ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA UNIVERSIDAD DE SEVILLA

Proyecto Final de Carrera

ESTUDIO DE SOBRETENSIONES DEBIDAS A CORTOCIRCUITOS FASE-TIERRA EN REDES DE MEDIA TENSIÓN PARA DISTINTOS REGÍMENES DE NEUTRO

Autor: Daniel Amat González Tutor: Pedro Luis Cruz Romero

Marzo 2014

Estudio de sobretensiones debidas a cortocircuitos fase-tierra en redes de media tensión para distintos regímenes de neutro

ÍNDICE 1 OBJETIVO Y ALCANCE DEL PROYECTO.................................................................................8 2 INTRODUCCIÓN ..................................................................................................................9 2.1 2.2 2.3

¿ES IMPORTANTE CONOCER LAS SOBRETENSIONES? ....................................................................9 ¿POR QUÉ PONER EL NEUTRO A TIERRA?...................................................................................9 ¿POR QUÉ HAY DISTINTOS REGÍMENES DE NEUTRO?....................................................................9

3 SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ............................................................................................10 3.1 SISTEMAS SIN CONEXIÓN A TIERRA.........................................................................................10 3.2 SISTEMAS CON CONEXIÓN A TIERRA .......................................................................................10 3.2.1 TRES CABLES CON ÚNICA CONEXIÓN A TIERRA......................................................................... 10 3.2.2 CUATRO CABLES CON MÚLTIPLES CONEXIONES A TIERRA ........................................................... 11 3.2.3 CUATRO CABLES CON ÚNICA CONEXIÓN A TIERRA .................................................................... 11 3.2.4 TRANSFORMADORES DE PUESTA A TIERRA ............................................................................. 12 4 TIPOLOGÍA DE SOBRETENSIONES .....................................................................................13 4.1 CLASIFICACIÓN POR SU DURACIÓN .........................................................................................13 4.1.1 SOBRETENSIONES DE FRENTE MUY RÁPIDO (VERY FAST FRONT OVERVOLTAGE) ............................. 13 4.1.2 SOBRETENSIONES DE FRENTE RÁPIDO (FAST FRONT OVERVOLTAGE) ........................................... 13 4.1.3 SOBRETENSIONES DE FRENTE LENTO (SLOW FRONT OVERVOLTAGE) ........................................... 14 4.1.4 SOBRETENSIONES TEMPORALES (TEMPORARY OVERVOLTAGE) ................................................... 14 5 TIPOLOGÍA DE LOS CORTOCIRCUITOS ...............................................................................15 5.1 CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO SIMÉTRICO ...................................................................................15 5.2 CORTOCIRCUITO BIFÁSICO....................................................................................................15 5.3 CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO AISLADO .................................................................................15 5.4 CORTOCIRCUITOS A TIERRA ..................................................................................................15 5.4.1 CORTOCIRCUITO BIFÁSICO A TIERRA ..................................................................................... 15 5.4.2 CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO A TIERRA ............................................................................... 15 6 CONSIDERACIONES TEÓRICAS PREVIAS ............................................................................16 6.1 6.2 6.3

COEFICIENTE DE PUESTA A TIERRA (COG, COEFFICIENT OF GROUNDING) .....................................16 FACTOR DE FALLO A TIERRA (EFF, EARTH FAULT FACTOR) .........................................................16 PUESTA A TIERRA EFECTIVA ..................................................................................................16

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PUESTA A TIERRA NO EFECTIVA .............................................................................................17

7 REGÍMENES DE NEUTRO ...................................................................................................21 7.1 NEUTRO AISLADO ..............................................................................................................21 7.2 NEUTRO CONECTADO A TIERRA .............................................................................................21 7.2.1 NEUTRO RÍGIDO A TIERRA .................................................................................................. 21 7.2.2 NEUTRO IMPEDANTE ........................................................................................................ 22 7.2.2.1 Neutro a tierra a través de resistencia ...................................................................... 22 7.2.2.2 Neutro a tierra a través de una inductancia .............................................................. 23 7.2.2.3 Neutro a tierra a través de resistencia e inductancia en serie ................................... 23 7.2.2.4 Neutro a tierra a través de una capacitancia ............................................................. 23 7.2.2.5 Neutro a tierra a través de sistema resonante .......................................................... 24 7.3 COMPARATIVA REGÍMENES DE NEUTRO ..................................................................................25 7.4 INFLUENCIA DEL TRANSFORMADOR EN LA CORRIENTE HOMOPOLAR..............................................26 8 DEFINICIÓN TEÓRICA DE LA RED EN ESTUDIO...................................................................28 8.1 RED ................................................................................................................................29 8.2 TRANSFORMADOR DE POTENCIA ..................................................................................29 8.3 TRANSFORMADOR DE PUESTA A TIERRA .......................................................................30 8.4 LÍNEAS ...........................................................................................................................31 8.4.1 LINEAS AÉREAS ............................................................................................................ 31 8.4.1.1 Características generales ......................................................................................... 31 8.4.1.2 Cálculos para la línea aérea elegida .......................................................................... 33 8.4.1.3 Disposición geométrica ............................................................................................ 33 8.4.1.4 Resistencia y reactancia............................................................................................ 36 8.4.1.5 Admitancia capacitiva............................................................................................... 38 8.4.2 LINEAS SUBTERRÁNEAS ............................................................................................... 42 8.4.2.1 Características generales .......................................................................................... 42 8.4.2.2 Elección del cable ..................................................................................................... 44 8.4.2.3 Disposición geométrica ............................................................................................ 44 8.4.2.4 Resistencia y reactancia............................................................................................ 45 8.4.2.5 Admitancia capacitiva............................................................................................... 47 8.5 CARGAS .........................................................................................................................48 8.6 CONTINGENCIA EN LA RED .............................................................................................48 8.6.1 CÁLCULO TEÓRICO DE LA TENSIÓN E INTENSIDAD DE CORTOCIRCUITO........................ 49 9 SIMULACIONES .................................................................................................................55 9.1 LINEA AÉREA ..................................................................................................................55 9.1.1 PRIMER ENSAYO: RED FIJA, DISTINTAS PUESTAS A TIERRA .......................................................... 55

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Estudio de sobretensiones debidas a cortocircuitos fase-tierra en redes de media tensión para distintos regímenes de neutro 9.1.1.1 Neutro aislado .......................................................................................................... 55 9.1.1.2 Neutro rígido a tierra................................................................................................ 57 9.1.1.3 Neutro a tierra a través de resistencia ..................................................................... 58 9.1.1.4 Neutro a tierra a través de inductancia ..................................................................... 60 9.1.1.5 Neutro a tierra a través de resistencia e inductancia en serie ................................... 62 9.1.1.6 Neutro a tierra a través de sistema resonante .......................................................... 63 9.1.2 SEGUNDO ENSAYO: DEPENDENCIA DE LA SOBRETENSIÓN CON LA LONGITUD DE LA LÍNEA AÉREA ......... 65 9.1.3 TERCER ENSAYO: DEPENDENCIA DE LA SOBRETENSIÓN CON LA RESISTENCIA DE FALTA A TIERRA.......... 66 9.1.4 CUARTO ENSAYO: DEPENDENCIA DE LA SOBRETENSIÓN CON EL PUNTO DE FALTA ............................ 67 9.1.5 QUINTO ENSAYO: DEPENDENCIA DE LA SOBRETENSIÓN CON LA RESISTIVIDAD DEL TERRENO .............. 68 9.2 LINEA SUBTERRÁNEA .....................................................................................................69 9.2.1 PRIMER ENSAYO: RED FIJA, DISTINTOS REGÍMENES DE NEUTRO................................................... 69 9.2.1.1 Neutro aislado .......................................................................................................... 69 9.2.1.2 Neutro rígido a tierra rígida ...................................................................................... 70 9.2.1.3 Neutro a tierra a través de resistencia ...................................................................... 71 9.2.1.4 Neutro a tierra a través de inductancia ..................................................................... 73 9.2.1.5 Neutro a tierra a través de resistencia e inductancia en serie ................................... 74 9.2.1.6 Neutro a tierra a través de sistema resonante .......................................................... 75 9.2.2 SEGUNDO ENSAYO: DEPENDENCIA DE LA SOBRETENSIÓN CON LA LONGITUD DE LA LÍNEA ENTERRADA.. 78 9.2.3 TERCER ENSAYO: DEPENDENCIA DE LA SOBRETENSIÓN CON LA RESISTENCIA DE FALTA A TIERRA.......... 80 9.2.4 CUARTO ENSAYO: DEPENDENCIA DE LA SOBRETENSIÓN CON EL PUNTO DE FALTA............................ 81 9.2.5 QUINTO ENSAYO: DEPENDENCIA DE LA SOBRETENSIÓN CON LA RESISTIVIDAD DEL TERRENO .............. 82 9.3 INFLUENCIA DE UN CORTOCIRCUITO EN LAS SOBRETENSIONES DE LAS DEMÁS LÍNEAS ........................83 9.4 SUSTITUCIÓN PAULATINA DE TRAMOS DE LÍNEAS AÉREAS POR TRAMOS DE CABLE ENTERRADO ...........85 9.5 TRANSITORIO RÁPIDO .........................................................................................................86 9.5.1 DEPENDENCIA CON EL INSTANTE EN EL QUE SE PRODUCE EL CORTOCIRCUITO ................................. 87 10 CONCLUSIONES...............................................................................................................89 11 BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................91

