definiciones ieee 80 grupo 1

7/21/2019 Definiciones Ieee 80 Grupo 1

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3. Definiciones

La mayoría de las definiciones que figuran en este documento pertenecen

exclusivamente a la aplicación de esta guía. No se hará más referencias a

cualquiera de las definiciones que aparecen abajo, salvo que sea necesario paramayor claridad. Las demás definiciones se colocan en el texto de determinadas

cláusulas. Para las definiciones adicionales se refieren a El Diccionario de

términos estándar IEEE eléctricos y electrónicos [B86]. 6

3.1 Electrodo de tierra auxiliar: Un electrodo de tierra con un diseño

determinado o limitaciones de funcionamiento. Su principal función no puede ser

otra que la conducción de la baja corriente de falla a tierra en la tierra.

3.2 Cerramiento Continuo: Un bus cerrado en el que las secciones

consecutivas de alojamiento a lo largo del conductor de la misma fase están

unidos entre sí para proporcionar un camino eléctricamente continúo de corriente

a lo largo del recinto entero. Empalmes, conectando los recintos de otra fase, se

realiza exclusivamente en las extremidades de la instalación y en algunos puntos

intermedios seleccionados.

3.3 Desplazamiento DC: Diferencia entre la onda de corriente simétrica y la real

onda de corriente durante una condición transitoria de un sistema de potencia.Matemáticamente, la corriente de falla real se puede dividir en dos partes, una

componente alterna simétrica y una unidireccional (dc). La componente

unidireccional puede ser de cualquier polaridad, pero no va a cambiar la

polaridad, y disminuirá en alguna tasa predeterminada.

3.4 Factor de Decremento: Un factor de ajuste se utiliza junto con el parámetro

corriente de falla simétrica de tierra en los cálculos de puesta a tierra orientados

a la seguridad. Se determina el equivalente efectivo de la onda de corriente

asimétrica para una duración determinada falla, tf, lo que representa el efecto dela primera desviación y su atenuación en la falla.

3.5 Corriente de Falla Asimétrica Efectiva: El valor efectivo de la onda de

corriente asimétrica, integrada en el intervalo de tiempo de fallo (ver Figura 1).

IF = Df × If (1)

6 Los números entre paréntesis corresponden a los de la bibliografía en el anexo A



Dónde:

IF es la corriente de falla asimétrica en A

If es la corriente de falla de tierra RMS simétrica en A

Df es el factor de disminución

Figura 1 - Relación entre los valores reales de corriente de falla y los valores de

If, If, y Df para una falla de duración tf.

3.6 Corrientes Cerradas: Las corrientes que resultan de las tensiones inducidas

en la caja metálica por la corriente (s) que fluye en el conductor adjunto (s).

3.7 Factor de División de Corriente de Falla: Un factor que representa la

inversa de una relación simétrica de la falla de corriente a la parte de la corriente

que fluye entre la red de puesta a tierra y la tierra circundante

=

30 (2)

Dónde:

Sf es el factor de división de corriente de falla

Ig es el valor eficaz de la corriente simétrica en la malla en A

I0 es la corriente de falla de secuencia cero en A

NOTA-En realidad, el factor de división de corriente podría cambiar durante la

duración de la falla, sobre la base de las tasas de atenuación variable de las

contribuciones a la falla y la secuencia de operación del dispositivo. Sin embargo,para efectos del cálculo el valor de diseño de la corriente máxima y corriente



simétrica de la malla por definición de corriente simétrica y corriente máxima, la

relación se supone constante durante toda la duración de una falla determinada.

3.8 Subestación de Aislamiento a Gas (GIS): Un multicomponente de montaje

compacto, introducido en una caja metálica conectada a tierra en el que el

principal medio de aislamiento es un gas, y que normalmente consiste en buses,interruptores y equipos asociados (subconjuntos).

3.9 Tierra: Conexión conductora, intencional o accidental, por el cual un circuito

eléctrico o equipo está conectado a la tierra o a algún cuerpo conductor con

extensión relativamente grande que sirve en su lugar de la tierra.

3.10 Aterrado: Un sistema, circuito, o aparato provisto de una conexión a tierra

a los efectos de establecer un circuito de retorno a tierra y para mantener su

potencial en aproximadamente el potencial de la tierra.

3.11 Corriente de Tierra: Una corriente que fluye hacia o fuera de la tierra o su

equivalente que actúa como una tierra.

3.12 Electrodo a Tierra: Un conductor incrustado en la tierra y se usa para

recoger la corriente a tierra o de disipación de la corriente de tierra en la tierra.

3.13 Malla de Tierra: Una placa metálica sólida o un sistema de conductores

desnudos muy próximos entre sí que están conectados y colocan a menudo en

aguas poco profundas por encima de una malla de tierra o en otra parte a la

superficie terrestre, a fin de obtener una medida adicional de protección

minimizando el peligro de la exposición a altas tensiones de paso o contacto en

un área de operación crítica o lugares que se utilizan con frecuencia por las

personas. Fundamentada en las rejillas de metal, colocadas en o por encima de

la superficie del suelo, o de malla de alambre colocada directamente debajo de

la superficie del material, son formas comunes de una malla de tierra.

3.14 Margen de Potencial de Tierra (GPR): Margen de potencial de tierra

(GPR): El máximo potencial eléctrico que la malla de puesta a tierra de una

subestación puede alcanzar en relación a un punto de conexión a tierra lejana

que se supone que está al potencial de tierra remota. Esta tensión, GPR, es igual

a la corriente máxima de la malla por la resistencia de la malla.

NOTA-En condiciones normales, el equipo de tierra opera a cerca de ceropotencial de tierra. Es decir, el potencial de una toma de tierra es casi idéntico al

potencial de tierra a distancia. Durante una falla a tierra la parte de corriente de

falla que se conduce por una rejilla de puesta a tierra en la subestación a la tierra

causa el aumento del potencial de la red con respecto a la tierra a distancia.

3.15 Circuito de Retorno a Tierra: Un circuito en el que la tierra o un cuerpo

conductor equivalente se utiliza para completar el circuito y permite la circulación

de corriente desde o hacia su fuente de corriente.

3.16 Mallado de Tierra: Un sistema de electrodos horizontales a tierra que

consiste en una serie de conductores desnudos enterrados en la tierra



interconectados, proporcionando una base común de tierra para los dispositivos

eléctricos o estructuras metálicas, por lo general en una ubicación específica.

NOTA - Redes enterradas horizontalmente cerca de la superficie de la tierra

también son eficaces en el control de la superficie de gradientes de potencial.

Una red típica por lo general se complementa con una serie de barras de tierray puede ser conectado a más electrodos de tierras auxiliares masa para reducir

su resistencia con respecto a la tierra a distancia.

3.17 Sistema de Tierra: Comprende todas las instalaciones interconectadas de

puesta a tierra en un área específica.

3.18 Barras Principales de Tierra: Un conductor o sistema de conductores

previstos para la conexión de todos los componentes metálicos designados de

la subestación de aislamiento a gas (GIS) al sistema de puesta a tierra para una

subestación.

3.19 Máxima Corriente de Malla: Un valor de diseño de la corriente máxima de

la malla, que se define de la siguiente manera

IG = Df × IS (3)

Donde :

IG es la corriente máxima de la malla en A.

Df es el factor de disminución para toda la duración tf de la falla, en seg.

Ig es el valor eficaz de la corriente simétrica de la malla en A

3.20 Tensión de Malla: La máxima tensión de contacto dentro de una malla de

una malla de tierra.

3.21 Tensión de Contacto Metal-Metal: La diferencia de potencial entre los

objetos metálicos o estructuras dentro del sitio de la subestación que pueden ser

puenteado por contacto directo mano a mano o mano a los pies.

NOTA - El voltaje de toque metal-metal entre objetos metálicos o estructuras en

condiciones de servidumbre a la malla de tierra se supone que es insignificante

en las subestaciones convencionales. Sin embargo, la tensión de contacto metal-

metal entre objetos metálicos o estructuras en condiciones de servidumbre a lamalla de tierra y objetos metálicos internos en la subestación, tal como una cerca

aislada, pero no en condiciones de servidumbre a la malla de tierra pueden ser

sustanciales. En el caso de una subestación aislada por gas (GIS), la tensión de

contacto metal a metal entre los objetos metálicos o estructuras en condiciones

de servidumbre a la malla de tierra pueden ser considerables, debido a fallas

internas o las corrientes inducidas en los recintos. En una subestación

convencional, la peor tensión de contacto es por lo general encontrada en la

diferencia de potencial entre una mano y los pies en un punto de distancia de

alcance máximo. Sin embargo, en el caso de contacto metal a metal de mano a

mano o de mano a los pies, en ambas situaciones se debe investigar para llegara las condiciones peores posibles. La figura 12 y Figura 13 ilustran estas



situaciones para subestaciones con aislamiento al aire, y la Figura 14 ilustra

estas situaciones en los GIS.

