de frente rápido: normalmente unidireccional, con una duración hasta el valor de cresta comprendida entre 0,1 y 20 µs y duración de cola inferior a 300 µs. Pueden ser originadas por maniobras, descargas de rayos o faltas.

o Sobretensión de frente muy rápido: normalmente unidireccional, con una duración hasta el valor de cresta de 0,1 µs, una duración inferior a 3 ms, y con o sin oscilaciones superpuestas de frecuencias comprendidas entre 30 kHz y 100 MHz. Pueden ser originadas por faltas o maniobras en las celdas de aislamiento de gas de las subestaciones (GIS). Este tipo de sobretensiones no se contemplarán en este informe.

Limitación de las sobretensiones

Las sobretensiones de origen temporal pueden limitarse controlando los parámetros del sistema (impedancias de secuencia, puesta a tierra del neutro mediante bobina de extinción) durante el diseño de la red, o mediante la conexión de elementos de compensación de líneas, como reactancias paralelo, condensadores serie o compensadores estáticos. Las sobretensiones debidas a la ferroresonancia se pueden mitigar aumentando el amortiguamiento, por ejemplo, mediante resistencias en los arrollamientos terciarios de los transformadores de medida y protección.

Las sobretensiones de frente lento originadas por maniobras de interruptores pueden limitarse mediante el cierre sincronizado del interruptor, mediante el uso de resistencias de preinserción en serie con el interruptor (dispositivo de prevención) o mediante el uso de pararrayos (dispositivo de protección).

Las sobretensiones de frente rápido, originadas principalmente por la descarga de rayos, pueden limitarse mediante el apantallado de líneas y subestaciones (mediante cable de guarda y puntas Franklin) y mediante la colocación de pararrayos. Las descargas atmosféricas directas a una subestación son las que tienen efectos más destructivos sobre la aparamenta. El uso exclusivo de pararrayos no evita el riesgo sobre el aislamiento. Además no es posible técnica y económicamente dimensionar los aislamientos para soportar las sobretensiones originadas por la caída directa del rayo, por lo que se lleva a cabo un apantallamiento total. En los estudios de coordinación de aislamiento la posibilidad de la caída directa de un rayo no se contempla. Sólo se determinan las sobretensiones que pueden presentarse en la subestación causadas por descargas atmosféricas en las líneas a las que se conecta.

Procedimiento de coordinación de aislamiento

El procedimiento de coordinación de aislamiento que se aplicará en este estudio, y que se ha tomado de [2,3], se basa en la determinación de las tensiones soportadas asignadas del aislamiento entre fases, entre fase y tierra y longitudinal. También da la relación de tensiones soportadas normalizadas que permiten definir el nivel de aislamiento normalizado. El proceso de selección de la rigidez dieléctrica del aislamiento se compone de las siguientes etapas:

1. Estimación de las sobretensiones representativas, teniendo en cuenta los niveles de protección proporcionados por los dispositivos de protección instalados y las sobretensiones consideradas.

2. Determinación de las tensiones soportadas de coordinación.

3. Determinación de las tensiones soportadas especificadas o requeridas.

4. Selección de las tensiones soportadas asignadas normalizadas.

8

5. Selección del nivel de aislamiento asignado o normalizado.

La relación entre las tensiones soportadas asignadas normalizadas y la tensión más elevada para el material (Um) ha sido normalizada, mostrándose en las tablas 1 (tensión más elevada del material de la gama I) y 2 (tensión más elevada del material de la gama II). La gama I incluye redes con Um ≤ 245 kV y la gama II redes con Um > 245 kV. Las relaciones obtenidas de unir las tensiones soportadas asignadas normalizadas de todas las columnas, sin cruzar las líneas horizontales, se definen como niveles de aislamiento normalizados.

Estas tensiones soportadas asignadas normalizadas son válidas para condiciones ambientales normales (afectan exclusivamente al aislamiento externo):

• Temperatura ambiente inferior a 40 ºC y su valor medio, medido en un periodo de 24 h, no excede 35ºC.

• Altitud no superior a 1000 m sobre el nivel del mar. • El ambiente no está contaminado de forma significativa, de polvo, humo, gases

corrosivos, vapores o sal. La contaminación no excede del nivel de contaminación II (Medio), según la tabla 1 de [3].

Se observa de las tablas que el nivel de aislamiento asignado del material se define a partir de la tensión más elevada del material y las tensiones soportadas asignadas siguientes:

• Para materiales de la gama I:

o tensión soportada asignada normalizada a impulso tipo rayo; o tensión soportada asignada normalizada a frecuencia industrial de corta

duración.

• Para materiales de la gama II:

o tensión soportada asignada normalizada a impulso tipo maniobra; o tensión soportada asignada normalizada a impulso tipo rayo.

Como se observa de las tablas, para la mayoría de las tensiones más elevadas del material se prevé más de una posible tensión soportada, para permitir la aplicación de diferentes criterios de funcionamiento o de distintos patrones de sobretensión.

Existen unos niveles de aislamiento normalizados que son específicos para transformadores, y que se muestran en las tablas 3 y 4 [6]. Tal como se comentó previamente, dichas tablas son de obligado cumplimiento para el aislamiento interno, pudiendo el aislamiento externo tener otros valores inferiores. En nuestro análisis se obtendrán las tensiones soportadas especificadas para el aislamiento interno, determinándose a partir de las tablas 3 y 4 las tensiones normalizadas mínimas para dicho aislamiento. Por último se determinarán las distancias de aislamiento en el aire mínimas a partir de las tablas 5 y 6 [6].

Para el borne de neutro, el nivel de aislamiento necesario depende de si el borne de neutro está previsto para conexión directa a tierra, o si se deja abierto o se pone a tierra mediante una impedancia [6]. Cuando el borne de neutro está rígidamente conectado a tierra se recomienda una tensión soportada asignada a frecuencia industrial igual o superior a 38 kV, no aconsejándose ensayo a impulso tipo rayo.

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Tabla 1. Niveles de aislamiento normalizados para la gama I (1 kV < Um≤ 245 kV)

Tensión más elevada del material (Um) (kV)

(valor eficaz)

Tensión soportada asignada normalizada a frecuencia industrial de corta duración (kV)

(valor eficaz)

Tensión soportada asignada normalizada a impulso tipo rayo (kV)

(valor de cresta)

20 3,6 10 40 40 7,2 20 60 60 75 12 28 95 75 17,5 38 95 95

125 24 50 145 145 36 70 170

52 95 250

72,5 140 325

(150) (380) 100 185 450

(185) (450) 123 230 550

(185) (450) 230 550 145

275 650 (230) (550) 275 650 170

325 750 (275) (650) (325) (750) 360 850 395 950

245

460 1050

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Tabla 2. Niveles de aislamiento normalizados para la gama II (Um > 245 kV)

Tensión soportada asignada normalizada a impulso tipo maniobra Tensión más elevada para el

material (Um) (kV)

(valor eficaz)

Aislamiento longitudinal (kV)

(valor de cresta)

Fase a tierra (kV)

(valor de cresta)

Fase-fase (relación con el valor de

cresta fase.tierra)

Tensión soportada asignada

normalizada a impulso tipo rayo

(kV)

(valor de cresta)

850 750 750 1,5

950 950

300

750 850 1,5 1050 950

850 850 1,5 1050 1050

362

850 950 1,5 1175 1050

850 850 1,6 1175 1175

950 950 1,5 1300 1300

420

950 1050 1,5 1425 1175

950 950 1,7 1300 1300

950 1050 1,6 1425

950 1425

550

1050 1175 1,5

1550 1675

1175 1300 1,7 1800 1800

1175 1425 1,7 1950

1175 1950

800

1300 1550 1,6

2100

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Tabla 3. Tensiones soportadas normalizadas para arrollamientos de transformador con tensión más elevada para el material Um ≤ 170 kV.