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ÍNDICE DE TABLAS TABLA 1: INFLUENCIA DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN SOBRE LAS SOBRETENSIONES .................................................... 11 TABLA 2: FORMAS DE ONDA DE LAS SOBRETENSIONES RESPECTO AL TIEMPO ............................................................. 14 TABLA 3: CARACTERÍSTICAS DE LAS PUESTAS A TIERRA ........................................................................................ 17 TABLA 4: RESUMEN DE VENTAJAS E INCONVENIENTES DE LOS REGÍMENES DE NEUTRO ESTUDIADOS ................................ 25 TABLA 5: CONEXIONES E IMPEDANCIAS HOMOPOLARES DE TRANSFORMADORES ........................................................ 26 TABLA 6: DENSIDAD DE CORRIENTE E INTENSIDAD MÁXIMA DE LOS CONDUCTORES AÉREOS .......................................... 32 TABLA 7: RESISTENCIA DE LOS CONDUCTORES AÉREOS ........................................................................................ 33 TABLA 8: RELACIÓN DEL RADIO EQUIVALENTE ENTRE CONDUCTOR HUECO Y TRENZADOS .............................................. 36 TABLA 9: CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DEL CONDUCTOR 147-AL1/34-ST1A ........................................................... 37 TABLA 10: VALORES DE LA MATRIZ DE ADMITANCIA PARA LA LÍNEA AÉREA GENERADA POR PSCAD ................................ 41 TABLA 11: DIÁMETROS DEL CABLE ................................................................................................................ 43 TABLA 12: DIÁMETRO EXTERIOR DEL CABLE ..................................................................................................... 43 TABLA 13: REACTANCIA DEL CABLE ............................................................................................................... 43 TABLA 14: RESISTENCIA DEL CABLE................................................................................................................ 43 TABLA 15: CAPACITANCIA DEL CABLE ............................................................................................................. 43 TABLA 16: INTENSIDAD MÁXIMA ADMISIBLE DEL CABLE ...................................................................................... 44 TABLA 17: DIÁMETRO DE LA PANTALLA DEL CABLE ............................................................................................ 44 TABLA 18: IMPEDANCIA DE SECUENCIA DIRECTA Y HOMOPOLAR DE LOS CABLES ........................................................ 45 TABLA 19: VALORES DE LA MATRIZ DE ADMITANCIA PARA LA LÍNEA SUBTERRÁNEA GENERADA POR PSCAD ..................... 48

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ÍNDICE DE GRÁFICOS GRÁFICO 1: SISTEMA AISLADO ...................................................................................................................... 10 GRÁFICO 2: SISTEMA DE TRES CABLES CON ÚNICA CONEXIÓN A TIERRA .................................................................... 10 GRÁFICO 3: SISTEMA DE CUATRO CABLES Y MÚLTIPLES CONEXIONES A TIERRA ........................................................... 11 GRÁFICO 4: SISTEMA DE CUATRO CABLES Y ÚNICA CONEXIÓN A TIERRA ................................................................... 11 GRÁFICO 5: PUESTA A TIERRA DEL NEUTRO DE UNA RED CON UN TRANSFORMADOR DE ACOPLAMIENTO ESTRELLA-TRIÁNGULO ASOCIADO A UNA RESISTENCIA COLOCADA EN EL LADO DE AT ....................................................................... 12 GRÁFICO 6: PUESTA A TIERRA DEL NEUTRO DE UNA RED CON BOBINA EN ZIG ZAG ....................................................... 12 GRÁFICO 7: CLASIFICACIÓN DE CORTOCIRCUITOS POR DURACIÓN Y TENSIONES ALCANZADAS......................................... 13 GRÁFICO 8: CARACTERÍSTICAS PUESTAS A TIERRA CON R1/X1=0 ........................................................................... 18 GRÁFICO 9: CARACTERÍSTICAS PUESTAS A TIERRA CON R1/X1=0,2 ........................................................................ 18 GRÁFICO 10: CARACTERÍSTICAS PUESTAS A TIERRA CON R1/X1=0,5 ...................................................................... 19 GRÁFICO 11: CARACTERÍSTICAS PUESTAS A TIERRA CON R1/X1=1 ......................................................................... 19 GRÁFICO 12: CARACTERÍSTICAS PUESTAS A TIERRA CON R1/X1=2 ......................................................................... 20 GRÁFICO 13: RÉGIMEN DE NEUTRO AISLADO.................................................................................................... 21 GRÁFICO 14: RÉGIMEN DE NEUTRO RÍGIDO A TIERRA.......................................................................................... 22 GRÁFICO 15: RÉGIMEN DE NEUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE RESISTENCIA .................................................................. 22 GRÁFICO 16: RÉGIMEN DE NEUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE INDUCTANCIA ................................................................ 23 GRÁFICO 17: RÉGIMEN DE NEUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE RESISTENCIA E INDUCTANCIA EN SERIE .................................. 23 GRÁFICO 18: RÉGIMEN DE NEUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE SISTEMA RESONANTE ....................................................... 24 GRÁFICO 19: ESQUEMA GENERAL DE LA RED DE MEDIA TENSIÓN ........................................................................... 28 GRÁFICO 20: ESQUEMA DEL TRANSFORMADOR ZIGZAG ...................................................................................... 30 GRÁFICO 21: ALZADO DE LA TORRE ............................................................................................................... 35 GRÁFICO 22: VISTA EN DETALLE DE LA CABEZA DE LA TORRE ................................................................................. 35 GRÁFICO 23: ADMITANCIA CAPACITIVA, MÉTODO DE LAS IMÁGENES ...................................................................... 38 GRÁFICO 24: CAPACITANCIAS ENTRE LÍNEAS Y ENTRE LÍNEA Y TIERRA ...................................................................... 40 GRÁFICO 25: DISPOSICIÓN GEOMÉTRICA DE LOS CABLES ..................................................................................... 45 GRÁFICO 26: ESQUEMA DEL FALLO FASE-TIERRA ............................................................................................... 49 GRÁFICO 27: ESQUEMA DE SECUENCIAS DE LA RED EN FALLO MONOFÁSICO A TIERRA ................................................. 50 GRÁFICO 28: ESQUEMA DE SECUENCIAS DE LA RED A SIMULAR ............................................................................. 51 GRÁFICO 29: ESQUEMA DE LA RED A SIMULAR CON RÉGIMEN AISLADO ................................................................... 52 GRÁFICO 30: ESQUEMA EN PI DE UNA LINEA ELÉCTRICA ...................................................................................... 53 GRÁFICO 31: ESQUEMA PSCAD DE LA RED CON LÍNEA AÉREA Y NEUTRO AISLADO ..................................................... 55 GRÁFICO 32: FORMA DE ONDA DE LA TENSIÓN. LÍNEA AÉREA, NEUTRO AISLADO ....................................................... 56 GRÁFICO 33: ESQUEMA PSCAD DE LA RED CON LÍNEA AÉREA Y NEUTRO RÍGIDO A TIERRA ........................................... 57 GRÁFICO 34: LÍNEA AÉREA, NEUTRO RÍGIDO A TIERRA ........................................................................................ 58 GRÁFICO 35: ESQUEMA PSCAD DE LA RED CON LÍNEA AÉREA Y NEUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE RESISTENCIA.................... 58 GRÁFICO 36: LÍNEA AÉREA, NEUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE RESISTENCIA ................................................................. 59 GRÁFICO 37: LÍNEA AÉREA, NEUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE ALTA RESISTENCIA (LIMITADORA DE INTENSIDAD) ................... 60 GRÁFICO 38: ESQUEMA PSCAD DE LA RED CON LÍNEA AÉREA Y NEUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE INDUCTANCIA .................. 60 GRÁFICO 39: LÍNEA AÉREA, NEUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE INDUCTANCIA ............................................................... 61 GRÁFICO 40: ESQUEMA PSCAD DE LA RED CON LÍNEA AÉREA Y NEUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE RESISTENCIA E INDUCTANCIA EN SERIE ............................................................................................................................................. 62 GRÁFICO 41: LÍNEA AÉREA, NEUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE RESISTENCIA E INDUCTANCIA EN SERIE ................................. 62 GRÁFICO 42: ESQUEMA PSCAD DE LA RED CON LÍNEA AÉREA Y NEUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE INDUCTANCIA SINTONIZADA 63 GRÁFICO 43: LÍNEA AÉREA, NEUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE INDUCTANCIA SINTONIZADA ............................................. 64