3.22 Cerramiento Discontinuo: Una recinto de bus con las secciones

consecutivas del alojamiento del mismo conductor de fase aislada

eléctricamente (o aislados entre sí), de modo que no puede fluir la corriente másallá de cada sección de la caja.

3.23 Electrodos de Tierra Primaria: Un electrodo de tierra específicamente

diseñado o adaptado para descargar corriente de la falla a tierra a la tierra, a

menudo en un patrón de descarga específica, según sea necesario (o llamado

implícitamente) por el diseño del sistema de puesta a tierra.

3.24 Tensión de Paso: La diferencia de potencial de superficie que experimenta

una persona dando un paso de una distancia de 1 m con los pies sin tocar ningún

objeto a tierra.

3.25 Reactancia Subtransitoria: Reactancia de un generador en el inicio de

una falla. Esta reactancia se utiliza en cálculos de la corriente de falla inicial

simétrica. La corriente continua se reduce, pero se supone que se mantuvo en

este valor en un primer paso, con una duración de aproximadamente 0,05 s

después de un error de aplicación.

3.26 Material de Superficie: Un material instalado sobre el suelo que consiste

en, pero no limitado a, roca o piedra triturada, asfalto, o materiales de origen

humano. El material de revestimiento, en función de la resistividad del material,

puede impactar significativamente en la corriente que pueda circular por el

cuerpo para las tensiones de tacto y de paso.

3.27 Corriente Simétrica de la Malla: La parte de la corriente de falla a tierra

que fluye simétrica entre las puestas a tierra de la red y la tierra circundante.

Puede ser expresado como

Ig = Sf × If (4)

Donde

Ig es el valor eficaz de la corriente simétrica de la malla en A

If es el valor eficaz de la corriente de falla a tierra simétricas de tierra en ASf es el factor de división de la corriente de falla

3.28 Corriente de Falla a Tierra Simétrica: El valor rms como máximo valor de

corriente de falla simétrica después de la instantánea de una iniciación de falla a

tierra. Como tal, representa el valor eficaz de la componente simétrica en la

primera mitad del ciclo de una onda de corriente que se desarrolla después del

instante de fallo en el momento cero. Para las fallas fase-tierra

If(0+) = 3I0 (5)



Donde

If (0 +) es el valor eficaz de la corriente de falla a tierra simétricos inicial

I0 " es el valor eficaz de la corriente de falla a tierra simétrica de secuencia cero

que se desarrolla inmediatamente después de la iniciación inmediata de la falla,

reflejando las reactancias subtransitoria de máquinas rotativas que contribuyen

a la falla.

Esta corriente de falla RMS simétrica se muestra en una notación abreviada

como If, o conocida sólo como 3I0.

La razón subyacente de la última anotación es que, para fines de esta guía, la

corriente inicial simétrica de falla se supone que permanece constante para toda

la duración de la falla.

3.29 Tensión de Toque o Contacto: La diferencia de potencial entre el Margen

de potencial a tierra (GPR) y la superficie potencial en el punto donde unapersona está de pie y, al mismo tiempo tener una mano en contacto con una

estructura con conexión a tierra.

3.30 Voltaje Transferido: Un caso especial de la tensión de contacto en caso

de transmisión de voltaje que entra o sale de la subestación a partir de o hacia

un punto remoto externo al sitio de la subestación.

3.31 Voltaje Transitorio Encerrado (TEV): Muy rápidos fenómenos transitorios,

que se encuentran en cerramientos aterrados de sistemas GIS. Típicamente, los

cables de tierra son demasiado largos (inductivo) en las frecuencias de interés

para prevenir eficazmente la aparición de TEV. El fenómeno también es conocidocomo aumento de tierra transitoria (TGR) o aumento de potencial de tierra

transitorio (TGPR).

3.32 Transitorios Veloces (VFT): Una clase de transitorios generados

internamente dentro de una subestación aislada por gas (GIS), caracterizada por

corta duración y de muy alta frecuencia. VFT es generado por el rápido colapso

de tensión durante la degradación del gas aislante, ya sea a través de los

contactos de un dispositivo de conmutación o línea a tierra durante una falla.

Estos transitorios pueden tener tiempos de subida en el orden de nanosegundos

lo que implica un contenido de frecuencia que se extiende a cerca de 100 MHz.Sin embargo, las frecuencias de oscilación dominantes, que van con el tamaño

físico de los buses GIS, por lo general están en el rango de 20-40 MHz.

3.33 Transitorios de Sobretensión Veloces (VFTO): Sistema de

sobretensiones que resultan de la generación de VFT. Mientras VFT es uno de

los principales constituyentes de VFTO, algunos componentes de baja

frecuencia (≅ 1 MHz) pueden estar presentes como consecuencia de la

descarga de la resistencia interna despreciable (transformadores de tensión).

Por lo general, VFTO no superará 2,0 por unidad, aunque magnitudes más

grandes son posibles en casos concretos.



3.34 Relación X / R: Relación entre el sistema de reactancia a la resistencia. Es

indicativo dela velocidad de desintegración de cualquier desplazamiento DC.

Una gran X / R correspondea una constante de tiempo grande y un bajo índice

de decadencia.

10. Consideraciones especiales para los GIS10.1 DefinicionesNOTA-Las siguientes definiciones también se enumeran en la cláusula 3, perorepite aquí para comodidad del lector.

10.1.1 Cerramiento Continuo: Un bus cerrado en el que las seccionesconsecutivas de alojamiento a lo largo del conductor de la misma fase estánunidos entre sí para proporcionar un camino eléctricamente continúo de corrientea lo largo del recinto entero. Empalmes, conectando los recintos de otra fase, serealiza exclusivamente en las extremidades de la instalación y en algunos puntosintermedios seleccionados.

10.1.2 Corrientes Cerradas: Las corrientes que resultan de las tensionesinducidas en la caja metálica por la corriente (s) que fluye en el conductor adjunto(s).10.1.3 Subestación de Aislamiento a Gas (GIS): Un multicomponente demontaje compacto, introducido en una caja metálica conectada a tierra en el queel principal medio de aislamiento es un gas, y que normalmente consiste enbuses, interruptores y equipos asociados (subconjuntos).10.1.4 Barras Principales de Tierra: Un conductor o sistema de conductoresprevistos para la conexión de todos los componentes metálicos designados dela subestación de aislamiento a gas (GIS) al sistema de puesta a tierra para unasubestación.

10.1.5 Cerramiento Discontinuo: Una recinto de bus con las seccionesconsecutivas del alojamiento del mismo conductor de fase aisladaeléctricamente (o aislados entre sí), de modo que no puede fluir la corriente másallá de cada sección de la caja.10.1.6 Voltaje Transitorio Encerrado (TEV): Muy rápidos fenómenostransitorios, que se encuentran en cerramientos aterrados de sistemas GIS.Típicamente, los cables de tierra son demasiado largos (inductivo) en lasfrecuencias de interés para prevenir eficazmente la aparición de TEV. Elfenómeno también es conocido como aumento de tierra transitoria (TGR) oaumento de potencial de tierra transitorio (TGPR).10.1.7 Transitorios Veloces (VFT): Una clase de transitorios generadosinternamente dentro de una subestación aislada por gas (GIS), caracterizada porcorta duración y de muy alta frecuencia. VFT es generado por el rápido colapsode tensión durante la degradación del gas aislante, ya sea a través de loscontactos de un dispositivo de conmutación o línea a tierra durante una falla.Estos transitorios pueden tener tiempos de subida en el orden de nanosegundoslo que implica un contenido de frecuencia que se extiende a cerca de 100 MHz.Sin embargo, las frecuencias de oscilación dominantes, que van con el tamañofísico de los buses GIS, por lo general están en el rango de 20-40 MHz.10.1.8 Transitorios de Sobretensión Veloces (VFTO): Sistema de

sobretensiones que resultan de la generación de VFT. Mientras VFT es uno de

los principales constituyentes de VFTO, algunos componentes de bajafrecuencia (≅ 1 MHz) pueden estar presentes como consecuencia de la



descarga de la resistencia interna despreciable (transformadores de tensión).

Por lo general, VFTO no superará 2,0 por unidad, aunque magnitudes más

grandes son posibles en casos concretos.

10.2 Características de las GIS

Las GIS son objeto de la misma magnitud de falla a tierra y necesite la misma

tierra de baja impedancia como subestaciones convencionales.

Normalmente, la instalación GIS requiere entre un 10-25% de la superficie

requerida para los equipos convencionales. Debido a esta área tan pequeña,

puede ser difícil obtener la conexión a tierra adecuada exclusivamente por

métodos convencionales.