12

Tabla 4. Tensiones soportadas normalizadas para arrollamientos de transformadores con tensión más elevada para el material Um > 170 kV.

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Tabla 5. Distancias de aislamiento en el aire mínimas recomendadas fase a tierra, entre fases, fase a neutro y a arrollamientos de tensión inferior desde las partes en tensión de los pasatapas de transformadores de potencia que tengan arrollamientos con tensión más elevada para el material Um ≤ 170 kV.

Tabla 6. Distancias de aislamiento en el aire mínimas recomendadas fase a tierra, entre fases, fase a neutro y a arrollamientos de tensión inferior desde partes en tensión de pasatapas de transformadores de potencia que tengan arrollamientos con tensión más elevada para el material con Um > 170 kV.

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7 Ampla

Ampla dispone de los siguientes niveles de tensión: 138 , 69 , 34,5 , 13,8 y 11,95 kV. En todos los niveles el neutro está rígidamente a tierra.

Nivel de 138 kV

Datos de entrada

La tensión más elevada de la red es 145 kV (tabla 1). El valor de la sobretensión fase-tierra con probabilidad del 2 % de ser excedido que se toma en [5] es 2,5 pu, indicándose que es un valor conservador. Se elige 2,1, valor superior al empleado en 220 kV [3]. En cuanto a la tasa de cebados se escoge 6 cebados/100 km·año, como en [5]. La tasa admisible de fallos se toma 1/400 fallos/año, igual que [5].

En relación al pararrayos, se toma la longitud máxima pararrayos-aislamiento interno la misma que en las S/E 220-110-132 mixta blindada de Endesa España: 13 m.En cuanto a sus características, en [7] se prescriben los siguientes límites:

• tensión nominal: 120 kV; • tensión de funcionamiento continuo: ≥ 92 kV; • nivel de protección a impulsos tipo maniobra: ≤ 240 kV; • nivel de protección a impulsos tipo rayo: ≤ 300 kV.

Si comparamos estos valores con los de los fabricantes [14,15] se observa que dichos límites están muy cercanos a los valores realmente escogidos, por lo que se tomarán dichos límites. En la tabla 7 se muestran los valores (véase en apéndice 2 los cálculos empleados).

Tabla 7. Ampla: datos de entrada para el cálculo del nivel de aislamiento en 138 kV. Tensión más elevada de la red Us (kV) 145 Longitud del vano tramo de línea próximo a la S/E (m) 200

Conexión neutro-tierra Rígido a

tierra Tasa de cebados tramo línea próximo a la S/E (defectos/km·año)

6/100

Tipo de reenganche Trifásico Tasa admisible de fallos del equipo (fallos/año) 1/400 ¿Resistencia de preinserción? No Altitud (m) 1000 Impedancia equivalente red alimentación Compleja Aislamiento interno sumergido en un líquido Compensación paralelo < 50 % ↓ Pararrayos según [7] ↓ Sobretensión f-t con probabilidad del 2 % de ser excedida (pu)1 2,1 Tensión de funcionamiento continuo (kV) [7] 92

Longitud máxima pararrayos – aislamiento interno (m)

13 Tensión asignada (kV) [7] 120

Número de líneas que llegan a la S/E 2 Nivel de protección a impulsos tipo maniobra (kV)[7] 240 Número de conductores por fase 1 Nivel de protección a impulsos tipo rayo (kV)[7] 300

Factor A de comportamiento frente al rayo de una línea aérea (kV)

4500

1 Se toma como base sU3/2 .

Resultados

• Sobretensión representativa a frecuencia industrial. Se escoge 1,4 pu [5]. Multiplicando por la tensión más elevada de la red resulta:

o sobretensión fase-tierra: 117 kV; o sobretensión fase-fase: 203 kV.

• Sobretensión representativa de frente lento fase-tierra:

o valor de truncamiento Uet = 281 kV (véase fórmula en apéndice 2); o sobretensión representativa fase-tierra: 240 kV.

• Sobretensión representativa de frente lento fase-fase:

o sobretensión fase-fase con probabilidad del 2% de ser excedida: 3,23 pu; o valor de truncamiento Upt = 428 kV (véase fórmula en apéndice 2);

15

o sobretensión representativa fase-fase: 428 kV.

• Tensión soportada de coordinación a frecuencia industrial:

o fase-tierra: 117 kV; o fase-fase: 203 kV.

• Tensión soportada de coordinación de frente lento (maniobra):

o factor de coordinación fase-tierra Kcdft: 1,04; o factor de coordinación fase-fase Kcdff: 1; o tensión soportada de coordinación fase-tierra: 250 kV; o tensión soportada de coordinación fase-fase: 428 kV.

• Tensión soportada de coordinación de frente rápido: 421 kV.

• Tensiones soportadas especificadas

o Factor de seguridad: 1,15 o Conversión impulsos tipo maniobra � tipo rayo. En la gama I, la tensión

soportada especificada a impulso tipo maniobra se convierte en tensión soportada a frecuencia industrial y a impulso tipo rayo (cf. apéndice 2). No es necesario emplear ambas tensiones soportadas a la hora de determinar las tensiones soportadas asignadas mínimas. Basta que se cumpla una de las dos. Se escogerá la tensión soportada a impulso tipo rayo. Para ello basta multiplicar por 1,1 las tensiones soportadas especificadas de maniobra..

En la tabla 8 se muestran los valores obtenidos.

Tabla 8. Ampla: tensiones soportadas especificadas para 138 kV

Tipo de aislamiento � Interno (kV) Fase-tierra 135 Tensión de corta duración a frecuencia

industrial Fase-fase 233 Fase-tierra 317 Conversión impulsos tipo maniobra �

impulsos tipo rayo Fase-fase 541 Impulso tipo rayo Fase-fase/fase-tierra 484

Tensiones soportadas normalizadas seleccionadas

• Tensión soportada normalizada a frecuencia industrial: 230 kV. Justificación:

De la tabla de resultados se observa que la tensión asignada mínima es 233 kV, un 1% superior a la tensión normalizada seleccionada. Teniendo en cuenta que para su cálculo se ha supuesto la improbable circunstancia de que la red está a la tensión más elevada (145 kV), que la sobretensión aplicada es la máxima previsible (1,4 pu) y que además se aplica un factor de seguridad de un 15 %, es razonable elegir el valor de 230 kV (tabla 3) para el aislamiento interno.

• Tensión soportada normalizada a impulso tipo rayo: 550 kV. Justificación:

Para el aislamiento interno la tensión soportada asignada mínima es 541 kV, por lo que la tensión normalizada elegida para dicho aislamiento es 550 kV (tabla 3).

Por otro lado el margen de protección a impulso tipo rayo del pararrayos es 1,8. El mínimo comúnmente adoptado es 1,2, por lo que el pararrayos protege correctamente el transformador.

• Tensiones soportadas empleadas por Enel [16]: las mismas que las propuestas.

• Tensión soportada a frecuencia industrial del borne de neutro: ≥ 38 kV [6].

Distancias de aislamiento al aire

En relación a las distancias mínimas de aislamiento en el aire, para una altitud de 1000 m, se obtienen de la tabla 5: 0,9 m.

16

Nivel de 69 kV

Datos de entrada

La tensión más elevada de la red es 72,5 kV (cf. tabla 1). No se han encontrado referencias a este nivel de tensión sobre el valor de la sobretensión fase-tierra con probabilidad del 2 % de ser excedido, pero de la figura 1 de [3] (figura A1) se puede obtener una estimación aproximada: entre 1,5 y 3,4 pu. Se tomará el punto medio de la franja, 2,4 pu. En cuanto a la tasa de cebados se escoge un valor típico de 6 cebados/100 km·año [5]. La tasa admisible de fallos se toma también 1/400 fallos/año.