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Estudio de sobretensiones debidas a cortocircuitos fase-tierra en redes de media tensión para distintos regímenes de neutro GRÁFICO 44: LÍNEA AÉREA, DEPENDENCIA CON LA LONGITUD DE LA LÍNEA ............................................................... 65 GRÁFICO 45: LÍNEA AÉREA, DEPENDENCIA CON LA RESISTENCIA DE FALTA ................................................................ 66 GRÁFICO 46: LÍNEA AÉREA, DEPENDENCIA CON EL PUNTO DE FALTA ....................................................................... 67 GRÁFICO 47: LÍNEA AÉREA, DEPENDENCIA CON LA RESISTIVIDAD DEL TERRENO ......................................................... 68 GRÁFICO 48: ESQUEMA PSCAD DE LA RED CON LÍNEA SUBTERRÁNEA Y NEUTRO AISLADO. .......................................... 69 GRÁFICO 49: CURVA DE TENSIÓN. LÍNEA SUBTERRÁNEA Y NEUTRO AISLADO ............................................................ 69 GRÁFICO 50: ESQUEMA PSCAD DE LA RED CON LÍNEA SUBTERRÁNEA Y NEUTRO RÍGIDO A TIERRA. ................................ 70 GRÁFICO 51: LÍNEA SUBTERRÁNEA Y NEUTRO RÍGIDO A TIERRA ............................................................................. 70 GRÁFICO 52: ESQUEMA PSCAD DE LA RED. LÍNEA SUBTERRÁNEA Y NEUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE RESISTENCIA. ............. 71 GRÁFICO 53:LÍNEA SUBTERRÁNEA Y NEUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE RESISTENCIA ...................................................... 72 GRÁFICO 54: LÍNEA SUBTERRÁNEA Y PUESTA A TIERRA A TRAVÉS DE ALTA RESISTENCIA ............................................... 72 GRÁFICO 55: ESQUEMA PSCAD DE LA RED CON LÍNEA SUBTERRÁNEA Y NEUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE INDUCTANCIA. ....... 73 GRÁFICO 56: LÍNEA SUBTERRÁNEA Y NEUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE INDUCTANCIA .................................................... 73 GRÁFICO 57: ESQUEMA PSCAD DE LA RED CON LÍNEA AÉREA Y NEUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE RESISTENCIA E INDUCTANCIA EN SERIE ............................................................................................................................................. 74 GRÁFICO 58: LÍNEA SUBTERRÁNEA Y NEUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE RESISTENCIA E INDUCTANCIA EN SERIE ...................... 75 GRÁFICO 59: ESQUEMA PSCAD DE LA RED CON LÍNEA SUBTERRÁNEA Y NEUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE SISTEMA RESONANTE .................................................................................................................................................... 75 GRÁFICO 60: CURVA DE INTENSIDAD A TRAVÉS DE LA BOBINA SINTONIZADA. LÍNEA SUBTERRÁNEA ................................ 76 GRÁFICO 61: LÍNEA SUBTERRÁNEA, NEUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE BOBINA SINTONIZADA ........................................... 76 GRÁFICO 62: CURVA DE INTENSIDAD A TRAVÉS DE LA BOBINA PETERSEN ................................................................. 77 GRÁFICO 63: LÍNEA SUBTERRÁNEA Y PUESTA A TIERRA A TRAVÉS DE BOBINA PETERSEN ............................................... 77 GRÁFICO 64: CAÍDA EXCESIVA DE TENSIÓN EN LÍNEA DE 100 KM Y RESONANCIA EN LÍNEA DE 3 KM ................................ 78 GRÁFICO 65: LÍNEA SUBTERRÁNEA, DEPENDENCIA CON LA LONGITUD DE LÍNEA ......................................................... 79 GRÁFICO 66: LÍNEA SUBTERRÁNEA, DEPENDENCIA CON LA RESISTENCIA DE FALTA ...................................................... 80 GRÁFICO 67: LÍNEA SUBTERRÁNEA, DEPENDENCIA CON EL PUNTO DE FALTA ............................................................. 81 GRÁFICO 68: LÍNEA SUBTERRÁNEA, DEPENDENCIA CON LA RESISTIVIDAD DEL TERRENO ............................................... 82 GRÁFICO 69: CURVA DE TENSIONES EN LAS LÍNEAS DE LA RED. FALLO AL PRINCIPIO DE LA LÍNEA .................................... 83 GRÁFICO 70: CURVA DE TENSIONES EN LAS LÍNEAS DE LA RED. FALLO AL FINAL DE LA LÍNEA AÉREA ................................. 84 GRÁFICO 71: CURVA DE TENSIONES EN LAS LÍNEAS DE LA RED. FALLO AL FINAL DE LA LÍNEA SUBTERRÁNEA ....................... 84 GRÁFICO 72: DEPENDENCIA DE LA SOBRETENSIÓN CON LA PROPORCIÓN DE LÍNEA ENTERRADA SOBRE EL TOTAL DE LA MISMA 85 GRÁFICO 73: TRANSITORIO RÁPIDO PROMINENTE ............................................................................................. 86 GRÁFICO 74: FORMA DE ONDA DE TENSIÓN NORMALIZADA ................................................................................. 87 GRÁFICO 75: TRANSITORIO RÁPIDO PARA DISTINTOS INSTANTES DEL CICLO DE LA FASE EN FALTA ................................... 88 GRÁFICO 76: TRANSITORIO RÁPIDO. INSTANTES QUE GENERAN MAYOR SOBRETENSIÓN .............................................. 88

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OBJETIVO Y ALCANCE DEL PROYECTO

Las sobretensiones en la red tienen un efecto nocivo sobre los equipos conectados a ella, por lo que nuestro objetivo sería atenuarlas lo máximo posible. En condiciones de funcionamiento, los controladores de tensión del sistema eléctrico son suficientes para mantener la tensión en valores nominales; sin embargo, si se produce un cortocircuito, nuestro sistema quedará expuesto a grandes sobretensiones. Gracias a la dilatada experiencia del sector eléctrico en redes de distribución, sabemos que la mayoría de los cortocircuitos que se producen son monofásicos con derivación a tierra y que la corriente de defecto estará limitada por la impedancia de la puesta a tierra. Por lo tanto, será razonable que el estudio abarque los cortocircuitos monofásicos fase-tierra para los distintos regímenes de neutro disponibles en la actualidad. Dada la imposibilidad de ensayar los fallos a estudiar en el laboratorio, se realizará el modelado y la resolución del circuito eléctrico en régimen transitorio en un programa informático, en este caso PSCAD, un programa con características de EMTP-ATP (Modelado y resolución de circuitos eléctricos en régimen transitorio) de fácil manejo gracias a su interfaz gráfica. Gracias a este programa, evaluaremos con relativa facilidad las redes eléctricas de media tensión con distinta tipología, basándonos en normativas y demás documentación sobre redes reales, para comprobar cómo evoluciona la tensión, sin perder de vista en ningún momento cómo se ve afectada la intensidad cuando se produce un cortocircuito con las características antes comentadas. El objetivo del proyecto es solamente la observación, el estudio de estas sobretensiones, sin tomar ninguna decisión al respecto; es decir, nuestro objetivo es conocer qué es lo que sucede en las líneas del sistema, no la toma de decisiones posterior a estos conocimientos para la elección del régimen de neutro, protección y/o extinción del defecto de forma más eficiente y eficaz. En resumen, simulación de cortocircuitos fase-tierra, con varias tipologías de redes de media tensión con distintos regímenes del neutro del transformador de potencia; observación de la evolución del transitorio de la tensión y comparación de los resultados de los distintos ensayos, en la aplicación informática PSCAD.

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2 INTRODUCCIÓN 2.1 ¿ES IMPORTANTE CONOCER LAS SOBRETENSIONES? Las sobretensiones tienen un papel importante en la vida de los equipos e instalaciones eléctricas. Sus efectos pueden ir desde una simple interrupción del trabajo que estén realizando a la destrucción total del equipo o instalación. Los tres niveles que podemos distinguir son: disrupción (interrupciones, corrupción de la onda eléctrica…), degradación (reducción de la vida útil de los equipos y/o aumento de la posibilidad de un mal funcionamiento de los equipos) y daños (destrucción de equipos, instalaciones, incendios, etc. Lo que obligaría a la reparación/sustitución inmediata). Todos estos efectos conllevan pérdidas económicas por la reposición de los elementos dañados, así como el coste indirecto de la ruptura de los procesos alimentados.

2.2 ¿P OR QUÉ PONER EL NEUTRO A TIERRA? Existen varias razones para realizar puesta a tierra del neutro en una instalación:  



 

Seleccionar la selectividad y sensibilidad de los relés de protección de cortocircuitos a tierra. Evitar la ferrosonancia: los transformadores de tensión en una red con neutro aislado pueden, bajo determinadas circunstancias, estar sujetos a sobretensiones elevadas debido a este fenómeno, al entrar en oscilación su reactancia (no lineal) con la capacidad parásita a tierra de la red. Reducir las corrientes transitorias de falta a tierra: siempre que no sea una conexión rígida, la conexión del sistema a tierra a través de una impedancia permite controlar y limitar las corrientes de cortocircuito en caso de faltas a tierra. Reducir las sobretensiones: la puesta a tierra permite controlar y reducir las sobretensiones en la red. Seguridad de las personas ante contactos directos e indirectos.

Todas estas consideraciones tienen repercusión en el sistema, tanto en su coste, diseño y disposición física, continuidad del servicio.