Se debe prestar especial atención a la unión de los gabinetes metálicos en el

ensamblaje de las GIS, ya que esos recintos conducen corrientes inducidas de

magnitud importante, que debe limitarse a rutas específicas. En este sentido, las

recomendaciones de conexión a tierra por el fabricante de una GIS dada por lo

general deben ser seguidas estrictamente.

Como resultado de la naturaleza compacta de las GIS y sus distancias cortas, la

interrupción eléctrica en el aislamiento a gas, ya sea a través de los contactos

de un dispositivo de conmutación durante la operación o en una falla que genera

transitorios de muy alta frecuencia que puede acoplar en el sistema de puesta a

tierra. En algunos casos, estos transitorios pueden tener que ser consideradas

en el diseño de puesta a tierra en general.

Estos transitorios pueden causar magnitudes altas, de corta duración de alzas

de tierra también son la fuente de interferencia electromagnética (EMI) en la GIS.

Si bien está más allá de EMI el alcance de este documento, las técnicas de

reducción de EMI a menudo implican consideraciones especiales en el diseño

de puesta a tierra (Harvey [B79]).

10.3 Corrientes cerradas y circulantes

La efectividad de blindaje de la carcasa del bus está determinada por su

impedancia, que regula la circulación de corrientes inducidas.

Con recintos separados para cada fase, la magnitud y la dirección de la corriente

encerrada se ve influenciada por el tamaño del local y la separación entre losbuses de las fases, así como por el método de interconexión de los recintos.

En el diseño de un cerramiento continuo, se induce un voltaje en un cerramiento

por la corriente en el conductor que lo rodea, produciendo un flujo longitudinal en

curso en el recinto.

Cuando una continuidad de todas las fases se mantiene a través de conexiones

cortas en ambos extremos, el recinto actual es sólo ligeramente menor que la

que fluye en el interior del bús en la dirección opuesta. Esto devuelve corriente

a través de la caja (cerramiento) de las fases adyacentes cuando la carga se

iguala entre las fases. La corriente rezagadas magnetizantes de las corrientes



cerradas de aproximadamente 90 °. El flujo es principalmente contenido dentro

del recinto.

En un diseño de cerramientos no continuos, no hay caminos de retorno para las

corrientes cerradas externas. Así, el voltaje inducido en un cerramiento no

continuo por la corriente de un bus (es) interno (s) que lo rodea no puede producirun flujo de corriente longitudinal. Además, las tensiones podrían ser inducidas

en cada cerramiento por las corrientes en los conductores no encerradas por

ellos. Tensiones no uniformes resultan, causando flujos corrientes locales en

cada sección de cerramiento aislado, con las corrientes fluyendo en patrones no

uniforme. Debido a estas características, el diseño no continuo se considera

generalmente menos ventajoso que la de tipo continuo. Como tal, no es

actualmente utilizado por la industria.

10.4 Puesta a tierra de los cerramientos

Normalmente, los recintos de tipo contínuo proporcionan una vía de retorno paralas corrientes inducidas de forma que el conductor y el gabinete forman un par

concéntricos con blindaje eficaz externo del campo interno al cerramiento. Sin

embargo, en virtud de las faltas asimétricas, el componente de corriente continua

(DC) no está protegido y causa una caída de tensión externa debido a la

resistencia del cerramiento.

Frecuentemente la unión y conexión de recintos GIS es la mejor solución para

minimizar el riesgo tensiones de toque y paso dentro del área GIS.

Medidas adicionales10 incluyen el uso de plataformas de conductor (alfombrillas

de tierra) que están conectadas a las estructuras de las GIS y a tierra.

Para limitar los efectos adversos causados por corrientes circulantes, los

requisitos que deberán cumplir son los siguientes:

a) Todos los gabinetes metálicos normalmente operan a nivel de tensión de

tierra.

b) Cuando la tierra en los puntos designados, el diseño del cerramiento del

bús debe asegurarse de que no existen importantes diferencias de voltaje

entre las secciones de cerramiento individual y las estructuras de soporte

ni ninguna parte de los sistemas de puesta a tierra se vea influenciada por

el flujo de corrientes inducidas.c) Para evitar la circulación de las corrientes cerradas más allá del canal de

retorno regular dentro del ensamblaje de la GIS, chaqueta de tierra del

cable de alimentación debería estar vinculada al sistema de tierra a través

de conexiones que están separados de los cerramientos de la GIS. Para

facilitar este aislamiento, el diseño de los terminales de cables deben ser

tal que una brecha de aire aislante o elementos propios de aislamiento se

deben proporcionar. Muy rápido transitorios generados por la conexión o

por fallas en las GIS pueden provocar estos elementos de aislamiento los

parpadeos. En tales casos, las consecuencias de tales parpadeos en la

distribución de corriente en el sistema de puesta a tierra debe serconsiderado (Fujimoto, Croall, y Foty [B68]).



d) Corrientes cerradas de retorno tampoco se pueden permitir que fluyan a

través de cualquier transformador de corriente montado.

10 A pesar de todas las medidas descritas, la presencia de corrientes circulantes

se pueden causar en diferentes partes de la carcasa de metal de la GIS que tiene

un potencial ligeramente diferente a la tierra. A pesar de las diferencias de voltajeresultante son pequeñas y, en general no afectará a un riesgo de electrocución,

puentes metálicos accidentales de recintos adyacentes pueden causar molestas

chispas

10.5 Cooperación entre el fabricante y el usuario de la GIS

Por lo general, es el fabricante SIG quien define claramente lo que constituye la

barra de tierra de la GIS y especifica lo que se requiere del usuario para conectar

el conjunto de la GIS a la tierra de la subestación. Amplia documentación es

necesaria para asegurar que ninguna de las conexiones propuestas de la barra

de tierra principal de la red de conexión a tierra interfiere con las rutas requeridasde las corrientes cerradas o cualquier otra característica operativa del diseño de

la GIS. Esto puede ser especialmente pertinente si la barra de tierra principal

consiste en un sistema de interconexiones entre los componentes de la GIS y

las estructuras, y las barras no separadas (bucle continuo de barra de tierra

común) están amuebladas.

Por lo general, el fabricante de GIS también ofrece, o es responsable de:

a) Proporcionar la unión subconjunto a subconjunto para asegurar

gradientes de tensión seguras entre todas las partes intencionalmente

aterradas del ensamblaje de la GIS y entre las zonas y la barra de tierrade la GIS.

b) Equipos conectores de acceso fácil de suficiente resistencia mecánica

para resistir las fuerzas electromagnéticas y abuso normal, y que son

capaces de llevar la falla de corriente máxima prevista en la parte del

circuito sin sobrecalentamiento.

c) Proporcionar caminos de tierra o conectores, o ambos, lo que permita, al

menos, por dos rutas de acceso a tierra de la barra de tierra principal, o

de cada caja metálica y auxiliares pieza de equipo de la GIS designado

para una conexión a tierra de la subestación si la barra de tierra principal

de el conjunto de la GIS en realidad no existe.d) Recomendar los procedimientos adecuados para las conexiones entre

metales diferentes, por lo general entre un cable de cobre o de un

conductor de tierra similares y recintos de aluminio.

El usuario por lo general proporciona información sobre las fuentes de corriente

de falla y la magnitud esperada y duración que deben ser considerados. Por otra

parte, el usuario debe asistir al fabricante de la GIS en la revisión de todas las

disposiciones propuestas para asegurar la conexión a tierra adecuada de

interconexión de:



a) Conexiones para la corriente de neutro a tierra de equipos o aparatos y

para disipar los aumentos repentinos causados por rayos y

conmutaciones en la GIS.

b) Dispositivos para disipar los rayos y las corrientes transitorias de

conmutación externas a la GIS.

c) Requerimientos de reinstalación de protección, y que cumpla lasdisposiciones necesarias para las instalaciones telefónicas y de

comunicación.

d) Conexiones a tierra a todos los apoyos a los marcos y estructuras, fundas

metálicas, e instalación de blindaje para terminaciones de cables en su

caso.

e) Las conexiones con todos los caminos a tierra o los conectores

suministrados por el fabricante de la GIS.

f) Condiciones de seguridad para la tensión de paso y de tacto, en

circunstancias normales y anormales de funcionamiento de la GIS.

g) El cumplimiento de las especificaciones de puesta a tierra, de corregir las

prácticas relacionadas con la conexión a tierra, según lo acordado por el

fabricante de la GIS y el usuario.

10.6 Otros aspectos especiales de la puesta a tierra de las GIS

Se deben tomar precauciones para evitar corrientes excesivas a ser inducida en

los marcos adyacentes, estructuras, o el refuerzo de acero, y para evitar la

creación de lazos de corriente a través de equipos de subestación, tales como

transformadores o interruptores separados. Si existe la posibilidad de

indeseables lazos de corriente a través de las conexiones a tierra, o si cualquier

ruta de acceso de corriente sostenida en parte podría cerrar o pasar a través de

las estructuras a tierra, el esquema de puesta a tierra de la subestación y la

distribución física debe ser cuidadosamente revisados con el fabricante de la

GIS.