En relación al pararrayos, se elige 8 m como distancia máxima pararrayos-aislamiento interno, siendo este valor el máximo correspondiente a una S/E de Endesa en España (S/E 66-MT exterior convencional).En cuanto a sus características, en [7] se prescriben los siguientes límites:


En la práctica los valores de los niveles de protección a impulsos tipo maniobra y tipo rayo son muy inferiores, como se puede ver en [14,15]. Se tomarán los valores correspondientes a la tabla de pararrayos poliméricos de S/E tipo ZSP de [14] (cf. tabla A2). En la tabla 9 se muestran los datos de entrada.

Tabla 9. Ampla: datos de entrada para el cálculo del nivel de aislamiento en 69 kV

Tensión más elevada de la red Us (kV) 72,5 Longitud del vano tramo de línea próximo a la S/E (m) 150



6/100

Tipo de reenganche Trifásico Tasa admisible de fallos del equipo (fallos/año) 1/400 ¿Resistencia de preinserción? No Altitud (m) 1000 Impedancia equivalente red alimentación Compleja Aislamiento interno sumergido en un líquido Compensación paralelo < 50 % ↓ Pararrayos según [7,14] ↓ Sobretensión f-t con probabilidad del 2 % de ser excedida (pu)1 2,4 Tensión de funcionamiento continuo (kV) [7,14] 48


8 Tensión asignada (kV) [7,14] 60



4500


Resultados

• Sobretensión representativa a frecuencia industrial. Se escoge 1,4 pu para la sobretensión fase-tierra y 1,3 para la fase-fase [5]. Multiplicando por la tensión más elevada de la red resulta:



o valor de truncamiento Uet = 163 kV (cf. fórmula en apéndice 2); o sobretensión representativa fase-tierra: 116 kV.


o sobretensión fase-fase con probabilidad del 2% de ser excedida: 3,6 pu; o valor de truncamiento Upt = 241 kV (cf. fórmula en apéndice 2);

17







• Tensiones soportadas especificadas:

o factor de seguridad: 1,15; o conversión impulsos tipo maniobra � tipo rayo. Se multiplican por 1,1 las

tensiones soportadas especificadas de maniobra.



Tipo de aislamiento � Interno (kV) Fase-tierra 67 Tensión de corta duración a

frecuencia industrial Fase-fase 109 Fase-tierra 158 Conversión impulsos tipo maniobra

� impulsos tipo rayo Fase-fase 293 Impulso tipo rayo Fase-fase/fase-tierra 271



De la tabla de resultados se observa que la tensión asignada mínima es 109 kV, por lo que se elige el valor de 140 kV (tabla 3) para el aislamiento interno.







18

Nivel de 34,5 kV

Datos de entrada

La tensión más elevada para el material es 36,2 kV [14].

En relación al valor de la sobretensión fase-tierra con probabilidad del 2 % de ser excedido, en [3] y [4] se escoge 2,6 pu, por lo que se tomará dicho valor. En cuanto a la tasa de cebados se escoge 6 cebados/100 km·año, como en los casos anteriores. La tasa admisible de fallos se toma también 1/400 fallos/año. En cuanto al valor del factor A, se analizarán el caso más desfavorable de crucetas de madera aisladas de tierra. Por otro lado el número de líneas que llegan a la S/E se supondrá 3.

En relación al pararrayos, se toma como distancia máxima pararrayos-aislamiento interno 7 m, valor máximo de distancia en S/E Endesa de España. En cuanto a sus características, en [7] se prescriben los siguientes valores:


En la práctica los valores empleados son muy inferiores, como se puede ver en [14,15]. Se tomarán los valores correspondientes a la tabla de pararrayos poliméricos de S/E tipo ZSP de [14] (cf. tabla A2). En la tabla 11 se muestran los datos de entrada.

Tabla 11. Ampla: datos de entrada para el cálculo del nivel de aislamiento en 34,5 kV




6/100

Tipo de reenganche Trifásico Tasa admisible de fallos del equipo (fallos/año) 1/400 ¿Resistencia de preinserción? No Altitud (m) 1000 Impedancia equivalente red alimentación Compleja Aislamiento interno sumergido en un líquido Compensación paralelo < 50 % ↓ Pararrayos según [7,14] ↓ Sobretensión f-t con probabilidad del 2 % de ser excedida (pu)1 2,6 Tensión de funcionamiento continuo (kV) [7,14] 24,4



Número de líneas que llegan a la S/E 3 Nivel de protección a impulsos tipo maniobra (kV)[14] 59,7 Número de conductores por fase 1 Nivel de protección a impulsos tipo rayo (kV)[14] 73,2


2700


Resultados

• Sobretensión representativa a frecuencia industrial. Se escoge 1,4 pu para las sobretensiones fase-tierra /debidas a falta monofásica) y 1,2 para las fase-fase (debidas a pérdidas de carga) [5]. Resulta entonces:


• Sobretensión representativa de frente lento fase-tierra

o valor de truncamiento Uet = 89 kV (cf. fórmula en apéndice 2); o sobretensión representativa fase-tierra: 59,7 kV.



19




• tensión soportada de coordinación de frente lento (maniobra):


• Tensión soportada de coordinación de frente rápido: 127 kV


o factor de seguridad: 1,15 o conversión impulsos tipo maniobra � tipo rayo. Se multiplican por 1,1 las



Tabla 12. Ampla: tensiones soportadas especificadas para 34,5 kV

Tipo de aislamiento � Interno (kV) Fase-tierra 34

Tensión de corta duración a frecuencia industrial Fase-fase 50

Fase-tierra 82 Conversión impulsos tipo maniobra � impulsos tipo rayo Fase-fase 151 Impulso tipo rayo Fase-fase/fase-tierra 146










20

Nivel de 13,8 kV

Datos de entrada

Los datos de entrada son los mismos que en el nivel de 34,5 kV, excepto la tensión más elevada de la red (14,5 kV) [14], la longitud del vano y las características del pararrayos. En relación al pararrayos, en [7] se prescriben los siguientes valores:

• tensión nominal: 12 kV; • tensión de funcionamiento continuo: ≥ 9,6 kV; • nivel de protección a impulsos tipo maniobra: ≤ 34,8 kV; • nivel de protección a impulsos tipo rayo: ≤ 43,2 kV.

. En la práctica los valores empleados son muy inferiores, como se puede ver en [14,15]. Se tomarán los valores correspondientes a la tabla de pararrayos poliméricos de S/E tipo ZSP de [14] (cf. tabla A2). En la tabla 13 se muestran los datos de entrada.





6/100

Tipo de reenganche Trifásico Tasa admisible de fallos del equipo (fallos/año) 1/400 ¿Resistencia de preinserción? No Altitud (m) 1000 Impedancia equivalente red alimentación Compleja Aislamiento interno sumergido en un líquido Compensación paralelo < 50 % ↓ Pararrayos según [7,14] ↓ Sobretensión f-t con probabilidad del 2 % de ser excedida (pu)1 2,6 Tensión de funcionamiento continuo (kV) [14] 10,2


6,5 Tensión asignada (kV) [7,14] 12



2700


Resultados

• Sobretensión representativa a frecuencia industrial. Se escoge 1,4 pu para la sobretensión fase-tierra, por estar el neutro conectado rígidamente a tierra [5]. Se escoge 1,2 pu para la sobretensión fase-fase [5]. Resulta entonces:

o sobretensión fase-tierra: 12 kV;

o sobretensión fase-fase: 18 kV.


o valor de truncamiento Uet = 36 kV (cf. fórmula en apéndice 2);

o sobretensión representativa fase-tierra: 25 kV.