2.3 ¿P OR QUÉ HAY DISTINTOS REGÍMENES DE NEUTRO? Las consideraciones expuestas pueden ser abordadas y/o priorizadas de distinta forma, por lo que no hay una respuesta única y sencilla al problema de poner el sistema a tierra. Al haberse estudiado desde los comienzos de la explotación de la electricidad, cada empresa de distribución eléctrica adoptó una solución atendiendo a sus propias prioridades. Ninguna de las soluciones es perfecta: todas tienen alguna característica excepcional, pero a costa de sacrificar otras igual de importantes. Es por ello que ninguna de las soluciones se ha impuesto hasta ahora a las demás en el mercado internacional.

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3 SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN Los sistemas se pueden clasificar en “conectados a tierra” y en “sin conexión a tierra” más adelante veremos las consecuencias que conlleva cada tipo de sistema.

3.1 SISTEMAS SIN CONEXIÓN A TIERRA Estos sistemas tienen el devanado secundario del transformador de la estación de distribución, sean estrella o triángulo la configuración de sus devanados más comunes, sin conexión a tierra. Los hilos de distribución son tres en caso trifásico y dos en el monofásico, estando los pararrayos conectados directamente de una fase a la tierra.

Gráfico 1: sistema aislado

3.2 SISTEMAS CON CONEXIÓN A TIERRA Suelen ser sistemas con devanado secundario del transformador en estrella, cuyo punto neutro es conectado a tierra, sea de forma rígida, a través de una bobina u otro elemento que asegure la conexión constante (ininterrumpida) a tierra. También se puede hacer un sistema a tierra usando un transformador secundario para este fin. Dependiendo de lo que hagamos con el neutro, tendremos los siguientes subtipos:

3.2.1 TRES CABLES CON ÚNICA CONEXIÓN A TIERRA Son sistemas en los que no se lleva un conductor de neutro con el resto del circuito, pero el sistema está puesto a tierra en cada subestación a través del transformador.

Gráfico 2: sistema de tres cables con única conexión a tierra

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3.2.2 CUATRO CABLES CON MÚLTIPLES CONEXIONES A TIERRA Son sistemas en el que el conductor de neutro va con el resto del circuito y además está conectada a tierra cada cierta distancia. Tres conexiones por kilómetro suele ser habitual.

Gráfico 3: sistema de cuatro cables y múltiples conexiones a tierra

3.2.3 CUATRO CABLES CON ÚNICA CONEXIÓN A TIERRA Son sistemas en los que el cable de neutro está aislado salvo en un único punto, el transformador de cada subestación, donde éste va conectado a tierra.

Gráfico 4: sistema de cuatro cables y única conexión a tierra

En resumen, en virtud de los datos expuestos podemos realizar la Tabla 1, que muestra la influencia del sistema de distribución en las sobretensiones en cortocircuitos:

Tabla 1: influencia del sistema de distribución sobre las sobretensiones

Sistema

Magnitud de la sobretensión sobre la tensión fase-tierra nominal del sistema, ELG

Sin conexión a tierra

1,82

Cuatro cables con múltiple conexión a tierra

1,5

Tres o cuatro cables con única conexión a tierra

1,4

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3.2.4 TRANSFORMADORES DE PUESTA A TIERRA Dependiendo de nuestras necesidades, es posible realizar una red de distribución sin conexión a tierra pero haber un circuito en particular en el que queremos tener nuestro cable de neutro, o vernos en la necesidad de conseguir un punto neutro cuando el devanado secundario del transformador es en triángulo y así poder realizar una puesta a tierra. Para ello se utilizan estos transformadores auxiliares que deben ser conectados con el devanado en zig-zag o estrella (a tierra)-triángulo, como vemos en los Gráfico 6 y Gráfico 5 respectivamente. Aunque a la red no afecta el uso de uno u otro, el transformador YNd permite alimentar servicios auxiliares en el devanado secundario y el transformador en zigzag por su [41] construcción, soporta mejor intensidades de defecto mayores de 100 A.

Gráfico 5: puesta a tierra del neutro de una red con un transformador de acoplamiento estrella-triángulo asociado a una resistencia colocada en el lado de AT

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Gráfico 6: puesta a tierra del neutro de una red con bobina en zig zag

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4 TIPOLOGÍA DE SOBRETENSIONES Las principales características por las que se pueden clasificar las sobretensiones son:  

Su duración: autoextinguible, transitorio, temporal, permanente. Su origen: factores mecánicos (roturas, conexión accidental entre conductores, etc), sobretensiones por operaciones de maniobra, deslastre de cargas, de origen atmosférico, degradación del aislamiento, etc.

4.1 CLASIFICACIÓN POR SU DURACIÓN Es la más interesante, ya que cada fenómeno tiene un orden de magnitud distinto. En el Gráfico 7 vemos su clasificación y en la Tabla 2 las características de cada una.

Gráfico 7: clasificación de cortocircuitos por duración y tensiones alcanzadas

[30]

4.1.1 SOBRETENSIONES DE FRENTE MUY RÁPIDO (VERY FAST FRONT OVERVOLTAGE ) Es la de menor duración, no llegando al centenar de nanosegundos. Su frecuencia es muy alta, llegando al centenar de megahercios. Son importantes en la protección frente a contactos en alta tensión y arcos eléctricos internos en la aparamenta encapsulada en gas, provocados por un predisparo de estos, seguido de un reenganche de un interruptor de SF6. Normalmente pueden ser evitados con un control sencillo, pero se suele estudiar por si hubiera un mal funcionamiento de los relés.

4.1.2 SOBRETENSIONES DE FRENTE RÁPIDO (FAST FRONT OVERVOLTAGE) Son producidos en su mayoría por la caída de rayos. Su importancia es mucho mayor que otros tipos de sobretensiones: son críticos para todos los niveles de tensión y es esencial suavizar sus efectos con elementos de protección, sobre todo pararrayos y cadenas de aisladores. La amplitud de la sobretensión puede ser mayor de 6 p.u., lo que convierte a las FFO en las más peligrosas, aunque por suerte, no es el caso más probable. Su duración es de varios microsegundos y no tiene naturaleza senoidal.

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4.1.3 SOBRETENSIONES DE FRENTE LENTO (SLOW FRONT OVERVOLTAGE ) Del orden de los milisegundos y una amplitud de sobretensión de 4 p.u., juegan un rol importante en la determinación de la energía que tienen que ser capaz de disipar los pararrayos y la tensión que deben ser capaces de soportar, tanto los equipos como los pararrayos antes de que se alcance la tensión disruptiva del aire en las torres de las líneas de distribución. No tiene naturaleza senoidal. Son producidas, en orden decreciente de importancia, por reenergización de una línea, energización de una línea, caída de una línea, eliminación de una falta, entrada de cargas capacitivas y salida de cargas inductivas del sistema.

4.1.4 SOBRETENSIONES TEMPORALES (TEMPORARY O VERVOLTAGE) De naturaleza senoidal, con frecuencias cercanas a la nominal del sistema, son de gran importancia para determinar el esfuerzo al que están sometidos los equipos, en particular en la capacidad de los pararrayos de disipar energía. Las sobretensiones TOV pueden generar esfuerzos altos en transformadores y en bobinas en derivación. Su duración es del orden de segundos y su amplitud hasta 2 p.u. Pueden ser provocadas por muy distintas causas, como por ejemplo: desconexión de cargas, energización de un transformador, líneas paralelas en resonancia, despejar una falta monofásica, caída de una línea, intensidad que pasa de un carácter inductivo a capacitivo, etc. Tabla 2: formas de onda de las sobretensiones respecto al tiempo

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[30]

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5 TIPOLOGÍA DE LOS CORTOCIRCUITOS Como apunté, merece la pena distinguir entre los tipos de cortocircuitos que pueden aparecer en nuestra red y sus características básicas.

5.1 CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO SIMÉTRICO Es el defecto que se produce cuando las tres fases se unen accidentalmente. Se considera que tiene la corriente de defecto más alta, ya que sólo está limitada por la impedancia de fase bajo la tensión simple. El cálculo en una red del Icc3 es indispensable para elegir los materiales de la instalación. Se producen, de origen, solo en el 5% de los casos de cortocircuito.

Normalmente aparece derivado de alguno de los siguientes casos.

5.2 CORTOCIRCUITO BIFÁSICO Corresponde a un defecto entre dos fases, alimentado por la tensión compuesta Un. Se da en un 15% de los casos. Suele degenerar en un cortocircuito trifásico.

5.3 CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO AISLADO Corresponde a un defecto entre una fase y el neutro, cuando este forma parte de la distribución y está alimentado por la tensión simple. En algunos casos concretos como por ejemplo, con un transformador estrella-zigzag o un alternador en régimen subtransitorio, la intensidad puede llegar a ser mayor que en un defecto trifásico.

5.4 CORTOCIRCUITOS A TIERRA En estos defectos cobra importancia la impedancia homopolar Z0 que reducirá el valor de la intensidad de cortocircuito Icch (salvo que haya máquinas rotativas, que disminuyen drásticamente el valor de la impedancia). El valor de las sobretensiones estará íntimamente relacionado con el régimen de neutro de la red.

5.4.1 CORTOCIRCUITO BIFÁSICO A TIERRA Es un defecto que aparece en escasas ocasiones, mayoritariamente es un defecto que se produce como evolución de otro cortocircuito previo. Consiste en la unión accidental de un par de conductores a tierra.