Igualdad de atención que se necesita en la proximidad de las discontinuidades

en el recinto de puesta a tierra en los caminos las conexiones del transformador

a la GIS y en los puntos de interfaz de conmutación convencionales para evitar

corrientes circulantes en el interruptor automático y el tanque de acero del

transformador.

En su caso, todos los elementos de aislamiento debe ser capaz de soportar la

diferencia de todo el potencial que puede ocurrir entre el sistema de tierra y lo

externo a la GIS. En muchos casos, los transitorios muy rápidos generados por

la conexión o por fallas en la GIS pueden causar tensiones transitorias muy altas

para aparecer en estos puntos. Por ejemplo, el aislamiento de los cables del

sistema de puesta a tierra de las tuberías de aceite de alta presión de la GIS

implica a menudo dificultades. Aunque los terminales individuales HV o EHV

pueden proporcionar una separación adecuada de las tierras externas (por la

virtud de un diseño que por lo general incluye el uso de aisladores de la placa

base fabricada en porcelana de alta tensión nominal o fibra de vidrio), a veces

surgen problemas si el mismo nivel de aislamiento también se espera en la



interfaz de otros puntos. Una de las áreas problema típico es la tubería auxiliar

entre la cámara de aceite de terminales individuales GIS y la cámara de difusión

de aceite en el extremo de un cable de tubería que frecuentemente se ramifica

a una variedad de instrumentos de control de presión de aceite y los dispositivos

de alarma (Graybill, Koehler, y Nadkarni, y Nicolás [B77]). Allí, el aislamiento de

las piezas metálicas se realiza generalmente mediante los medios de cerámicao insertos de plástico. Adecuada distancia de fuga debe ser suficiente, si es

posible. Para protegerse contra tensiones transitorias, otras precauciones podría

ser necesario (Dick, Fujimoto, Ford y Harvey [B52], Ford y Geddes [B67];

Fujimoto, Croall, y Foty [B68]).

En éstas y otras muchas circunstancias,13 una estrecha colaboración con el

fabricante de los GIS en las primeras etapas del diseño es muy importante.

10.7 Notas sobre las fundaciones de puesta a tierra de la GIS

Desde el camino de tierra de las corrientes de tierra se encuentra fuertementeafectada por la posición relativa de los objetos conductores que se encuentran

en el suelo, más se debe prestar atención a aquellas partes del sistema de

puesta a tierra de la GIS que incluyen discontinuidades, o cuando el diseño

requiere un cambio brusco en la patrón de electrodos a tierra. Las siguientes

circunstancias son motivo de preocupación.

En el espacio limitado de subestaciones GIS, una parte sustancial de la zona de

la subestación es a menudo ocupado por unos cimientos de concreto, que puede

causar irregularidades en una ruta de acceso a la corriente de descarga. En este

sentido, un monolito de concreto con losa de acero reforzado es ventajoso tanto

como un dispositivo de conexión a tierra auxiliar y por motivos sísmicos.

Si un piso de losa continuo se utiliza, un complemento en buena medida es atar

la malla de refuerzo de acero a la barra de tierra común (barra de tierra principal)

para que tanto el recinto GIS y el acero estructural sobre la base estén

aproximadamente al mismo nivel de potencial. El supuesto es que esta medida

debe producir una tierra mejor y las barras de refuerzo, estar considerablemente

más cerca que los cables de una malla de tierra típica, deben producir más aun

los potenciales dentro del suelo y en la superficie.14

Fundaciones GIS, que incluyen barras de refuerzo y otros metales, pueden

actuar como electrodos de tierra auxiliares y pueden serlo a condición de que en

13 El efecto directo del voltaje transitorio cerrado (TEV) en seres humanos no pueden ser mortales, pero

su efecto secundario sobre el personal deberá ser de interés para el ingeniero de diseño y el fabricante.

Además, TEV podría requerir que los requisitos de compatibilidad electromagnética más estrictas sean

considerados para el equipo auxiliar.14 Se podría argumentar que la losa de concreto, al ser un conductor bastante bueno en sí, podría

producir una tensión más uniforme a nivel del suelo si no hay corriente ajustada en las barras de

refuerzo del sistema de tierra. Si las barras están conectadas, el campo eléctrico en la tierra entre las

barras de la losa y la red subyacente sería cero. (En ambos tableros se encuentran al mismo potencial,

apenas corriente ajustado fuera de las barras, en el concreto y hacia la rejilla de tierra.) Por lo tanto, elhormigón con barras de refuerzo producirá un campo potencial sustancialmente uniforme en toda la

superficie del piso



ningún caso la descarga de la corriente daría lugar a un daño del concreto debido

a un recalentamiento local o a una erosión gradual de las ligaduras concreto-

acero. Para más detalles, consulte a 14,6.

10.8 Tensión de toque criterios para GIS

Aunque el fabricante GIS en general, los diseños del equipo para cumplir los

requisitos ya mencionados para la operación segura y por lo general la mayoría

lleva a cabo, si no todos, los cálculos que son necesarios para determinar las

tensiones de la envoltura y las corrientes durante las fallas, todavía hay

circunstancias en las que el usuario tiene que determinar que toda la instalación

es segura. Tener esta posibilidad en mente, algunos de los aspectos críticos de

la interconexión de las GIS con un sistema de tierra se analizan brevemente a

continuación.

Una cierta paradoja, inherente al diseño de GIS, se puede producir cuando se

trata de determinar el mejor concepto de aterramiento de GIS. En contraste conla sabiduría general de que una conexión grande a tierra equivale

necesariamente a una buena práctica de puesta a tierra, la corriente generada

en los recintos GIS que circula durante una falla también debe ser tomada en

cuenta. Para tener en cuenta son: 1) cuando estas corrientes se distribuirá, y 2)

dónde y hasta qué punto el ingeniero de diseño o el fabricante de GIS, o ambos,

prefieren estas corrientes a circular.

Típicamente, en un diseño de cerramiento continuo, la trayectoria de las

corrientes cerradas incluye algunos elementos estructurales del marco de las

GIS y los cerramientos mismos.

Con cada cerramiento de fase vinculada a los cerramientos de las fases

adyacentes en ambos extremos, varios bucles se forman. Debido a un corte

transversal de los mencionados miembros estructurales generalmente mucho

menor que el del cerramiento y comparable a la de las tiras que conectan a tierra

el ensamblaje de la GIS a una malla de tierra (y para el caso, también a las barras

de refuerzo de la cimentación de concreto), varias preguntas se deben

responder:

a) Si las corrientes se dividen y el flujo a través de todos los caminos

metálicos disponibles, ¿qué porcentaje se espera que entre las corrientes

que circulan en el ensamblaje de la GIS y los que circulan a través de una

conexión a tierra?

b) ¿Cuánta corriente que circula a través de un bucle de conexión a tierra es

demasiada?

c) Debería la GIS diseñada para ser seguro, si no hubiera corriente

circulante (al menos por un fallo externo) a través de las conexiones a

tierra?

d) Y, por último, ¿cuánto se necesita de conexión a tierra para el mejor

equilibrio entre las necesidades operativas y de seguridad relacionadas?

En la actualidad, no existen respuestas claras y soluciones a las cuestionesmencionadas anteriormente. Algunos fabricantes prefieren suministrar una barra



de tierra especial (barra de tierra principal) como parte del paquete de la GIS,

claramente designada, con puntos de conexión a tierra. Otros no usan ninguna

barra de tierra principal en absoluto, sino simplemente designan a determinados

puntos del cerramiento los puntos de aterramiento y dejan que la utilidad

complete la puesta a tierra.

En cualquier caso, se hace necesario limitar la corriente por el cuerpo a un valor

en un rango de miliamperios, mientras que las corrientes de falla que son de gran

preocupación desde cientos a miles de amperios. Por lo tanto, uno puede asumir

con seguridad que la diferencia de potencial existente antes de un contacto no

cambiaría mientras le abre la corriente a través de un camino alternativo incluso

el cuerpo. Luego el caso de una persona que toque la cubierta metálica GIS se

puede reducir al problema de encontrar la caída de voltaje entre dos puntos de

contacto a lo largo de uno o dos cajas y una tierra común. Por el lado de contacto

a los pies hechas por una persona de pie en una superficie no metálica (por

ejemplo, una losa de hormigón o la capa de suelo por encima de la rejilla depuesta a tierra), sólo una pequeña modificación del criterio de aplicación de la

ecuación (32) y la ecuación (33) se requiere a fin de tener en cuenta la altura de

caída de tensión inductiva que ocurren dentro del ensamblaje de la GIS.