• Sobretensión representativa de frente lento fase-fase

o sobretensión fase-fase con probabilidad del 2% de ser excedida: 3,9 pu;

o valor de truncamiento Upt = 53 kV (cf. fórmula en apéndice 2);



o fase-tierra: 12 kV;

o fase-fase: 18 kV.


o factor de coordinación fase-tierra Kcdft: 1,08;

21

o factor de coordinación fase-fase Kcdff: 1;

o tensión soportada de coordinación fase-tierra: 27 kV;

o tensión soportada de coordinación fase-fase: 49 kV.



o factor de seguridad: 1,15;

o conversión impulsos tipo maniobra � tipo rayo. Se multiplican por 1,1 las tensiones soportadas especificadas de maniobra.





Fase-tierra 34 Conversión impulsos tipo maniobra � impulsos tipo rayo Fase-fase 62 Impulso tipo rayo (3 líneas con crucetas madera) Fase-fase/fase-tierra 70



De la tabla 14 se observa que la tensión asignada mínima es 21 kV, por lo que el valor de 38 kV es aceptable como tensión soportada para el aislamiento interno (tabla 3).


De la tabla 14 se observa que la tensión asignada mínima ha de ser 70 kV, por lo que el valor de 95 kV es aceptable (tabla 3).





22

Nivel de 11,95 kV

Datos de entrada

La tensión más elevada de la red es 12,7 kV [14]. Según [7] el pararrayos tiene los mismos límites que en 13,2 kV, por lo que se escoge el mismo pararrayos. El resto de datos también coincide. Se muestran en la tabla 15.





6/100






2700


Resultados

• Sobretensión representativa a frecuencia industrial. Se escoge 1,4 pu para la sobretensión fase-tierra, por estar el neutro conectado rígidamente a tierra [5]. Se escoge 1,2 pu para la sobretensión fase-fase. Resulta entonces:




o valor de truncamiento Uet = 31 kV (véase fórmula en apéndice 2);




o valor de truncamiento Upt = 46 kV (véase fórmula en apéndice 2);




o fase-fase: 16 kV.









23









De la tabla 29 se observa que la tensión asignada mínima es 19 kV, por lo que el valor de 38 kV es aceptable para el aislamiento interno (tabla 3).


De la tabla 29 se observa que la tensión asignada mínima ha de ser 70 kV, por lo que se elige el valor de 75 kV (tabla 3).





8 Codensa

Codensa dispone de los siguientes niveles de tensión: 500 , 230 , 115 , 34,5 , 13,2 , y 11,4 kV. Lo más significativo de esta distribuidora es la altitud de cálculo: 2650 m. Esto afectará al aislamiento externo y, en particular, a las distancias en el aire. En cuanto al neutro, en todos los casos está rígido a tierra. En los niveles de 500 y 230 kV Codensa no dispone de líneas, que pertenecen al gestor de la red de Transporte, aunque sí dispone de transformadores y posiciones de subestación.

Nivel de 230 kV

Datos de entrada

La tensión más elevada de la red es 245 kV [9]. El valor de la sobretensión fase-tierra con probabilidad del 2 % de ser excedido que se toma en [3] es 1,9 pu. Se elige 2,1 pu. En [4] se toma 3 pu pero este caso corresponde a las sobretensiones que afectan al equipo situado a la entrada de línea, no al transformador. El resto de datos (factor A, longitud del vano, tasa de cebados, tasa admisible de fallos) son los mismos que en [3] y [4].

En relación al pararrayos, se toma como distancia máxima pararrayos-transformador la misma que en las S/E de Endesa España: 12 m. En cuanto a las características, [9] se especifica que la tensión nominal ha de ser 192 kV y la tensión de funcionamiento continuo 152 kV. De [14] se obtendrán los niveles de protección del pararrayos (tipo ZSP). Todos los datos se muestran en la tabla 17.

En el apéndice 2 se describen los cálculos donde se emplean estos parámetros.

24

Tabla 17. Codensa: datos de entrada para el cálculo del nivel de aislamiento en 230 kV

Tensión más elevada de la red Us (kV) 245 Longitud del vano tramo de línea próximo a la S/E (m) 300



0.01

Tipo de reenganche Monofásico Tasa admisible de fallos del equipo (fallos/año) 1/400 ¿Resistencia de preinserción? No Altitud (m) 2650 Impedancia equivalente red alimentación Compleja Aislamiento interno sumergido en un líquido Compensación paralelo < 50 % ↓ Pararrayos según [9,14] ↓ Sobretensión f-t con probabilidad del 2 % de ser excedida (pu)1 2,1 Tensión de funcionamiento continuo (kV) [9] 154



Número de líneas que llegan a la S/E 2 Nivel de protección a impulsos tipo maniobra (kV) [14] 378 Número de conductores por fase 1 Nivel de protección a impulsos tipo rayo (kV) [14] 446


4500


Resultados

• Sobretensión representativa a frecuencia industrial. Se escoge 1,4 pu. En [3] se indica que no sobrepasa normalmente 1,3 pu, por lo que el valor elegido es conservador. Multiplicando por la tensión más elevada de la red resulta:












o fase-fase: 343 kV.








o Factor de seguridad: 1,15

o Conversión impulsos tipo maniobra � tipo rayo. Se multiplican por 1,1 las tensiones soportadas especificadas de maniobra.


25

Tabla 18. Codensa: tensiones soportadas especificadas para 230 kV






De la tabla 18 se observa que la tensión soportada asignada mínima a frecuencia industrial debe ser 394 kV, por lo que la tensión soportada normalizada más cercana es (tabla 4) 395 kV. Aunque este valor es muy próximo a la tensión soportada especificada, hay que tener en cuenta que se ha elegido la máxima sobretensión temporal (improbable que ocurra), se ha supuesto que la tensión de la red es 245 kV (también muy improbable) y se ha empleado un factor de seguridad de 1,15.


De la tabla 18 se observa que la tensión soportada asignada mínima a impulso tipo rayo debe ser 914 kV, por lo que la tensión soportada normalizada es, según tabla 4, 950 kV.

Por otro lado el margen de protección a impulso tipo rayo del pararrayos resulta ser 2,1. El mínimo comúnmente adoptado es 1,2, por lo que el pararrayos protege correctamente el transformador.

• Tensión soportada normalizada a impulso tipo maniobra: 850 kV. Como ya se ha comentado, según [3] para dispositivos de la gama I el aislamiento se define a partir de las tensiones soportadas a frecuencia industrial y a impulso tipo rayo. Sin embargo en la tabla 4 aparece para el nivel de 220 kV (umbral entre gama I y II) una columna correspondiente a la tensión soportada a impulso tipo maniobra ya que es práctica habitual en algunos países. En nuestro caso obtuvimos como tensión soportada de coordinación de frente lento 723 kV, que multiplicado por el factor de seguridad resulta 831 kV. El valor normalizado superior es por tanto 850 kV.



En relación a las distancias mínimas de aislamiento en el aire, para una altitud de 1000 m, se obtienen de la tabla 6:

• distancia fase-tierra: 2,3 m;

• distancia fase-fase: 2,65 m;

• distancia a otro arrollamiento: 1,75 m.

Como la altitud es 2650 m, se incrementarán las distancias un 16,5% (un 1% por cada 100 m por encima de 1000 m). Las distancias quedan entonces:




26

Nivel de 115 kV

Datos de entrada

La tensión más elevada para el material es 123 kV [9]. El valor de la sobretensión fase-tierra con probabilidad del 2 % de ser excedido que se toma en [5] es 2,5 pu, indicándose que es un valor conservador. Se elige 2,1, similar a 220 kV. En cuanto a la tasa de cebados se escoge 6 cebados/100 km·año, como en [5]. La tasa admisible de fallos se toma 1/400 fallos/año, igual que [5].