5.4.2 CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO A TIERRA El 80% de las veces que se produce un cortocircuito, será uno monofásico a tierra. Es por lo que su estudio prevalece sobre los demás tipos de cortocircuito. Un buen conocimiento y extinción de este tipo nos llevará a tener bajo control la mayoría de los cortocircuitos que acontezcan durante la vida de la instalación.

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6 CONSIDERACIONES TEÓRICAS PREVIAS Antes de entrar en las cuestiones prácticas, presentaremos varios conceptos que nos servirán para conocer como de buena es nuestra instalación a tierra. La efectividad de la puesta a tierra será clasificada en función del resultado de la ratio de los parámetros de las componentes simétricas del circuito simplificado de una falta fase-tierra: X1 reactancia de secuencia positiva, X2 reactancia de secuencia negativa y X0 reactancia de secuencia homopolar y las respectivas resistencias R1, R2 y R0.

6.1 COEFICIENTE DE PUESTA A TIERRA (COG, COEFFICIENT O F GROUNDING) Se define como el ratio ELG/ELL a la relación entre la mayor tensión de fase (LineGround) de una fase sana durante el fallo fase-tierra y la tensión de línea (Line-Line) que se tendría en el punto de falta si esta no existiera. Se expresa en porcentaje.1

6.2 FACTOR DE FALLO A TIERRA (EFF, EARTH F AULT F ACTOR) Se define como el ratio entre la mayor tensión de fase de una fase sana durante el fallo fase-tierra y la tensión de fase que se tendría en el punto de falta si esta no existiera. Por lo tanto está íntimamente relacionada con el coeficiente de puesta a tierra, siendo: = √3 Esta expresión es más usada en la actualidad que el COG para definir la efectividad de la puesta a tierra, en parte por ser la relación directa entre tensiones de fase, la de una fase sana durante el fallo fase-tierra y la de fase nominal.

Con estos coeficientes ya podemos definir la efectividad de las puestas a tierra.

6.3 P UESTA A TIERRA EFECTIVA Una puesta a tierra será efectiva cuando el coeficiente de puesta a tierra no exceda el 80 %. Este valor se obtiene aproximadamente sean cual sean las condiciones del sistema, cuando el ratio X0/X1 es positivo y menor de tres y el ratio R0/X1 es positivo y menor que uno.

1

Si quiere saber calcular teóricamente el COG, consultar el Apéndice A de IEEE C62.92-1987, [2]

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6.4 P UESTA A TIERRA NO EFECTIVA Una puesta a tierra no será efectiva cuando el coeficiente de puesta a tierra excede el 80 %. Este valor se obtiene cuando el ratio X0/X1 es negativo o positivo mayor que tres y el ratio R0/X1 es positivo y mayor que uno. En la Tabla 3 vemos el rango de valores típicos para los tipos de puesta a tierra a partir de las definiciones que acabamos de describir. Tabla 3: características de las puestas a tierra [2]

Esta tabla podemos reinterpretarla respecto a la relación de las componentes simétricas, manteniendo fija para cada gráfica el coeficiente de puesta a tierra, que aproximadamente podemos tomar como R1/X1, variando X0/X1 y R0/X1 Fijándonos del Gráfico 8 al Gráfico 12, podremos ver que, cuanto mayor sea el coeficiente de puesta a tierra R1/X1 , es decir, comparando entre las distintas gráficas, la probabilidad de que un punto de la gráfica definido como la intersección entre “X0/X1” y “R0/X1” nos dé una corriente de cortocircuito alta se reduce, ya que la zona de la gráfica en la que la puesta a tierra se considera efectiva aumenta considerablemente.

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Gráfico 8: Características puestas a tierra con R1/X1=0

Gráfico 9: Características puestas a tierra con R1/X1=0,2

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Gráfico 10: Características puestas a tierra con R1/X1=0,5

Gráfico 11: Características puestas a tierra con R1/X1=1

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Gráfico 12: Características puestas a tierra con R1/X1=2

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7 REGÍMENES DE NEUTRO El transformador de potencia de nuestra red de distribución podrá estar conectado a tierra de las siguientes maneras:

7.1 NEUTRO AISLADO Es un circuito en el cual intencionadamente no existe ninguna conexión a tierra, exceptuando aparatos de medida de potencial eléctrico y otros aparatos de muy alta impedancia eléctrica. Sin embargo, estos circuitos están conectados a tierra a través de la admitancia capacitiva distribuida de sus conductores, ya que se generan corrientes parásitas, como vemos en el Gráfico 13. Tiene la ventaja de permitir la continuidad de servicio aun hallándose una primera falta, pero como desventaja se eleva el riesgo de altas sobretensiones y la difícil protección e intercepción del fallo, que puede desembocar en fallos más catastróficos.

Gráfico 13: régimen de neutro aislado

7.2 NEUTRO CONECTADO A TIERRA El régimen de neutro puesto a tierra, en contraposición al régimen aislado, obliga a desconectar el sistema al primer fallo, pero como ventajas amortigua las sobretensiones e intensidades de cortocircuito y la protección y detección de los fallos en la red es mucho más sencilla.

7.2.1 NEUTRO RÍGIDO A TIERRA El circuito se conecta directamente a tierra sin una impedancia intermedia. El término implica una conexión ideal como vemos en el Gráfico 14; esta solución no se puede tomar en cuenta como tal, dada la imposibilidad práctica de realizar la conexión sin impedancia, ya que sistema de puesta a tierra tiene una resistencia ligada a su propia naturaleza metálica.

Esto puede llevar a confusión ya que aunque se conecte el neutro del transformador rígidamente a tierra, la X0 resultante podría ser muy alta debida a las características de

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la red y/o del transformador; por ello, también entraría en juego el concepto de efectividad de la puesta a tierra. No se utiliza en redes de Media Tensión

Gráfico 14: régimen de neutro rígido a tierra

7.2.2 NEUTRO IMPEDANTE El neutro del circuito se conecta a través de una impedancia, la cual dependiendo de sus características provoca distintos efectos sobre los valores del cortocircuito.

7.2.2.1 N EUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE RESISTENCIA El elemento de conexión a tierra es una resistencia, como vemos en el Gráfico 15; principalmente podemos distinguir entre los de baja y alta resistencia. Se puede colocar directamente en la conexión a tierra, o de forma indirecta a través del secundario de un transformador auxiliar como vimos en el epígrafe 3.2.4 En este caso, la impedancia homopolar equivalente vista desde el punto de fallo, seguirá teniendo el carácter inductivo o capacitivo previo de la red, más o menos atenuado dependiendo del valor por triplicado de la resistencia de la puesta a tierra.

Gráfico 15: régimen de neutro a tierra a través de resistencia

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7.2.2.2 N EUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE UNA INDUCTANCIA El elemento de conexión a tierra es una inductancia, mostrado en el Gráfico 16; principalmente podemos distinguir entre baja y alta inductancia. La inductancia se puede colocar directamente en la conexión a tierra, o de forma indirecta a través del circuito de retorno a tierra (no mostrado en el gráfico). Esto último puede hacerse aumentando la X0 de los aparatos conectados a tierra.

Gráfico 16: régimen de neutro a tierra a través de inductancia

7.2.2.3 N EUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE RESISTENCIA E INDUCTANCIA EN SERIE En este tipo de puesta a tierra se combinan en serie una resistencia y una inductancia. Con la resistencia se consigue fácilmente aumentar el valor del módulo de impedancia a valores deseados y con la inductancia se aumenta el carácter inductivo de la impedancia homopolar en caso de cortocircuito monofásico a tierra.

Gráfico 17: régimen de neutro a tierra a través de resistencia e inductancia en serie

7.2.2.4 N EUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE UNA CAPACITANCIA El principal elemento de conexión a tierra es un condensador. Es muy raro de encontrar ya que sólo tiene utilidad en casos muy concretos y deben ser cuidadosamente analizadas las sobretensiones que se provocan en caso de falta.

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7.2.2.5 N EUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE SISTEMA RESONANTE Su principio de funcionamiento se basa en una inductancia de valor variable sintonizable con la capacitancia de la red. Si el sistema resonante, también llamado Bobina Petersen, está bien sintonizado con la capacitancia de la red, en caso de una falta fase-tierra, la corriente inductiva que circula por la Bobina Petersen será similar a la corriente capacitiva que circula por las fases sanas, lo que provocará la reducción sustancial de sus efectos sobre el cortocircuito, al estar estas dos corrientes prácticamente desfasadas 180º y de magnitud similar, por lo que la corriente capacitiva del sistema se verá compensada con la corriente inductiva generada por la reactancia. Para limitar la intensidad por la inductancia a valores admisibles, se coloca una resistencia en paralelo a esta. En el Gráfico 18 vemos representada la puesta a tierra y las capacitancias de la línea, con las cuales se sintoniza la Bobina Petersen.