El criterio de tensión de contacto para la GIS es

√ 2 ∗ ( max)2 < ℎ (36)

Donde

Et es la máxima tensión de contacto, según lo determinado por el punto por

debajo de los pies de una persona

E'to max es el valor máximo (predominantemente inductivo) de diferencia de

tensión metal-metal en GIS y entre cerramientos, o entre estos recintos y las

estructuras de soporte, incluidos los miembros horizontal o vertical para que se

diseña el montaje GIS

En situaciones prácticas, como se muestra en la Figura 16, una multiplicidad de

caminos de retorno y considerable acoplamiento transversal (cruzamientos) se

produce. Esto hace difícil el cálculo de las corrientes inducidas en sentido

longitudinal y para algunas fallas externas a distancia a menudo poco práctico,

como demasiados parámetros permanecen sin definir. Por regla general, a

causa de una gran variedad de posibles arreglos físicos del ensamblaje de la

GIS, los fabricantes de GIS realizan cálculos para determinar los parámetros

básicos de diseño, tales como separación y el emplazamiento de las conexiones.

10.9 Recomendaciones

Las siguientes recomendaciones deben ser consideradas para las instalaciones

de GIS:

Al aplicar el criterio de la tensión de contacto ecuación (36), los siguientes hechos

deben ser considerados.



a) El caso de un fallo interno con retorno por tierra requiere la adición de la

caída de tensión resistiva e inductiva a la caída de resistencia que

representa la diferencia de potencial entre el suelo de la subestación y el

punto bajo los pies de una persona. Esto generalmente no es necesario a

las fallas externas a la GIS. Por un fallo externo de línea a tierra, las

tensiones inducidas en la envoltura debería ser evaluada para un contactode mano-a-mano metal-a-metal, pero el cálculo de tensiones de paso y

contacto en la superficie de la tierra es la misma que para las instalaciones

convencionales [es decir, el término inductivo E’to max en la ecuación (36)

es cero].

b) Al evaluar la magnitud de las tensiones, causadas por fallas externas a

las GIS, sólo el caso de un primer plano en el fallo [caso (B) en la Figura

16] debe ser analizada porque remota fallas externas causará menos

problemas.

Figura 16 - típicas fallas en las GIS

11. Selección de Conductores y Conexiones

En la evaluación del material del conductor al tamaño o al límite de temperatura

máxima permisible debe aplicarse en situaciones de diseño individual, la

elección final debe reflejar siempre las consideraciones expuestas desde 11.1 a

11.4

15. Determinación de la corriente máxima de rejilla

15.1 Definiciones



NOTA-Las siguientes definiciones también se enumeran en la cláusula 3, pero

repiten aquí por la conveniencia del lector.

15.1.1 Desplazamiento dc: Diferencia entre la actual ola simétrica y la onda de

corriente real durante un sistema condición transitoria de energía.

Matemáticamente, la corriente de falla real puede ser dividida en dos partes, unacomponente alterna simétrica y una (dc) componente unidireccional. El

componente unidireccional puede ser de cualquier polaridad, pero no va a

cambiar la polaridad, y disminuirá a una tasa predeterminada.

15.1.2 factor de decremento: Un factor de ajuste utilizado en conjunción con el

fallo de tierra simétrica parámetro actual en los cálculos de puesta a tierra

orientados a la seguridad. Determina las rms equivalentes de la onda de

corriente asimétrica para una duración de la falla dado, tf, lo que representa el

efecto de dc inicial compensado y su atenuación durante la falla.

15.1.3 fallo factor de división actual: un factor que representa la inversa deuna relación de la falla simétrica actual a la parte de la corriente que fluye entre

la rejilla de puesta a tierra y la tierra circundante.

3 (63)

donde

Sf es el factor de división de corriente de defecto

Ig es la corriente rms rejilla simétrica en A

I0 es la corriente de falla de secuencia cero en A

NOTA-En realidad, el factor de división actual cambiaría durante la duración de

la falla, con base en las tasas de atenuación variables de las contribuciones de

falla y la secuencia de interrumpir las operaciones del dispositivo. Sin embargo,

para efectos del cálculo de la valor de cálculo de la corriente de red máxima y

corriente de red simétrica según las definiciones de la corriente de red simétrica

y máxima la corriente de red, la relación se supone constante durante toda la

duración de un fallo determinado.

15.1.4 corriente de red máxima: Un valor de cálculo de la corriente máxima de

rejilla, que se define de la siguiente manera

IG = Df × Ig (64)

donde

IG es la corriente de red máxima en A

Df es el factor de disminución para toda la duración del tf fallo, dada en s


15.1.5 reactancia subtransitoria: reactancia de un generador en el inicio de un

fallo. Esta reactancia se utiliza en los cálculos de la corriente inicial de falla



simétrica. La corriente disminuye continuamente, pero se supone que es

constante en este valor como un primer paso, con una duración de

aproximadamente 0,05 s después de una falla de repente aplicado.

15.1.6 corriente de red simétrica: La parte de la corriente de falla a tierra

simétrica que fluye entre la red de puesta a tierra y la tierra circundante. Se puedeexpresarse como

Ig = Sf × If (65)

donde


Si es el valor eficaz de la corriente de falla a tierra simétrica en A

Sf es el factor de división de corriente de defecto

15.1.7 reactancia síncrona: reactancia en estado estacionario de un generadordurante condiciones de falla que se utilizan para calcular la intensidad de falta

de estado estacionario. La corriente así calculado excluye el efecto del regulador

de voltaje automático o gobernador.

15.1.8 reactancia transitoria: reactancia de un generador entre el subtransitoria

y estados sincrónicos. Esta reactancia se utiliza para el cálculo de la corriente de

fallo simétrica durante el período comprendido entre la subtransitoria y estados

estacionarios. La corriente disminuye continuamente durante este período, pero

se supone que es constante en este valor durante aproximadamente 0,25 s.

15.1.9 relación X / R: Relación entre el sistema de reactancia inductiva a laresistencia. Es indicativa de la tasa de descomposición de cualquier

desplazamiento de DC. Una gran proporción X / R corresponde a una gran

constante de tiempo y una velocidad lenta de la caries.

15.2 Procedimiento

En la mayoría de los casos, el mayor valor de la corriente de red se traducirá en

la condición más peligrosa. Para estos casos, los siguientes pasos están

involucrados en la determinación del valor correcto diseño de rejilla máxima IG

actual para el uso en los cálculos de puesta a tierra de la subestación:

a) Evaluar el tipo y la ubicación de esas fallas a tierra que puedan producir

el mayor flujo de corriente entre la red de puesta a tierra y de la tierra

circundante, y por lo tanto el mayor GPR y mayores potenciales de

superficie local de gradientes en el área de la subestación (ver 15.8).

b) Determinar, mediante cálculo, la culpa factor de división actual Sf por los

fallos seleccionados en una), y establecer los correspondientes valores

de cuadrícula corriente simétrica Ig (véase 15.9).

c) Para cada caso de fallo en función de su tiempo de duración, tf, determine

el valor de factor de decremento Df para permitir los efectos de la

asimetría de la onda de corriente de defecto (véase 15.10).



d) Seleccionar la mayor producto Df × Ig, y por lo tanto la condición de fallo

peor (véase 15.11).

15.3 Tipos de fallas a tierra

Muchos tipos diferentes de fallos pueden ocurrir en el sistema. Por desgracia,

puede ser difícil determinar qué tipo de fallo y la ubicación se traducirá en el

mayor flujo de corriente entre la rejilla de tierra y la tierra circundante, porque no

se aplica ninguna regla simple. Figura 28 a la Figura 31 muestra máxima de rejilla

actual IG de diversos lugares de falla y las configuraciones del sistema.

En la determinación de los tipos de falta de aplicación, se debe considerar a la

probabilidad de ocurrencia de la falla. Múltiples fallas simultáneas, a pesar de

que pueden dar lugar a la corriente de tierra más alta, no necesitan ser

considerados si su probabilidad de ocurrencia es insignificante. Por tanto, se

recomienda, por razones prácticas, que la investigación se limitará a línea-tierra

única y fallas de línea a línea a tierra.

En el caso de un fallo de línea-a-línea a tierra, la corriente de fallo de secuencia

cero es

(66)

donde

I0 es el valor eficaz simétrico de corriente de falla de secuencia cero en A

E es la tensión entre fase y neutro en V

Rf es la resistencia estimada del fallo en Ω (normalmente se supone Rf = 0)

R1 es la resistencia del sistema de secuencia positiva equivalente en Ω

R2 es la resistencia del sistema de secuencia negativa equivalente en Ω

R0 es la secuencia cero resistencia del sistema equivalente en Ω

X1 es la reactancia de secuencia positiva sistema equivalente (subtransitoria)

en Ω

X2 es la reactancia de secuencia15 negativa sistema equivalente en Ω

X0 es la reactancia de secuencia cero sistema equivalente en Ω

Los valores de R1, R2, R0, X1, X2, y X0 se calculan buscando en el sistema

desde el punto de fallo.