En relación al pararrayos, se toma como distancia máxima transformador-pararrayos 13 m, similar a la distancia máxima en la S/E 220-110-132 mixta blindada. En [9] se especifica que la tensión nominal del pararrayos ha de ser 96 kV y la tensión de funcionamiento continuo 76 kV. De [14] se obtendrán los niveles de protección del pararrayos (tipo ZSP). Todos los datos se muestran en la tabla 19.





6/100






4500


Resultados

• Sobretensión representativa a frecuencia industrial. Se toma como sobretensión fase-tierra 1,4 pu. En cuanto a la sobretensión fase-fase por pérdida de carga, tomar 1,4 pu es excesivo para este nivel de tensión, por lo que se escoge 1,3 pu. Multiplicando por la tensión más elevada de la red resulta:


o sbretensión fase-fase: 160 kV.





o sobretensión fase-fase con probabilidad del 2% de ser excedida: 3,23 pu

o valor de truncamiento Upt = 357 kV (véase fórmula en apéndice 2)


• Tensión soportada de coordinación a frecuencia industrial


o fase-fase: 160 kV

• Tensión soportada de coordinación de frente lento (maniobra)

o factor de coordinación fase-tierra Kcdft: 1,06

27

o factor de coordinación fase-fase Kcdff: 1

o Tensión soportada de coordinación fase-tierra: 194 kV

o Tensión soportada de coordinación fase-fase: 357 kV

• Tensión soportada de coordinación de frente rápido: 345 kV • Tensiones soportadas especificadas



En la tabla 20 se muestran los valores empleados. Tabla 20. Codensa: tensiones soportadas especificadas para 115 kV



� sobretensión temporal Fase-fase 205 Fase-tierra 246 Conversión impulsos tipo maniobra






Para el aislamiento interno la tensión soportada asignada mínima es 451 kV, un 0,2 % superior a la normalizada de 450 kV (tabla 3). Teniendo en cuenta que para obtener la tensión soportada especificada se han empleado un factor de seguridad del 15 %, parece adecuado escoger la tensión de 450 kV.

Por otro lado el margen de protección a impulso tipo rayo del pararrayos es 2. El mínimo comúnmente adoptado es 1,2, por lo que el pararrayos protege correctamente el transformador.



En relación a las distancias mínimas de aislamiento en el aire, para una altitud de 1000 m, se obtienen de la tabla 5: 0,83 m. Para 2650 m resulta 0,97 m.

Nivel de 34,5 kV

Teniendo en cuenta que el neutro está a tierra tanto en las redes de Ampla como en Codensa, y que las características del pararrayos son también similares, se obtienen los mismos resultados que para el nivel de 34,5 kV de Ampla, excepto las distancias en el aire. La distancia en el aire para 1000 m era 0,28 m. Para una altura sobre el nivel del mar de 2650 m resulta 0,33 m.

Nivel de 13,2 kV

La tensión más elevada de la red es 13,9 kV [14]. Los datos restantes son los mismos que para el nivel de 13,8 kV de Ampla. Las tensiones normalizadas que resultan son por tanto las mismas. En cuanto a la distancia en el aire a 2650 m, resulta 0,13 m

Nivel de 11,4 kV

28

La tensión más elevada de la red es 12 kV [9]. Según [9] el pararrayos ha de tener una tensión asignada de 12 kV y una tensión de funcionamiento continuo superior a 9,6 kV. Se toman los mismos valores que en el nivel de 11,95 kV de Ampla. El resto de datos son también los mismos, por lo que se obtienen los resultados idénticos. La distancia en el aire a 2650 m resulta ser 0,13 m.

9 Coelce

Esta compañía tiene tres niveles de tensión: 230, 69 y 13,4 kV. En 230 y 69 kV el neutro está puesto a tierra directamente, mientras que para 13,4 kV está puesto a tierra a través de resistencia.

Nivel de 230 kV

Se toman los mismos datos que para el nivel de 230 kV de Codensa, excepto la altura sobre el nivel del mar. Los resultados son los mismos, excepto la distancia en el aire:



• distancia a otro arrollamiento: 1,75 m

Nivel de 69 kV

Según [10] el pararrayos ha de cumplir los siguientes requisitos:

• tensión de funcionamiento continuo: ≥ 42 kV;

• nivel de protección a impulsos tipo maniobra: ≤ 130 kV;

• nivel de protección a impulsos tipo rayo: ≤ 170 kV;

El pararrayos empleado previamente para el mismo nivel de tensión de Ampla cumple estos requisitos. El resto de datos son también iguales a los de Ampla, por lo que los resultados son idénticos.

Nivel de 13,8 kV

La puesta a tierra del neutro es mediante impedancia. El resto de datos coincide con el de Ampla para el mismo nivel de tensión. Las tensiones soportadas especificadas a frecuencia industrial son las únicas que difieren respecto a los resultados de Ampla, ya que la sobretensión representativa fase-tierra debida a una falta a tierra es 1,7 en lugar de 1,4. Las tensiones soportadas especificadas resultan:

• fase-tierra: 16 kV;

• fase-fase: 23 kV.

Este cambio no modifica la tensión normalizada a frecuencia industrial obtenida en el mismo nivel de Ampla: 38 kV.

29

10 Chilectra

Esta compañía tiene los siguientes niveles de tensión: 220, 110, 23,5 y 12,5 kV. En los dos primeros el neutro está rígidamente a tierra. En los dos últimos el neutro está conectado a tierra a través de una impedancia. La altitud sobre el nivel del mar es 1000 m.

Nivel de 220 kV

Datos de entrada

Se toman los mismos datos que en el nivel de 230 kV de Codensa, excepto la tensión más elevada de la red, obtenida de [13], las características del pararrayos que se han obtenido de [13] y del catálogo [15] (tipo PH4). En la tabla 21 se muestran los valores empleados.

Tabla 21. Chilectra: datos de entrada para el cálculo del nivel de aislamiento en 220 kV




0.01

Tipo de reenganche Monofásico Tasa admisible de fallos del equipo (fallos/año) 1/400 ¿Resistencia de preinserción? No Altitud (m) 1000 Impedancia equivalente red alimentación Compleja Aislamiento interno sumergido en un líquido Compensación paralelo < 50 % ↓ Pararrayos según [13,15] ↓ Sobretensión f-t con probabilidad del 2 % de ser excedida (pu)1 2,1 Tensión de funcionamiento continuo (kV) [15] 158,4





4500


Resultados


















30







Tabla 22. Chilectra: tensiones soportadas especificadas para 220 kV






De la tabla 22 se observa que la tensión soportada asignada mínima a frecuencia industrial debe ser 390 kV, por lo que la tensión soportada normalizada más cercana es (tabla 4) 395 kV.








• distancia fase-tierra: 2,3 m • distancia fase-fase: 2,65 m • distancia a otro arrollamiento: 1,75 m

Nivel de 110 kV

La tensión más elevada de la red resulta ser 121 kV [13]. En relación al pararrayos, en [13] se indican los valores de tensión asignada (96 kV) y de funcionamiento continuo (76 kV). Se tomarán los valores correspondientes a la tabla de pararrayos poliméricos de S/E tipo ZSP de [14] (cf. tabla A2). Tomando el resto de datos del nivel de 115 kV de Codensa, la única

31

diferencia entre ambos niveles sería la altitud sobre el nivel del mar, por lo que los resultados son idénticos excepto las distancias al aire: 0,83 m.

Nivel de 23,5 kV

Datos de entrada

En este caso el neutro está puesto a tierra a través de impedancia. Según [13] la tensión más elevada de la red es 25,3 kV. En [13] se indica también que las tensiones asignadas y de funcionamiento continuo que ha de tener el pararrayos son:

• tensión asignada: 21 kV;

• tensión de funcionamiento continuo: 17 kV.