Gráfico 18: régimen de neutro a tierra a través de sistema resonante

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7.3 COMPARATIVA REGÍMENES DE NEUTRO En la siguiente tabla valoramos a grandes rasgos las ventajas e inconvenientes de los regímenes de neutro expuestos en el epígrafe. Tabla 4: resumen de ventajas e inconvenientes de los regímenes de neutro estudiados

Régimen de Neutro

Ventajas

Inconvenientes

 Continuidad de servicio frente a un fallo

 Sobretensiones elevadas

Neutro Aislado  Corrientes de defecto a tierra limitadas

Neutro rígido a tierra

Neutro impedante

 Facilita la detección de las faltas

 Limita las corrientes de defecto (respecto neutro rígido)  Reduce las sobretensiones (respecto al neutro aislado)

Neutro sintonizado (sistema resonante)

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 Difícil detección y localización de un fallo

 Altas corrientes de defecto

 Requiere protecciones más sensibles (respecto al rígido a tierra)

 Requiere protecciones más complejas  Favorece la autoextinción del defecto

 La tensión homopolar puede alcanzar valores muy altos

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7.4 INFLUENCIA DEL TRANSFORMADOR EN LA CORRIENTE HOMOPOLAR Hay que tener en cuenta la elección de las conexiones del transformador y cuál de los devanados se conecta a tierra, ya que provocará un cambio en el circuito de la secuencia homopolar. En la Tabla 5 veremos casos de importancia práctica y teórica para comprender las implicaciones que tendría una conexión distinta de los transformadores en las corrientes de cortocircuito fase-tierra. A pesar de no encontrar en algunos esquemas conexión física a tierra, seguirá habiendo corriente homopolar causada por las corrientes parásitas, circulando una corriente de defecto a tierra, aun estando la red aislada de esta.

Tabla 5: conexiones e impedancias homopolares de transformadores

Esquema

Esquema homopolar

Notas

La corriente homopolar verá la impedancia homopolar y todo lo conectado al punto B

La corriente homopolar circulará entre la puesta a tierra del transformador con la impedancia equivalente resultante x3 y lo que haya conectado en el extremo B del transformador

La configuración impide que circule corriente homopolar, sin embargo circulará por dentro del devanado triangular del transformador. Ni lo conectado en A ni en B verá esta corriente.

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En esta configuración no hay corriente homopolar ni en los circuitos conectados en A, ni en B ni dentro del transformador

La corriente homopolar circula libremente a través del transformador conectando los circuitos conectados en A y en B

El circuito conectado en A tendrá corriente homopolar y verá a la inductancia del devanado primario. Circulará corriente en el devanado secundario, pero no se verá afectado el circuito conectado en B

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8 DEFINICIÓN TEÓRICA DE LA RED EN ESTUDIO La red que estudiaremos, representada en el Gráfico 19, será de 20 kV; alimentada a través de un transformador YNd5 que conecta con la red de 132 kV. Tendrá forma radial y de ella saldrán un distinto número de ramales aéreos y subterráneos. Normalmente una subestación tiene dos transformadores de potencia, pero en condiciones normales de funcionamiento, cada transformador alimenta un conjunto de líneas distintas, por lo que no trabajan en paralelo y será obviado en el análisis. Además, aunque en redes de distribución a zonas urbanas la construcción sea mallada, su explotación es radial, así que también lo obviaremos. Para tener puesta a tierra en los 20 kV, ya que el devanado secundario del transformador en triángulo no nos lo permitiría, se instala un transformador con el devanado secundario en zigzag, al que se conectará la puesta a tierra elegida.

Gráfico 19: esquema general de la red de media tensión

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8.1 RED La red será definida de forma equivalente en el modelo como una fuente de tensión de 132 kV y la impedancia equivalente de red, que podemos calcular a partir de la potencia de cortocircuito del sistema Scc siendo: = En la casuística que abordaremos, los puntos de falta estarán siempre a 20 kV, por lo que referiremos esta impedancia a esta tensión en los cálculos teóricos, no así en el modelo PSCAD que debemos recordar estará referenciado a 132 kV. Al considerarse la red aguas arriba de alta tensión,

≈ 2500 MVA

Lo que nos da como resultado, la ZQ referenciado al punto de falta,

=

A estos niveles de tensión y siguiendo la recomendación de Schneider,[40] =

−



= 1 − ( ) →

Ω ≈ 0,2

= 0,98

8.2 TRANSFORMADOR DE POTENCIA El transformador de potencia será de relación nominal 132/20 kV, con conexión Estrella-triángulo YNd5. Sus características de placa son: Potencia aparente asignada: Tensión asignada:



= 40 MVA

= 132 kV

= 12,8

Tensión de cortocircuito asignada: ⁄

= 20 kV = 0,37 (

%)

≈1

Con estos datos ya podemos saber cuál será la resistencia y reactancia del transformador, tanto la secuencia directa como la homopolar (referenciados a 20 kV) =

=

100

100

12,8 (20 ∙ 10 ) ∙ = 1,28 Ω 100 40 ∙ 10

∙



=

∙



=

=

−

= 1,279 Ω

Ya que

≈



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0,37 (20 ∙ 10 ) ∙ = 0,037 Ω 100 40 ∙ 10

= 1,279 Ω Página 29

Estudio de sobretensiones debidas a cortocircuitos fase-tierra en redes de media tensión para distintos regímenes de neutro Para el cálculo de la corriente de cortocircuito, hay que aplicar un factor de corrección KT de acuerdo con la normativa UNE-EN 60909-0 [22] = 0,95 ∙

á

1 + 0,6

Donde Cmáx está referida al lado de menor tensión del transformador y xT es la ⁄ ) reactancia relativa del transformador: = ⁄( =

1,279 = 0,1279 p. u. (20 ∙ 10 ) ⁄40 ∙ 10

Por lo tanto

= 0,95 ∙

, , ∙ ,

= 0,97

Y la impedancia del transformador corregida será: =

∙

= (0,037 + 1,27 ) ∙ 0,97 = 0,03589 + 1,2319 Ω

8.3 TRANSFORMADOR DE PUESTA A TIERRA Será un transformador ideal de relación de transformación 20/20 kV en el cual, el primario está conectado en estrella y el secundario en zig-zag. En el Gráfico 20 vemos su diagrama de conexión y las relaciones de tensiones y corriente que circulan por el mismo. Su único cometido en el estudio será generar un punto neutro en la distribución en triángulo para colocar la puesta a tierra.

Gráfico 20: esquema del transformador zigzag

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8.4 LÍNEAS Estudiaremos varias tipologías distintas de líneas, tanto líneas aéreas como subterráneas dependiendo del tipo de zona a alimentar. Los casos básicos a estudiar vendrán marcados por redes reales, las cuales son clasificadas por ENDESA. 2

ZONA RURAL DISPERSA Corresponden a municipios con menos de 200 suministros, así como los suministros ubicados fuera de los núcleos de población que no sean polígonos industriales o residenciales. La red, generalmente será aérea con estructura radial. Normalmente no existirá apoyo de otras líneas.

ZONA RURAL CONCENTRADA Se definen como tales, los municipios con un número de suministros entre 200 y 2 000. Para la alimentación de estos suministros, la estructura de la red será similar a la de zona rural dispersa, con la salvedad de que pueda ser subterránea en las áreas más céntricas de la población. En estas áreas en que la red sea subterránea, la estructura será como la indicada para zona urbana.

ZONA SEMIURBANA Corresponden a municipios con un número de suministros entre 2 000 y 20 000. La red será generalmente aérea, con posibilidad de otras alimentaciones de la misma subestación (a ser posible de diferente barra) o de otras subestaciones próximas. Podrá ser subterránea en el interior del núcleo, en cuyo caso, la estructura de la red será como la indicada para zona urbana

ZONA URBANA Se definen como tales, los municipios con más de 20 000 suministros y las capitales de provincia. En general, las redes serán subterráneas.

8.4.1 LINEAS AÉREAS 8.4.1.1 C ARACTERÍSTICAS GENERALES 3 Las líneas aéreas de media tensión, se estructurarán a partir de la subestación. Las líneas principales serán de sección uniforme adecuada a las características de carga de la línea; igualmente las derivaciones tendrán la misma sección en todo su recorrido. En general las líneas se diseñarán para un solo circuito, si bien cuando por condiciones de explotación, trazado o impacto ambiental se requiera podrán ser de doble circuito.