En el caso de una falla de una sola línea a tierra, la corriente de fallo de secuencia

cero es

15

En mayoría de los cálculos que es generalmente admisible para asumir una ración de X2 / X1 igual a launidad, y, por lo tanto, X1 = X2, especialmente si un porcentaje apreciable de la reactancia de secuencia

positiva hasta el punto de fallo es el de un aparato estático y la línea de transmisión.



(67)

En muchos casos, sin embargo, el efecto de los términos de resistencia en la

ecuación (67) es insignificante. A efectos prácticos, las siguientes ecuaciones

simplificadas son suficientemente precisos y más conveniente.

Corriente de secuencia cero de fallos de línea a línea a tierra:

(68)

Corriente de secuencia cero de fallos de línea a tierra:

(69)



15.4 Efecto de la resistencia a tierra de la subestación

En la mayoría de los casos es suficiente para derivar la red de corriente máxima

IG, como se describe en 15.2 y 15.3, por descuidar la resistencia del sistema, la

resistencia a tierra de la subestación, y la resistencia a la avería. El error así

introducida es generalmente pequeño, y está siempre en el lado de la seguridad.

Sin embargo, puede haber casos inusuales donde la resistencia a tierra de la

subestación predicho es tan grande, en relación con la reactancia del sistema,

que vale la pena tener en cuenta la resistencia mediante su inclusión en laecuación más exacta (66) o la ecuación (67).

Esto plantea un problema debido a que el sistema de tierra de la subestación

aún no está diseñado y su resistencia no se conoce. Sin embargo, la resistencia

se puede estimar por el uso de las fórmulas aproximadas de 14,2 o 14,3.

Esta resistencia estimada generalmente da suficiente precisión para la

determinación de la corriente Ig, y por lo tanto IG.

15.5 Efecto de la resistencia de fallo



Si el fallo es una ruptura del aislamiento dentro de la subestación local, el sólo

suposición segura es que la resistencia de la avería se supone cero (véase la

Figura 28 hasta la Figura 31).

En el caso de un fallo fuera del área local de la subestación, en una línea

conectada al bus de subestación (Figura 31), es permisible, si un valorconservador (mínimo) de resistencia de falta Rf se puede asignar, para utilizar

este en el cálculo de la corriente de falla a tierra. Esto se hace multiplicando Rf

por tres y añadir a los otros términos de resistencia como se indica en el

denominador de la ecuación (66) y la ecuación (67). Si, sin embargo, la

resistencia de fallo real no mantiene un valor al menos tan grande como el valor

de Rf utilizado en los cálculos, entonces la resistencia de fallo debe ser

descuidado. Cualquier error de descuidar Rf será, por supuesto, estar en el lado

de la seguridad.

15.6 Efecto de cables de tierra y conductores neutros

Donde la línea de transmisión de cables de tierra o conductores neutros están

conectados a la tierra de la subestación, una porción sustancial de la corriente

de falla a tierra se desvía lejos de la rejilla de tierra de la subestación.

Cuando existe esta situación, los cables de tierra o conductores neutros deben

tenerse en cuenta en el diseño de la rejilla de tierra.

Conexión de la tierra de la subestación de cables aéreos de tierra o conductores

neutros, o ambos, ya través de ellos a las estructuras de líneas de transmisión o

postes de distribución, por lo general tienen el efecto global de aumentar la GPR

en las bases de la torre, mientras que disminuye es en la subestación. Esto sedebe a que cada una de las torres cercanas compartirán en cada subida de la

tensión de la malla de tierra de la subestación, cualquiera que sea la causa, en

lugar de ser afectada por un fallo de aislamiento local o descargas eléctricas en

una de las torres. A la inversa, cuando se produce un fallo tal torre, el efecto del

sistema de tierra de la subestación conectada debería disminuir la magnitud de

los gradientes cerca de la torre bases.

15.7 Efecto de tuberías enterradas y cables directos

Cables enterrados con sus vainas o armaduras en contacto efectivo con el suelo,

y las tuberías metálicas enterradas tendrán un efecto algo similar cuando estánunidos al sistema de tierra de la subestación, sino que se extienden más allá de

su perímetro.

Los cables enterrados con sus vainas o armaduras en contacto efectivo con la

tierra, y las tuberías metálicas enterradas unido al sistema de tierra de la

subestación y que se extiende más allá de su perímetro tendrán un efecto similar

al de los cables de tierra y neutrales. Mediante la realización de parte de la

corriente de falla a tierra lejos de la subestación, el potencial aumento de la red

durante la falla, y los gradientes locales en la subestación se ven atenuadas.

Como se discutió en la Cláusula 17, los riesgos externos a veces pueden serintroducidos (Bodier [B15]; Rudenberg [B125]).



Para fallas a tierra fuera de la subestación en un alimentador de distribución (lo

suficiente como para estar en la tierra remota con respecto a la rejilla de tierra),

una gran parte de la corriente de fallo volverá a su origen (el neutro del

transformador) a través de la malla de la subestación, contribuyendo así a la

subestación GPR.

En subestaciones de transmisión con tres de cuerda transformadores o

autotransformadores, el problema es más compleja. La rejilla de corriente

máxima IG puede ocurrir por una falla a tierra ya sea en la parte alta o baja del

transformador; ambos lugares se deben revisar. En cualquier caso, se puede

suponer que la peor ubicación de la falla es en los terminales del transformador

dentro de la subestación, si la contribución del sistema a la corriente de defecto

es mayor que el de los transformadores en la subestación. Por el contrario, la

peor ubicación de la falla puede estar fuera de la subestación en una línea de

transmisión, si la contribución transformador domina.

Las excepciones a las generalidades anteriores. Por lo tanto, para un sistema

específico, ubicación candidatos varios fallos de la corriente máxima de rejilla

debe ser considerado. Para cada candidato, el valor aplicable de cero secuencia

I0 (corriente de falla a tierra) debe establecerse en este paso.

En unos pocos casos, surge una complicación adicional. La duración de la falla

depende del tipo de protección esquema utilizado, la localización de la falla, y la

opción de usar los tiempos primarios o de respaldo de compensación para el

fallo (shock) duración. La duración de la falla no sólo afecta al factor de

decremento, DF, sino también los voltajes tolerables, como se discutió en la

Cláusula 8. Si el fallo tiempo de compensación para una falla en particular esrelativamente larga, la correspondiente voltajes tolerables se pueden reducir a

valores que hacen que condicionan esta falla el peor de los casos, aunque el

corriente de red para este caso no es el valor máximo. Esta situación ocurre

generalmente cuando una delta-estrella transformador de puesta a tierra se

alimenta de una fuente relativamente débil de la corriente de falla y el fallo se

produce una cierta distancia abajo de un alimentador de distribución rural. En

este caso, la corriente (delta) del lado de alta de fallo puede ser relativamente

bajo, y el bajos fallas en el alimentador lateral (estrella aterrizada) están

determinadas principalmente por las impedancias de transformadores y

alimentadores. Si se considera la compensación de copia de seguridad, un fallode alimentación de varios kilómetros abajo del alimentador, dependiendo de la

parte alta dispositivo de compensación para copias de seguridad de la falla del

interruptor de alimentación, podría tardar varios segundos para borrar. el

tolerable tensión para este caso puede ser significativamente menor que la de

un fallo del lado de alta, haciendo que el alimentador de lado de baja criticar el

peor de los casos para el diseño de la rejilla. Por lo tanto, el peor tipo de falla y

la ubicación deben tener en cuenta no sólo el valor máximo de rejilla IG actual,

sino también las tensiones tolerables basado en la solución de la avería

15.9 Cálculo de la división de intensidad



Para el supuesto de un flujo sostenido de la corriente inicial falla a tierra, la

corriente de rejilla puede ser simétrica expresado como

Ig=Sf * (3IO) (73)

Para determinar Ig, el factor de división corriente Sf debe ser calculado.

El proceso de la informática consiste en obtener una representación equivalente

de los cables aéreos terrestres, neutros, etc., conectados a la red y luego

resolver el equivalente para determinar qué fracción de la corriente total de fallo

fluye entre la red y la tierra, y fluye qué fracción a través de los cables de tierra

o neutrales.

Sf depende de muchos parámetros, algunos de los cuales son a) la ubicación de

la falla, como se describe en 15.8.

b) Magnitud de impedancia de la red de tierra de la subestación, como se explica

en el capítulo 4.

c) Buried tuberías y cables en las proximidades de o conectados directamente al

sistema de tierra de la subestación, como se discute en 15,7.

d) cables de tierra, neutros, u otras vías de retorno de tierra, como se discute en

el 15,6.

Debido a Sf, la corriente de rejilla simétrica Ig, y por lo tanto también IG, están

estrechamente relacionados con la ubicación de la falla. Si se descuidan los

caminos de tierra adicionales de los apartados c) yd) anteriores, la relación de

división corriente (basado en la distancia frente a las contribuciones corrienteslocales) se puede calcular utilizando componentes simétricas tradicionales.