La longitud pararrayos-transformador se toma 6,5 m, valor empleado en las S/E de Endesa España. Para estos valores existe en [14] un pararrayos tipo ZSP (véase tabla A2 de apéndice 3) cuya capacidad para soportar sobretensiones temporales (TOV) para 1 s es 24,8 kV y para 10 s 23,6 kV. El valor mínimo que debe soportar el pararrayos es 24,8 para 10 s, por lo que se escoge el siguiente pararrayos de la lista. El resto de datos coinciden con los empleados en el nivel de 34,5 kV de Ampla. En la tabla 23 se muestran los datos de entrada.

Tabla 23. Chilectra: datos de entrada para el cálculo del nivel de aislamiento en 23,5 kV


Conexión neutro-tierra A través de impedancia

Tasa de cebados tramo línea próximo a la S/E (defectos/km·año)

6/100

Tipo de reenganche Trifásico Tasa admisible de fallos del equipo (fallos/año) 1/400 ¿Resistencia de preinserción? No Altitud (m) 1000 Impedancia equivalente red alimentación Compleja Aislamiento interno sumergido en un líquido Compensación paralelo < 50 % ↓ Pararrayos según [14] ↓ Sobretensión f-t con probabilidad del 2 % de ser excedida (pu)1 2,6 Tensión de funcionamiento continuo (kV) [14] 19.5


6,5 Tensión asignada (kV) [14] 24

Número de líneas que llegan a la S/E 3 Nivel de protección a impulsos tipo maniobra (kV)[14] 47.4 Número de conductores por fase 1 Nivel de protección a impulsos tipo rayo (kV)[14] 58


2700


Resultados

• Sobretensión representativa a frecuencia industrial. Se escoge 1,7 pu para la sobretensión fase-tierra, por estar el neutro conectado a tierra a través de impedancia [5]. Se escoge también 1,2 pu para la sobretensión fase-fase. Resulta entonces:




o Valor de truncamiento Uet = 62 kV (cf. fórmula en apéndice 2);

o Sobretensión representativa fase-tierra: 47 kV.







32

o fase-fase: 30 kV.











Tabla 24. Chilectra: tensiones soportadas especificadas para 23,5 kV






De la tabla 24 se observa que la tensión asignada mínima es 35 kV, por lo que el valor de 50 kV es aceptable (tabla 3).




Distancia de aislamiento al aire

En relación a la distancia mínimas de aislamiento en el aire, para una altitud de 1000 m, se obtiene de la tabla 5: 0,210 m.

Nivel de 12,5 kV

Datos de entrada

La tensión más elevada de la red resulta ser 13,8 kV [13]. En relación al pararrayos, en [13] se indican los valores de tensión asignada (12 kV) y de funcionamiento continuo (10,2 kV). Se tomarán los valores correspondientes a la tabla de pararrayos poliméricos de S/E tipo ZSP de [14] (cf. tabla A2). El resto de datos coincide con el nivel de 11,95 kV de Ampla. Se muestran en la tabla 25.

33





6/100






2700


Resultados













o fase-fase: 17 kV.





o tensión soportada de coordinación fase-fase: 49 kV;






34







De la tabla 26 se observa que la tensión asignada mínima es 19 kV, por lo que se elige el valor de 28 kV (tabla 3) para el aislamiento interno.






11 Edelnor

Esta compañía tiene los siguientes niveles de tensión: 220, 60, 20 y 10 kV. Aunque la tensión de 20 kV no está aún implementada, se estudiará también. El neutro está rígidamente a tierra en 220 y 60 kV, y aislado en 20 y 10 kV.

Nivel de 220 kV

La tensión más elevada de la red es 245 kV [11]. El resto de datos coincide con el nivel de 220 kV de Chilectra. Los resultados son por tanto los mismos.

Nivel de 60 kV

La tensión más elevada de la red es 66 kV (este valor se ha obtenido incrementando la tensión asignada un 10 %). Se escoge como pararrayos el de tensión asignada 54 kV tipo ZSP [14]. El resto de datos coincide con los del nivel de 69 kV de Ampla. La tabla 27 muestra los valores.

Tabla 27. Edelnor: datos de entrada para el cálculo del nivel de aislamiento en 60 kV




6/100






4500


35

Resultados

• Sobretensión representativa a frecuencia industrial. Para la sobretensión fase-tierra se escoge 1,4 pu y para la fase-fase 1,3 pu. Multiplicando por la tensión más elevada de la red resulta:












o fase-fase: 86 kV.











Tabla 28. Edelnor: tensiones soportadas especificadas para 60 kV









36




En relación a la distancia mínima de aislamiento en el aire, para una altitud de 1000 m, se obtienen de la tabla 5: 0,63 m.

Nivel de 20 kV

Datos de entrada

En este nivel el neutro está aislado. La tensión más elevada de la red es 24 kV (tabla 1). Se escoge como pararrayos el de tensión asignada 24 kV tipo ZSP [14]. El resto de datos coincide con el nivel de 23,5 kV de Chilectra. La tabla 29 muestra los datos.

Tabla 29. Edelnor: datos de entrada para el cálculo del nivel de aislamiento en 20 kV Tensión más elevada de la red Us (kV) 24 Longitud del vano tramo de línea próximo a la S/E (m) 75

Conexión neutro-tierra Aislado Tasa de cebados tramo línea próximo a la S/E (defectos/km·año)

6/100

Tipo de reenganche Trifásico Tasa admisible de fallos del equipo (fallos/año) 1/400 ¿Resistencia de preinserción? No Altitud (m) 1000 Impedancia equivalente red alimentación Compleja Aislamiento interno sumergido en un líquido Compensación paralelo < 50 % ↓ Pararrayos según [14] ↓ Sobretensión f-t con probabilidad del 2 % de ser excedida (pu)1 2,6 Tensión de funcionamiento continuo (kV) [14] 19,5



Número de líneas que llegan a la S/E 3 Nivel de protección a impulsos tipo maniobra (kV) [14] 47,4 Número de conductores por fase 1 Nivel de protección a impulsos tipo rayo (kV) [14] 58


2700


Resultados

• Sobretensión representativa a frecuencia industrial. Se escoge 1,9 pu para la sobretensión fase-tierra, por ser neutro aislado [5]. Para la sobretensión fase-fase se tomará 1,2 pu. Resulta entonces:












o fase-fase: 29 kV.



37






o Factor de seguridad: 1,15;











De la tabla 30 se observa que la tensión asignada mínima es 124 kV, por lo que el valor de 125 kV es aceptable.

Por otro lado el mínimo margen de protección a impulso tipo rayo del pararrayos es 2,2. El mínimo comúnmente adoptado es 1,2, por lo que el pararrayos protege correctamente el transformador.


En relación a las distancias mínimas de aislamiento en el aire, para una altitud de 1000 m, se obtienen de la tabla 5: 0,275 m para 145 kV y 0,210 m para 125 kV.

Nivel de 10 kV

Datos de entrada

En este nivel el neutro está también aislado. La tensión más elevada de la red es 12 kV (tabla 1). Se escoge como pararrayos el de tensión asignada 12 kV tipo ZSP [14]. El resto de datos coincide con el nivel de 13,8 kV de Ampla. La tabla 31 muestra los datos de entrada.

38



6/100






2700


Resultados

• Sobretensión representativa a frecuencia industrial. Se escoge 1,9 pu para la sobretensión fase-tierra, por estar el neutro aislado [5]. Se escoge 1,2 pu para la sobretensión fase-fase. Resulta entonces:







o sobretensión fase-fase con probabilidad del 2 % de ser excedida: 3,9 pu;




o fase-tierra: 13 kV

o fase-fase: 14 kV




o tensión soportada de coordinación fase-tierra: 26 kV

• Tensión soportada de coordinación fase-fase: 44 kV






39







De la tabla 32 se observa que la tensión asignada mínima es 17 kV, por lo que el valor de 38 kV es suficiente para el aislamiento interno.