2

Normas particulares y condiciones técnicas y de seguridad [20] Extracto de las normativas de ENDESA: GE AND001, GE AND009, GE AND010 y Normas Endesa, Capítulo V 2 3

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Estudio de sobretensiones debidas a cortocircuitos fase-tierra en redes de media tensión para distintos regímenes de neutro Los principales criterios que se aplicarán en el diseño de las líneas, serán los siguientes: Los conductores de las líneas principales serán de sección uniforme. Se usarán los tipos LA-180 o LA-110, de cargas máximas 418 y 313 A respectivamente, (Ver Tabla 6) por el criterio de calentamiento para que la temperatura en el conductor no supere los 50ºC en condiciones normales de funcionamiento. Se emplearán conductores de aluminio con alma de acero tipo LA. En zonas consideradas con nivel de contaminación muy alto, se emplearán conductores de aluminio con alma de acero recubierto de aluminio tipo “LARL”. En caso de contaminación excepcionalmente elevada, se estudiaría la conveniencia de emplear conductor de cobre (C35, C50E, C95). Los apoyos que se utilizarán en la construcción de las líneas aéreas de MT serán en general de celosía. Podrán utilizarse, como alternativa, apoyos de hormigón vibrado o de chapa plegada. Los armados que se utilizarán en la construcción de las líneas aéreas de MT serán: semicruceta atirantada, cruceta bóveda, cruceta tresbolillo tipo canadiense. Disposición y separación de conductores: según cual sea el tipo de armado elegido y el número de circuitos de la línea, los conductores adoptarán las siguientes disposiciones: triángulo o montaje cero, tresbolillo, doble circuito. Los apoyos metálicos y de hormigón armado estarán provistos de su puesta a tierra, con objeto de limitar las tensiones de defecto a tierra que puedan producirse por descargas en el propio apoyo. Esta instalación de puesta a tierra, complementada con los dispositivos de interrupción de corriente en cabecera de línea, deberá facilitar la descarga a tierra de la intensidad homopolar de defecto, y contribuir, en caso de contacto con masas susceptibles de ponerse en tensión, a eliminar el riesgo eléctrico de tensiones peligrosas. Las líneas se dimensionarán teniendo en cuenta su función en la estructura de explotación de la red y la aplicación de los siguientes criterios: el régimen máximo de carga, la intensidad máxima admisible por el conductor y la caída de tensión de la línea.

Tabla 6: densidad de corriente e intensidad máxima de los conductores aéreos

Conductor

δ (A/mm2)

Sección (mm2 )

Intensidad(A)

94-AL1/22-ST1A o LA 110

2,69

116,2

313

147-AL1/34-ST1A o LA 180

2,3

181,6

418

La resistencia R del conductor, en Ω/km, varía con la temperatura T de funcionamiento de la línea. Se adoptará a efectos de cálculo el valor correspondiente a 50 ºC, como vemos en la Tabla 7. Daniel Amat González

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Tabla 7: resistencia de los conductores aéreos

Conductor

Resistencia a 50 ºC (Ω/km)

LA-110

0,3437

LA-180

0,2199

8.4.1.2 C ÁLCULOS PARA LA LÍNEA AÉREA ELEGIDA En primer lugar queremos conocer la intensidad que debería ir por una línea que transmitiera toda la potencia del transformador: =

=

√3 ∙

40 ∙ 10 √3 ∙ 20 ∙ 10

= 1154,70 A

Un conductor LA-110 soporta 313 A y un conductor LA-180 soporta 418 A A tenor de los resultados, queda claro que una red de media tensión con transformador de 40 MVA no estará compuesta únicamente por una línea. Ya que en casi todos los ensayos usaremos una única línea, creemos conveniente usar el cable LA-180 al ser el conductor con menor resistencia eléctrica y que soporta mayor carga.

8.4.1.3 D ISPOSICIÓN GEOMÉTRICA Dado que la inductancia y capacitancia de la línea depende en gran medida de la disposición geométrica, generaremos una disposición coherente con los reglamentos. Este cable lleva asociado aisladores de vidrio U70BSZ, y para cumplir la línea de fuga mínima en zonas de contaminación media, se colocará una cadena de tres aisladores. Esto implica que el cable colgará aproximadamente a 0,5 m por debajo de la semicruceta. Definiremos la distancia mínima que tiene que haber entre los conductores de fase y al terreno 4

=

√ +

+

∙

Siendo D = Separación entre conductores de fase del mismo circuito o circuitos distintos en metros. K = Coeficiente que depende de la oscilación de los conductores con el viento

4

ITC-LAT 07, punto 5

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Estudio de sobretensiones debidas a cortocircuitos fase-tierra en redes de media tensión para distintos regímenes de neutro K' = Coeficiente que depende de la tensión nominal de la línea K' = 0,85 para líneas de categoría especial y K' = 0,75 para el resto de líneas. F = Flecha máxima en metros L = Longitud en metros de la cadena de suspensión. Dpp = Distancia mínima aérea especificada, para prevenir una descarga disruptiva entre conductores de fase durante sobretensiones de frente lento o rápido Tomando como valores orientativos, ya que no se realizarán cálculos mecánicos: K = 0,6

K’ = 0,75

F = 2,5 m

L = 0,5 m

Dpp = 0,25 m

Resultando D ≈ 1,3 m Distancia al terreno de los conductores: +

≥ 7 m

Siendo Dadd y Del definidos en las tablas 17 y 15 del citado documento 4. Habiendo elegido una configuración al tresbolillo y unas semicrucetas de 1m de longitud respecto al eje central del apoyo, según normativa Endesa, calculamos la separación de los conductores. Para simplificar los cálculos posteriores de trasposición, hacemos que los cables de fase equidisten entre ellos, generando un triángulo equilátero. Sabiendo que la altura de este triángulo será de 2 m por las semicrucetas, calculamos el lado del triángulo: 2 m

60º =

= 2,31 m



Teniendo en cuenta las dimensiones de las semicrucetas y la altura mínima a la que debe estar el conductor más cercano al suelo, iteramos con los apoyos en celosía disponibles y sus correspondientes cimentaciones, para darnos como coherente una torre de 14 m de alto. En el Gráfico 21 y Gráfico 22, vemos como quedan las líneas sobre los apoyos definidos.

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Gráfico 21: alzado de la torre

Gráfico 22: vista en detalle de la cabeza de la torre

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Estudio de sobretensiones debidas a cortocircuitos fase-tierra en redes de media tensión para distintos regímenes de neutro Una vez que conocemos la distribución geométrica de los cables, podemos calcular la reactancia y capacitancia de las líneas.

8.4.1.4 R ESISTENCIA Y REACTANCIA Su resistencia la conocemos de la Tabla 7, siendo ′ = 0,2199 Ω/km a 50 ºC La reactancia la calculamos con la siguiente ecuación: = 2

2

ln

[5]

′

Siendo: d= n

∙

∙

distancia geométrica entre conductores

para conductores simples n =1 = 4 ∙ 10 H/m

a’

será a, el radio del conductor cuando es hueco. Si es macizo,

=

⁄

∙

Si es un conductor trenzado, a’/a sigue la relación mostrada en la Tabla 8. Tabla 8: relación del radio equivalente entre conductor hueco y trenzados

Conductores homogéneos Nº hilos a’/a 1 3 7 19 37 61 91 127

0,7788 0,6780 0,7253 0,7570 0,7680 0,7720 0,7744 0,7750

Conductores Aluminio-acero Composición a’/a 6+1* 26+7 30+7 30+19 54+7 54+19

0,7681 0,8116 0,8260 0,8270 0,8085 0,8075

* 6 conductores de Al y 1 de acero

Para usar esta tabla necesitaremos saber las características técnicas del 147-AL1/34ST1A, también conocido como LA-180 (a partir de ahora LA-180 por sencillez al referenciarlo) que se detallan en la Tabla 9. Al estar los tres cables de fase equidistantes: d=2,31 m Al ser un cable de composición 30-7, el coeficiente a’/a = 0,8260

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Página 36

Estudio de sobretensiones debidas a cortocircuitos fase-tierra en redes de media tensión para distintos regímenes de neutro Tabla 9: características técnicas del conductor 147-AL1/34-ST1A5 Sección Composición Equimm2 Diámetro Designación: valencia mm Alambres de Nueva en cobre Alambres de Al acero Anterior Al Total Diámetro Diámetro 2 mm Acero Total Nº Nº mm mm 147-AL1/34-ST1A 147,3 181,6 93 7,50 17,5 30 2,50 7 2,50 LA 180

Por lo tanto

= 0,8260 ∙ (17,5⁄2) = 7,2275 mm →

= 0,0072275 m

La reactancia de línea queda como: = 2 ∙ 50

4 ∙ 10 2

ln

2,31 = 0,362 Ω/km 0,0072275

La impedancia homopolar debe ser calculada a parte porque está influenciada tanto por la resistividad del terreno como por el número de cables de guarda que tenga la línea. Como en las líneas que estudiaremos no hay cable de guarda, la ecuación queda como sigue: = ′ +3

8

+

2

∙ 3 ln

√ ′

La profundidad equivalente de penetración en tierra δ depende del tipo de suelo 6 =

1,851 ∙

Siendo ρ la resistividad del terreno, a la cual le daremos un valor referencia. Por lo tanto, a frecuencia de 50 Hz:

=

1,851 4 ∙ 10 100 ∙ 100

= 100 Ω ∙ m como

= 931 m

Y la impedancia homopolar queda como: = 0,2199 + 300 ∙

4 ∙ 10 8 ′

+ 50 ∙ 4 ∙ 10

∙ 3 ln

931 0,0072275 ∙ 2,31

= 0,22 + 1,493 Ω⁄km

5

Extracto de la Tabla I de la Normativa ENDESA GE AND010 6 Tabla 2 de la norma UNE-EN 60909-3 y expresión (36)

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Página 37

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8.4.1.5 A DMITANCIA CAPACITIVA La capacidad de la línea eléctrica es la relación entre la carga eléctrica almacenada en el campo eléctrico y la diferencia de potencial entre cada conductor y el resto de conductores de la línea. =

∙ …

Siendo Qi la carga eléctrica del conductor i. Vj el potencial a tierra del conductor j y Cij el coeficiente de capacidad entre conductores i-j Despejando el potencial a tierra y haciendo potencial entre conductores i-j, obtenemos: =