Sin embargo, la corriente Ig, calculada utilizando un método de este tipo puede

ser demasiado pesimista, incluso si se toma la futura expansión del sistema en

consideración.

La discusión restante se refiere sólo a cables de tierra y conductores neutros,

aunque los principios implicados también se aplican a tuberías enterradas,

cables o cualquier otra vía conductora conectada a la red.

Líneas de transmisión de alta tensión están comúnmente provistos de alambres

estáticos generales, ya sea en toda su longitud o para distancias cortas de cadasubestación. Pueden conectarse a tierra en cada torre a lo largo de la línea o

pueden ser aislados de las torres y se utilizan para fines de comunicación. Hay

muchas fuentes que proporcionan asistencia en la determinación de la

impedancia efectiva de un alambre de estática como se ve desde el punto de

fallo (ver, por ejemplo, Carson [B17]; Clem [B19]; EEI y Sistemas de Bell

Telephone [B20]; CCITT Grupo de Estudio V [B24]; Desieno, Marchenko, y

Vassel [B51]; Laurent [B97]; Patel [B120]; y Verma y Mukhedkar [B149]). Muchos

de estos métodos pueden, sin embargo, ser difícil de aplicar por el ingeniero de

diseño. Debido a que es



más allá del alcance de esta guía para discutir en detalle la aplicabilidad de cada

método para todas las posibles configuraciones de sistema, sólo se dará una

breve descripción de algunos de los métodos más recientes.

Endrenyi [B57] [B55] presenta un enfoque en el que, por una serie de tramos

idénticos, las impedancias de la torre y cables de tierra o neutrales se reducen auna impedancia equivalente agrupado. Excepto para los propósitos de

estimación, Endrenyi recomienda incluir las mutuas entre múltiples conductores

de tierra y se introduce un factor de acoplamiento para dar cuenta de la

impedancia mutua entre los conductores neutro y los conductores de fase. Esta

técnica se desarrolló aún más por Verma y Mukhedkar [B149].

En el método de la matriz en cascada de Sebo [B129], una matriz de impedancia

se deriva para cada tramo de la línea, y las matrices palmo individuales se

conectan en cascada en una matriz resultante que representa toda la línea. Esta

técnica permite que una persona tiene en cuenta todos los auto y impedancias

mutuas (excepto entre la torre de pie motivos), y la ubicación y el tipo de fallo.

Se sugiere una corrección para los efectos finales de la línea, con un factor de

selección modificado.

Con algunas limitaciones en la aplicabilidad y la precisión, la técnica de cálculo

palmo por palmo se puede simplificar considerablemente. Un enfoque típico, en

el que se ignoran todos los acoplamientos mutuos entre los conductores y

conductores de fase y neutro entre los conductores neutros, ha sido descrito por

Garrett [B70]. En esta técnica, cada conductor neutro se modela por la

impedancia de cada tramo y la impedancia de tierra equivalente de cada torre

para formar una red asemeja a una escalera. Esta red de escalera se reduceentonces, usando técnicas simples de reducción de la red, a una impedancia de

entrada como se ve desde el punto de fallo. La impedancia de entrada de cada

circuito se combina con la resistencia de la red y tres veces este valor resultante

está incluido en la impedancia de falta equivalente de secuencia cero. El factor

de división corriente Sf se calcula mediante la aplicación de la ley actual de

Kirchoff para obtener la división actual entre la resistencia de la red y la

impedancia de entrada de cada circuito. Aunque esto, o enfoques similares

aproximados, se limita en la aplicabilidad y la precisión, en muchos casos pueden

proporcionar una estimación razonable de la influencia de cables de tierra y

neutrales tanto en la resistencia del sistema de puesta a tierra y la relación dedivisión actual.

Dawalibi [B37] proporciona algoritmos para derivar ecuaciones simples de

resolver por las corrientes en la red y ineach torre. Estas ecuaciones se obtienen

a partir de uno o ambos extremos de cada línea y no requieren de las grandes

necesidades de almacenamiento informático de las técnicas que modelan cada

tramo individual. Dawalibi también se ocupa de los efectos de la estructura del

suelo (es decir, resistividades tierra multicapa) en el mismo y las impedancias

mutuas de los conductores y de la relación de división actual.

Meliopoulos et al. [B104] introdujo un conductor equivalente para representar losefectos de tierra utilizando la fórmula de Carson. Cada tramo en cada línea se



modela y la red resultante se resuelve para fluye la corriente. De esta solución,

la relación de división corriente se calcula. El número de líneas y subestaciones

modelados están limitadas sólo por el ordenador utilizado para resolver la red

(EPRI TR-100622 [B63]).

Garrett y Patel [B73] utilizan el método de Meliopoulos [B104] para llevar a caboun análisis paramétrico de los parámetros que afectan a Sf, y desarrollar un

conjunto de curvas de Sf vs. resistencia de rejilla para algunos de los parámetros

más críticos. Esto proporciona un método rápido y sencillo para estimar la actual

división que evita la necesidad de algunos de los supuestos simplificadores de

los otros métodos aproximados, aunque los resultados aún son sólo

aproximados. Estas curvas, junto con algunas nuevas curvas y una mesa de

impedancia añadido para esta guía, se incluyen en el Anexo C. Consulte el

Anexo C para las limitaciones en este método.

Obviamente, las técnicas que modelan los alambres estáticos, conductores de

fase, torres, etc., en los detalles le damos la mejor evaluación del factor de

división corriente Sf. Sin embargo, los métodos aproximados discutidos

anteriormente se han comparado con los métodos detallados y se encontró que

dar respuestas comparables para muchos ejemplos sencillos.

Por lo tanto, la elección del método utilizado para determinar Sf dependerá de la

complejidad del sistema conectado a la subestación y el grado de precisión

deseado. Un ejemplo sencillo sigue, muestra los resultados de cuatro de los

métodos descritos en los párrafos anteriores. En el siguiente ejemplo, los

métodos aproximados de Endrenyi y Garrett y Patel se comparan con los

resultados de Dawalibi de métodos más precisos y Meliopoulos '.

Como ejemplo, la Figura 32 muestra una subestación de distribución de un

alimentador de línea de transmisión alimentada por una sola conexión de la

subestación a una fuente equivalente remoto (subestación próxima adyacente).

La línea de transmisión es de 20 km de largo y la distancia entre la zona de la

torre es de 0.5 km. El alimentador es de 4 km de largo y la distancia entre las

zonas de los polos es 0,122 kilometros. El suelo se supone que es uniforme con

una resistividad de 200 Ω · m. Ecuaciones de Carson se utilizan para calcular las

impedancias auto de los conductores de fase y alambre estático gastos

generales, y la impedancia mutua entre estos (línea de transmisión sólo) para

utilizar con fórmula y Garrett y de Endrenyi

Curvas escisión del factor de Patel. Anexo C muestra las ecuaciones utilizadas

para calcular la línea de impedancias necesario para los cálculos de división

actual. Los diferentes impedancias de cada sección resistencia torre pie de la

línea, la resistencia de tierra terminal remoto, y la resistencia de rejilla

subestación son



Donde

Etg es la impedancia a tierra remota de cada electrodo de masa transmisión en

Ω

Rdg es la impedancia a tierra remota de cada distribución electrodo de tierra en

Ω

Rs es la impedancia remota terminal de tierra (equivalente) en Ω

Rg es la impedancia de tierra de la estación a la tierra remota en Ω

Z1 es el equivalente a la impedancia de secuencia positiva de la línea de 115 kV

en Ω

Z0 (a) es el yo impedancia de secuencia cero para los conductores de fase kV

115 en Ω

Z0 (g) es el yo impedancia de secuencia cero para el cable de tierra de 115 kV

en Ω

Z0 (ag) es la impedancia mutua de secuencia cero entre los conductores de fase

y neutro para la línea de 115 kV

en Ω

Z0 es la impedancia equivalente de secuencia cero de la línea de 115 kV en Ω

ZS-l es la impedancia propia de la sobrecarga de alambre estático 115 kV en Ω/ span



ZS-f es la impedancia propia del alimentador 12.47 kV neutral en Ω / span

Sumando las impedancias de línea 115 kV a las impedancias de la fuente de la

siguiente impedancia de falla equivalente en el bus 115 kV:

impedancias de línea a las impedancias de la fuente dicta la siguiente

impedancia de falta equivalente en el bus 115 kV:

Como se muestra en la figura, una falla de una sola línea a tierra se produce en

la subestación desde el bus conductor de fase a la subestación neutral.