De la tabla 32 la tensión soportada asignada mínima es 70 kV, por lo que la tensión normalizada elegida para dicho aislamiento es 75 kV (tabla 3).




12 Edesur

Esta compañía tiene los siguientes niveles de tensión: 220, 132, 33 y 13,2 kV. El neutro está rígido a tierra en todos los casos.

Nivel de 220 kV

Los datos son los mismos que en el nivel de 220 kV de Chilectra, excepto la tensión más elevada de la red (tomada de la tabla 1) y las características del pararrayos, que se tomarán de [12]. Se muestran en la tabla 33.

Tabla 33. Edesur: datos de entrada para el cálculo del nivel de aislamiento en 220 kV




0.01






4500


Resultados



40













o Factor de coordinación fase-tierra Kcdft: 1,08;

o Factor de coordinación fase-fase Kcdff: 1;

o Tensión soportada de coordinación fase-tierra: 463 kV;

o Tensión soportada de coordinación fase-fase: 723 kV.






Tabla 34. Edesur: tensiones soportadas especificadas para 220 kV






De la tabla 34 se observa que la tensión soportada asignada mínima a frecuencia industrial debe ser 394 kV, por lo que la tensión soportada normalizada más cercana es 395 kV (tabla 4). Aunque es un valor muy cercano a la tensión soportada especificada, se puede escoger sin ninguna reserva ya que se ha supuesto que la tensión de la red es 245 kV (valor muy superior al habitual) y además se ha tomado como sobretensión temporal un valor conservador (1,4 pu).




41








Nivel de 132 kV

Datos de entrada

Los datos son los mismos que en el nivel de 138 kV de Ampla, excepto las características del pararrayos, que se tomarán de [12]. Se muestran en la tabla 35.

Tabla 35. Edesur: datos de entrada para el cálculo del nivel de aislamiento en 138 kV Tensión más elevada de la red Us (kV) 145 Longitud del vano tramo de línea próximo a la S/E (m) 200



6/100






4500


Resultados










42





















De la tabla de resultados se observa que la tensión asignada mínima es 233 kV, un 1% superior a la tensión normalizada seleccionada. Teniendo en cuenta que para su cálculo se ha supuesto que la tensión en la red es la tensión más elevada (145 kV), que se ha tomado un valor conservador de la sobretensión temporal y que además se aplica un factor de seguridad de un 15 %, es razonable elegir el valor de 230 kV (tabla 3) para el aislamiento interno.







43

Nivel de 33 kV

La tensión más elevada para el material es 36 kV (tabla 1). El resto de datos coincide con el nivel de 34,5 kV de Ampla. Los resultados son también los mismos.

Nivel de 13,2 kV

La tensión más elevada para el material es 13,9 kV [14]. Los datos restantes son los mismos que para el nivel de 13,8 kV de Ampla. Los resultados son también los mismos.

13 Tabla resumen

La tabla 37 muestra las tensiones normalizadas obtenidas para cada nivel de tensión analizado.

Tabla 37. Tensiones soportadas normalizadas obtenidas. Tensión asignada

(kV) Tensión soportada a frecuencia

industrial (kV) Tensión soportada a

impulso tipo rayo (kV) Tensión soportada a impulso

tipo maniobra (kV) 220/230 395 950 850 132/138 230 550 110/115 185 450

69 140 325 60 115 280

34,5 70 170 20/23,5 50 125

13,2/13,8 38 95 10/11,4/11,95/12,5 38 75

44

Apéndice 1. Resumen de cálculos empleados para aislamiento interno de materiales con Um= 400 kV (gama II)

Este apéndice incluye de manera resumida los cálculos que conducen a los resultados en el nivel de 400 kV para aislamiento interno. Por variar en algunos aspectos, el apéndice 2 incluirá los cálculos realizados para el resto de niveles (gama I). Los cálculos se han tomado de [3] y [5].

Sobretensiones representativas (Urp)

Sobretensiones temporales

Las sobretensiones temporales Urpt fase-tierra se calculan para posteriormente convertirse en sobretensiones de maniobra. Son debidas a faltas monofásicas y pérdidas de carga. Para el régimen de neutro puesto rígidamente a tierra la sobretensión debida a falta monofásica es típicamente

3)( s

rpt

UkmonofásicafaltaU = ,

siendo k (factor de defecto a tierra) = 1,4 y Us la tensión más elevada de la red (420 kV).

En cuanto a la sobretensión debida a pérdida de carga, el máximo valor es típicamente

35,1),( s

rpt

UgacarpérdidatierrafaseU =−

La sobretensión representativa temporal será el máximo de las dos:

)),(),(max()( gacarpérdidatierrafaseUmonofásicafaltaUtierrafaseU rptrptrpt −=−

Sobretensiones de frente lento (maniobra)

Las sobretensiones representativas de frente lento (fase-tierra y fase-fase) se obtienen a partir de la sobretensión fase-tierra Ue2 cuya probabilidad de ocurrencia es del 2% (dato de entrada

en pu tomando como base sU3/2 ). A falta de mejor información, este parámetro se obtiene

de la figura A1[3].

Figura A1. Rango de sobretensiones de frente lento 2% en el extremo de recepción debidas a la conexión y reenganche de la línea.

En ausencia de pararrayos, la sobretensión representativa fase-tierra viene dada por el valor de truncamiento Uet:

45

seetrpmft UUUU3

2)13,013,1( 2 −== (kV),

mientras que la sobretensión representativa fase-fase viene dada por

secsprpmff UUKUUU3

2

3

222 == (kV),

siendo Up2 la sobretensión fase-fase cuya probabilidad de ocurrencia es del 2% (en pu). El valor de Kc se obtiene de la figura 2 de [3] (figura A2).

Figura A2. Relación entre los valores 2% de sobretensiones de frente lento entre fases y fase-tierra.

En presencia de pararrayos la sobretensión representativa fase-tierra viene dada por

),min( psetrpmft UUU = ,

siendo Ups el nivel de protección a impulso tipo maniobra del pararrayos (dato de entrada). La sobretensión representativa fase-fase es la misma que sin pararrayos.

Sobretensiones de frente rápido (rayo)

Para estimar la distribución de probabilidad de la sobretensión representativa tipo rayo se utiliza el método simplificado, que conduce directamente a la tensión soportada de coordinación, no siendo necesaria una tensión representativa.

Tensiones soportadas de coordinación (Ucw)

Sobretensión temporal

La tensión soportada de coordinación Ucwt es la misma que la sobretensión representativa.

Sobretensión de frente lento

Las tensiones soportadas de coordinación se obtienen multiplicando las sobretensiones representativas por un factor de coordinación determinista que se obtiene de la figura 6 de [3], y que se reproduce en la figura A3. Se obtiene entonces que las tensiones de coordinación fase-tierra y fase-fase son

rpmffcdffcwmff

rpmftcdftcwmft

UKU

UKU

=

=

46

Figura A3. Evaluación del factor de coordinación determinista Kcd: a) Kcdft para obtener la tensión soportada de coordinación fase-tierra; b) Kcdff para obtener la tensión soportada de coordinación fase-fase.

Sobretensión de frente rápido

El valor de la tensión de coordinación se obtiene a partir de

asp

plcwrftLL

L

n

AUU

++= ,

siendo

• Upl (kV): nivel de protección del pararrayos a impulsos tipo rayo. • A (kV): factor que describe el comportamiento de la línea aérea frente a rayos (tabla A1). • n: número de líneas conectadas. • L(m): distancia de separación entre el pararrayos y el equipo a proteger. • Lsp(m): longitud del vano típico de las líneas conectadas a la S/E. • La(m): cociente entre la tasa admisible de fallos del transformador (Ra) y la tasa de

defectos anuales de la línea aérea para un diseño que corresponda al primer kilómetro a partir de la S/E (Rkm).