Utilizando el método de Endrenyi [B57], la impedancia equivalente de la

sobrecarga estática de alambre (como se ve desde el punto de fallo y haciendo

caso omiso de los efectos de acoplamiento) es

La impedancia equivalente de neutro del alimentador (como se ve desde la

subestación) es

El equivalente resultante del alambre estático gastos generales y alimentador

neutro se encuentra poniendo en paralelo las impedancias equivalentes

anteriores:

El equivalente resultante del alambre estático gastos generales y alimentador

neutro se encuentra poniendo en paralelo las impedancias equivalentes

anteriores:



El factor de corriente fs es

La corriente de malla Ig resultante es

Usando mesa Garrett y de Patel de equivalentes factor de división (Anexo C), el

equivalente del alambre estático gastos generales y alimentador neutro es

El factor de division

La corriente de malla es



Utilizando Garret y curvas de Patel división de factores (Figura C.3 del Anexo C),

el factor de división aproximada Sf = 0,28. Por lo tanto, la corriente de red es

Usando EPRI TR-100622 [B63], el 3I0 total de corriente de defecto es 2472 A. Aproximadamente el 34% (Ig = 836 A) de la corriente de fallo fluye a través de la

rejilla a la tierra a distancia, por lo que el factor de división corriente es igual a

0,34. Resultados similares se obtienen utilizando Dawalibi [B37].

Como puede observarse, los métodos aproximados y detalladas están en

estrecho acuerdo para este ejemplo. Sin embargo, para sistemas más

complejos, con tanto de fuentes terrestres locales y remotos y con líneas y

fuentes diferentes, los resultados pueden no ser muy de acuerdo (véase el anexo

C)

15.10 Efecto de la asimetría

El diseño de una red de puesta a tierra debe tener en cuenta la corriente

asimétrica. Un factor de decremento, Df, será Beder IVED a tener en cuenta el

efecto de la corriente dc offset. En general, la corriente de falla asimétrica incluye

la subtransitoria, transitoria y componentes de corriente alterna de estado

estacionario, y el offset de cc componente actual. Tanto el subtransitoria y

componentes de corriente alterna transitorios y el offset de cc decaimiento

exponencial, teniendo cada uno una tasa de atenuación diferente.

Sin embargo, en aplicaciones típicas de esta guía, se supone que la componente

de corriente alterna no decae con el tiempo, pero se mantiene en su valor inicial.Por lo tanto, como una función periódica del tiempo, t, la corriente de falla

asimétrica se puede expresar como

(74)

donde

si (t) es la corriente de falla asimétrica, en A, en cualquier instante t, t en s

E es la tensión eficaz de pre-falta, de línea a neutro V

ω es la frecuencia del sistema en radianes / s

α es el ángulo de tensión en la iniciación actual en radianes

θ es el ángulo de fase del circuito en radianes

Y ac es la ac admisión sistema equivalente en mhos

Ta es el desplazamiento de corriente continua constante de tiempo en s [T a = X

/ (ωR), de 60 Hz, T a = X / (120πR)]

La X / R relación que se utiliza aquí es el sistema X / R ratio en la localización de

la falta de un tipo determinado fallo. Los componentes X y R de la impedancia



de falta subtransitoria sistema deberían utilizarse para determinar la relación X /

R.

En realidad, los fallos se producen al azar con respecto a la onda de tensión. Sin

embargo, el contacto de choque puede existir atthe momento se inicia el fallo.

Por lo tanto, para permitir la condición más severa, es necesario suponer que eldesplazamiento máximo de continua posible estará presente en el momento de

un contacto de choque accidental.

Desplazamiento dc máxima ocurre cuando: (α-θ) = -π / 2

Entonces la ecuación (74) se convierte

(75)

Debido a que los datos experimentales en el umbral de fibrilación se basan en el

contenido de energía de una onda sinusoidal simétrica de amplitud constante,es necesario establecer un valor rms equivalente de la onda de corriente

asimétrica para el tiempo máximo de exposición posible shock. Este valor, de

acuerdo con la definición de la corriente de falla asimétrica eficaz si, se puede

determinar la integración de la ecuación (75) al cuadrado durante toda la

duración del tf fallo en s

(76)

donde

SI es el valor rms eficaces de corriente asimétrica aproximada para toda la

duración de un fallo en una

tf es el tiempo de duración de la culpa en s

t es el tiempo (variable) después de la iniciación de fallo en s

La evaluación de la integral de la ecuación (76) en términos de la ecuación (75),

se deduce que

(77)

Por lo tanto, el factor de decremento DFse determina por la relación -IF/if,

produciendo

(78)



(79)

La ecuación (79) se puede utilizar para calcular el factor de disminución para

específica X / R ratios y duraciones de falla.

Los valores típicos del factor de disminución para varias duraciones de fallo y

X / R relaciones se muestran en la Tabla 10.

Para duraciones relativamente largas de falla, el efecto de la corriente de

desplazamiento de CC puede suponerse que es más de compensado por la

descomposición del componente subtransitoria de ac actual. Un factor de

decremento de 1,0 puede ser utilizado para las duraciones de falla de 30 ciclos

o más.

Por poco espaciados choques sucesivos (posiblemente de reconexiones), lasprimeras ediciones de esta guía sugiere una disminuir factor calculado usando

la duración de primer defecto más corto, incluso si el tiempo,ts, Que se utiliza en

otras partes de la cálculos es basan en la suma de las duraciones de choque

individuales. Sin embargo, la discusión de la anterior factor de decremento

corriente de falla asimétrica sugiere que el uso de la duración más corta de fallo

en conjunción con la duración más larga de choque, o la suma de las duraciones

de choque, puede resultar en una conexión a tierra sobre designada del sistema.

Esto es especialmente cierto para las faltas de duración intermedia (es decir, 6-

30 ciclos), donde el decremento factor es relativamente grande y la componente

de corriente alterna de la corriente se supone que permanecer en su valorsubtransitoria.

Crawford y Griffith [B22] sugieren que la duración de choque y duración de la

falla suponerse idénticos, que dará como resultado el diseño de cuadrícula

suficiente para los casos de no reconexiones automáticas o sucesiva (de alta

velocidad) choques. Sin embargo, debido a la poca o ninguna prueba se ha

realizado sobre los efectos de las crisis repetitivas separadas por sólo unos

pocos ciclos, el ingeniero de diseño debe juzgar si se usa o no la duración de

choque más largo de tiempo ts en otra parte de los cálculos y la duración de la

falla más corto para el tiempo de tf en el cálculo del factor de decremento con laecuación (79).

Es importante que los valores del factor de decremento dado en la Tabla 10 no

deben confundirse con los coeficientes multiplicadores dadas por IEEE C37.010-

1979 [B84]. El ISDF factor de decremento, y se utiliza para determinar la

corriente eficaz durante un intervalo de tiempo dado después de la creación de

un fallo, mientras que se utilizan los coeficientes multiplicadores dadas por IEEE

C37.010-1979 [B84] para determinar la corriente eficaz en el extremo de este

intervalo. Debido a la descomposición de los componentes transitorios de CA y

CC con el tiempo, los factores decremento determinados por la ecuación (79)

son ligeramente superiores a los factores determinados por IEEE C37.010-1979[B84] para duraciones de fallo y de choque cortos.



Tabla 10-Valores típicos de Df

15.11 Efecto de los cambios futuros

Es una experiencia común para las corrientes de falla máximas en determinado

lugar para aumentar a medida que se añade la capacidad del sistema o nuevas

conexiones se hacen a la red. Mientras que un aumento en la capacidad del

sistema aumentará la corriente máxima esperada de fallo IF, nuevas conexiones

pueden aumentar o disminuir el máximo de la cuadrícula actual IG.

Un caso en el que la corriente de red puede disminuir con nuevas conexiones es

cuando se añaden nuevas líneas de transmisión con el suelo o cables neutros,

o ambos. En general, si hay margen para el aumento de la IG está incluido en el

diseño original del sistema de tierra, el diseño puede ser peligroso. Además, las

adiciones posteriores serán normalmente mucho menos conveniente y más

costoso de instalar. Ha sido una práctica ampliamente aceptada para asumir la

corriente de fallo total de, IF, entre la red y la tierra circundante (es decir,

ignorando cualquier división actual) en un intento para permitir el crecimiento del

sistema. Si bien este supuesto sería demasiado pesimista para las condiciones

actuales años, puede que no supera la corriente IG computa teniendo en cuenta

la división y el sistema de crecimiento actual. Si se toma el crecimiento del

sistema en cuenta y la división corriente es ignorado, se sobrediseña la red

resultante.

Una estimación de las futuras condiciones del sistema se puede obtener

mediante la inclusión de todas las novedades de la cámara pronosticadas.

Se debe tener precaución cuando los cambios futuros implican tales cambios de

diseño como la desconexión de cables de tierra que entran en las subestaciones.

Estos cambios pueden tener un efecto sobre las corrientes de falla a tierra y

pueden dar lugar a un sistema de puesta a tierra inadecuada. Sin embargo,cambios en el futuro, tales como adiciones de cables de tierra de entrada,

definiciones ieee 80 grupo 1

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