Tabla A1. Factor A para diferentes tipos de líneas (tabla F.2 de [3])

Tensiones soportadas especificadas o requeridas (Urw)

Las tensiones soportadas especificadas temporales (Urwt), de frente lento fase-tierra (Urwmft) y fase-fase (Urwmff) y de frente rápido (Urwr) se obtienen multiplicando las tensiones soportadas de coordinación correspondientes por un factor de seguridad Ks = 1,15:

47

cwrsrwr

cwmffsrwmff

cwmftsrwmft

cwtsrwt

UKcrestavalorU

UKcrestavalorU

UKcrestavalorU

UKeficazvalorU

=

=

=

=

)(

)(

)(

)(

Conversión de las tensiones especificadas temporales a maniobra

Como se indicó en el resumen teórico, el nivel de aislamiento asignado de los dispositivos de la gama II se determina a partir de la tensión más elevada para el material, la tensión soportada a impulso tipo maniobra y la tensión soportada a impulso tipo rayo. Por ello, antes de aplicar directamente las tablas de tensiones soportadas normalizadas (tabla 4) se han de convertir las tensiones soportadas especificadas a frecuencia industrial en tensiones soportadas especificadas de frente lento. Para ello basta multiplicar por un factor de conversión Fc = 2,3:

),(),( tierrafaseeficazvalorUFtierrafasecrestavalorU rwtcrwtm −=−

48

Apéndice 2. Resumen de cálculos empleados para aislamiento interno de la gama I (Um ≤≤≤≤ 245 kV)

Este apéndice incluye de manera resumida los cálculos que conducen a los resultados para Um ≤ 245 kV. Por no resultar reiterativo, se describirán con más detenimiento las variaciones respecto a la gama II (apéndice 1).



Las sobretensiones temporales fase-tierra se calculan igual que en el apéndice 1. Además se han de calcular las sobretensiones temporales fase-fase, que son debidas a pérdidas de carga:

srptrpt fUfasefasegacarpérdidaUfasefaseU =−=− ),()( ,

siendo f un factor de sobretensión que para la gama I oscila entre 1,2 y 1,3.



en pu tomando como base sU3/2 ). En ausencia de pararrayos, las sobretensiones

representativa fase-tierra y fase-fase vienen dadas por los valores de truncamiento Uet y Upt:

seetrpmft UUUU3

2)25,025,1( 2 −== (kV)

spptrpmff UUUU3

2)43,025,1( 2 −== (kV),

estando Up2 definido en el apéndice 1. En presencia de pararrayos las sobretensiones representativas resultan ser

)2,min(

),min(

psptrpmff

psetrpmft

UUU

UUU

=

=


Véase apéndice 1.


Véase apéndice 1.

Tensiones soportadas especificadas (Urw)

Véase apéndice 1.

Conversión de las tensiones soportadas de maniobra a tipo rayo

Como se indicó en el resumen teórico, el nivel de aislamiento asignado de los dispositivos de la gama I se determina a partir de la tensión más elevada para el material, la tensión soportada a frecuencia industrial y la tensión soportada a impulso tipo rayo. Por ello, antes de aplicar directamente las tablas de tensiones soportadas normalizadas (tablas 3 y 4) se han de convertir las tensiones soportadas especificadas de frente lento en tensiones soportadas especificadas a frecuencia industrial y de frente rápido. En la práctica no es necesario que se verifiquen ambas tensiones soportadas convertidas (a frecuencia industrial y tipo rayo), sino sólo una de

49

ellas. Para toda la gama I se escoge las tipo rayo. Para ello basta multiplicar por un factor de conversión Fc = 1,1:

),(),(

),(),(

fasefaseeficazvalorUFfasefasecrestavalorU

tierrafaseeficazvalorUFtierrafasecrestavalorU

rwmcrwmr

rwmcrwmr

−=−

−=−

50

Apéndice 3. Características de funcionamiento de pararrayos marca INAEL

A lo largo de este informe se han empleado los datos procedentes del catálogo de pararrayos INAEL. Se reproduce a continuación en la tabla A2.

Tabla A2. Características de pararrayos poliméricos de subestación hasta 192 kV, tipo SZP.

51

Símbolos

TOV: capacidad de un pararrayos para soportar sobretensiones temporales

Uc: tensión máxima de funcionamiento continuo de un pararrayos

Ucw: tensión soportada de coordinación

Ur: tensión asignada de un pararrayos

Urp: sobretensión representativa

Urw: tensión soportada especificada

Upl: nivel de protección a impulsos tipo rayo (tensión residual máxima)

Ups: nivel de protección a impulsos tipo maniobra

Us: tensión más elevada de la red

52

Glosario

Criterios de funcionamiento [1]: Base sobre la que se selecciona el aislamiento para reducir a un nivel económica y operativamente aceptable la probabilidad de que el esfuerzo resultante de la tensión impuesta al material cause daño al aislamiento o afecte a la continuidad del servicio. Este criterio se expresa normalmente en términos de una tasa de fallos aceptable (número de fallos/año, años entre fallos, riesgo de fallo, etc.) de la configuración del aislamiento.

Material de gama I [2]: material cuya tensión más elevada Um ≤ 245 kV.

Material de gama II [2]: material cuya tensión más elevada Um > 245 kV

Nivel de aislamiento asignado [1]: Conjunto de tensiones soportadas asignadas que caracterizan la rigidez dieléctrica del aislamiento.

Nivel de aislamiento normalizado [1]: Conjunto de tensiones soportadas asignadas normalizadas asociadas a Um.

Sobretensión [1]: Cualquier tensión con valor de cresta > √2Us/√3 (entre conductor de fase y tierra o a través de aislamiento longitudinal) o > √2Us (entre conductores de fase).

Sobretensión representativa, Urp [1]: Sobretensión normalizada que produciría los mismos efectos dieléctricos en el aislamiento que las sobretensiones de una clase dada que ocurren en servicio debido a diversos orígenes.

Tensión más elevada de una red, Us [1]: Máximo valor eficaz de tensión de funcionamiento entre fases, que se produce en condiciones normales de funcionamiento, en cualquier momento, y en cualquier punto de la red.

Tensión más elevada de un material, Um [1]: Máximo valor eficaz de tensión entre fases para el que se ha diseñado el material en lo que respecta al aislamiento y a otras características relacionadas con esta tensión en las normas correspondientes de los materiales. En condiciones normales de servicio especificadas por el comité de producto, esta tensión puede aplicarse de forma continua al material.

Tensión soportada [1]: Valor de la tensión de ensayo que ha de aplicarse bajo unas condiciones especificadas, en un ensayo de tensión soportada, durante el cual se tolera un número especificado de descargas disruptivas.

Tensión soportada asignada [1]: Valor de la tensión de ensayo, aplicada en el ensayo de tensión soportada normalizada, que permite verificar que el aislamiento cumple con una o más de las tensiones soportadas requeridas.

Tensión soportada (asignada) normalizada, Uw [1]: Valor normalizado de la tensión soportada asignada tal como se especifica en esta norma.

Tensión soportada de coordinación, Ucw [1]: Para cada clase de tensión, es el valor de la tensión soportada de la configuración de aislamiento en las condiciones reales de servicio que satisface los criterios de funcionamiento.

Tensión soportada requerida o especificada, Urw [1]: Tensión de ensayo que el aislamiento debe soportar en un ensayo de tensión soportada normalizada para asegurar que el aislamiento cumplirá con los criterios de funcionamiento, cuando está sometido a una clase dada de sobretensiones en las condiciones reales de servicio y durante toda la duración del servicio. La tensión soportada requerida tiene la forma de onda de la tensión soportada de coordinación, y se especifica en referencia a todas las condiciones de ensayo de tensión soportada normalizada elegida para verificarla.