=

que llamaremos coeficiente de

∙ …

Los coeficientes anteriores dependen de la disposición geométrica de los conductores y la permitividad del medio. Usando el método de las imágenes (Gráfico 23):

Gráfico 23: admitancia capacitiva, método de las imágenes

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=

1 ∙ ln 2

=

1 ∙ ln 2

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Estudio de sobretensiones debidas a cortocircuitos fase-tierra en redes de media tensión para distintos regímenes de neutro Expresamos las distancias entre conductores e imágenes en función de la altura de los conductores respecto al suelo. = 2ℎ = 2ℎ ⇒

= ℎ + ℎ

ℎ +ℎ

+

+

− ℎ −ℎ

− ℎ −ℎ

=

=

= =

1+

4ℎ ∙ ℎ

1 2ℎ ∙ ln 2

1 ∙ ln 2

1+

4ℎ ∙ ℎ

Ahora, en virtud de los datos geométricos que tenemos y sabiendo que = la permitividad del vacío es ε0=8.8541×10-12 F/m y la relativa del aire εr=1,00058986 =

1 2 ∙ 8,8593 ∙ 10

∙ ln

2 ∙ 8,59 = 136,216 ∙ 10 km⁄F 0,00875

=

1 2 ∙ 8,8593 ∙ 10

∙ ln

2 ∙ 9,752 = 138,496 ∙ 10 km⁄F 0,00875

=

1 2 ∙ 8,8593 ∙ 10

∙ ln

2 ∙ 10,9 = 140,495 ∙ 10 km⁄F 0,00875

=

1 2 ∙ 8,8593 ∙ 10

∙ ln

1+

4 ∙ 8,59 ∙ 9,752 = 37,33 ∙ 10 km⁄F 2,31

=

1 2 ∙ 8,8593 ∙ 10

∙ ln

1+

4 ∙ 8,59 ∙ 10,9 = 38,31 ∙ 10 km⁄F 2,31

=

1 2 ∙ 8,8593 ∙ 10

∙ ln

1+

=



136,21 = 37,33 38,31

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4 ∙ 9,752 ∙ 10,9 = 39,44 ∙ 10 km⁄F 2,31 =

37,33 138,49 39,44



=

38,31 km 39,44 ∙ 10 → = F 140,49

Página 39

Estudio de sobretensiones debidas a cortocircuitos fase-tierra en redes de media tensión para distintos regímenes de neutro 8,32 = −1,73 −1,78

−1,73 −1,78 nF 8,21 −1,83 ∙ −1,83 8,12 km

La cual sería la matriz de admitancias de fase sin transposición en la línea. Para realizar la trasposición necesitamos su respectiva matriz R 0 0 1 = 1 0 0 0 1 0

=

1 = [ + 3 8,215 = −1,782 −1,782

0 1 0 = 0 0 0 1 0 0

+

−1,782 8,215 −1,782

]

−1,782 nF −1,782 ∙ km 8,215

Que tiene una estructura del tipo, siendo p principal y m mutuo: ∗

=

Usando el teorema de Fortescue, también conocido como de componentes simétricas, llegaremos a la matriz de secuencias. Definimos en primer lugar la matriz de transformación T. 1 = 1 1

1

1 =

Dada la Estructura C*, el resultado será

∙ =

=

1 √3 + 2 2

∙ +2





=

=

−

Gráfico 24: capacitancias entre líneas y entre línea y tierra

=

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4,651 0 0

0 9,997 0

00 nF 0 ∙ km 9,997

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Estudio de sobretensiones debidas a cortocircuitos fase-tierra en redes de media tensión para distintos regímenes de neutro La admitancia de línea, despreciando la conductancia quedará como =

2,5808 = −0,5598 −0,5598 =

1,4612 0 0



−0,5598 2,5808 −0,5598 0 3,1407 0

=

−0,5598 μS −0,5598 ∙ km 2,5808 0 μS 0 ∙ km 3,1407

Modelamos la línea en PSCAD con un modelo en frecuencia, con las características geométricas vistas anteriormente y la resistencia del suelo de 100 Ω ∙ m. Una vez definido, el programa nos devuelve la Tabla 10.

Tabla 10: valores de la matriz de admitancia para la línea aérea generada por PSCAD

Podemos observar que las diferencias entre los cálculos anteriores y los realizados por PSCAD son de un 1% o inferior, por lo que validamos el modelo.

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8.4.2 LINEAS SUBTERRÁNEAS 8.4.2.1 C ARACTERÍSTICAS GENERALES 7 Los conductores elegidos son de aluminio homogéneo, unipolares con secciones normalizadas de 150 y 240 mm2, pudiendo emplearse cable de 400 mm2 en aquellos casos en que sea necesario. A fin de reforzar la garantía de la calidad de servicio eléctrico, en las líneas de tensión nominal 20 kV, el conductor a instalar será 18/30 kV. Las pantallas de los cables serán conectadas a tierra en todos los puntos accesibles a una toma que cumpla las condiciones técnicas especificadas en los reglamentos en vigor. La resistencia eléctrica de la pantalla metálica no debe superar el valor de 1,5872 Ω/km a 90 ºC, temperatura de servicio. Aislante: será Polietileno reticulado XLPE cuya temperatura de servicio es 90 ºC y capaz de soportar 250 ºC en cortocircuito durante un máximo de 5 segundos. Los conductores deberán ir siempre bajo tubo de polietileno de 160 mm o de 200 mm de diámetro nominal. En circuitos de una sola línea con cables unipolares, la disposición más adecuada en caso de cables unipolares es colocar los 3 conductores en triángulo (En contacto mutuo de forma que sus centros configuren un triángulo equilátero). A continuación presentamos de la Tabla 11 a la Tabla 17 un resumen con los datos del cable comercial de media tensión PRYSMIAN VOLTALENE 18/30 kV, conductor de aluminio apantallado conectado a tierra en los extremos, sin armadura y con cubierta XLPE [37]

7

Extracto de las normativas de ENDESA: DND001, DND021, DMD002 y Normas Endesa, Capítulo V 2

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Tabla 12: Diámetro exterior del cable

Tabla 11: Diámetros del cable

Tabla 13: Reactancia del cable

Tabla 14: Resistencia del cable Tabla 15: Capacitancia del cable

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Tabla 17: Diámetro de la pantalla del cable

Tabla 16: Intensidad máxima admisible del cable

8.4.2.2 E LECCIÓN DEL CABLE Teniendo en cuenta la intensidad nominal calculada en el epígrafe 8.4.1.2, en el caso de una sola línea saliendo de la subestación, usaremos un cable de sección 400 mm2, al ser el mayor permitido en la norma, el cual soporta una intensidad de 415 A. Los datos geométricos presentados en las tablas serán necesarios para generar el modelo en PSCAD.

8.4.2.3 D ISPOSICIÓN GEOMÉTRICA La línea estará formada por una terna de cables unipolares enterrados un metro bajo tubo de diámetro interior cuatro veces el diámetro exterior de un cable. La disposición de los cables será en trébol, en contacto entre ellos, formando sus centros un triángulo equilátero. Esta configuración podemos observarla en el Gráfico 25.

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Gráfico 25: Disposición geométrica de los cables

8.4.2.4 R ESISTENCIA Y REACTANCIA Aunque el fabricante nos da unos valores medios aproximados de estos valores, realizaremos nuestro propio cálculo a partir de las ecuaciones de la Tabla 18. Así, con los datos siguientes facilitados por del fabricante podremos calcularlos: resistencia del conductor R’L, diámetro del conductor rL, diámetro de la pantalla rS , distancia entre ejes d (al estar en trébol, será el diámetro del cable, 2rL), la constante de permeabilidad magnética del vacío µ0, la resistencia eléctrica de la pantalla R’S y la profundidad equivalente de penetración en tierra δ, que ya calculamos en el epígrafe 8.4.1.4 Tabla 18: Impedancia de secuencia directa y homopolar de los cables8

Configuración del cable

Impedancias de secuencia directa y homopolar

Cable sin cubierta metálica o pantalla

8

Tabla 7 de UNE-EN 60909-2:2010 [5]

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Cable con cubierta metálica (pantalla) S puesta a tierra en ambos extremos

Al ser nuestro cable apantallado, primero calcularemos Z’1 y Z’0 y a continuación las correcciones de la pantalla metálica. Como vimos en la Tabla 14, para la sección de 400 mm2 la ′ =0,102 Ω/km

′ = 0,000102 + ∙ 100

′ = 0,000102 + 300

4 ∙ 10 2

931 0,01155 ∙ 0,0485

0,0485 0,02023 + = 0,1038 + 0,1059j Ω⁄km 4 ∙ 10 0,0485 0,0015872 + ∙ 100 ln 2 0,02023 300 ∙

′

1 0,0485 + ln = 0,1020 + 0,1058 Ω⁄km 4 0,01155

4 ∙ 10 4 ∙ 10 1 + ∙ 100 + 3 ln 8 2 4 ′ = 0,2500 + 1,964 Ω⁄km

100 ∙

=

4 ∙ 10 2

4 ∙ 10 8

= ′ − 0,0015872 + 300 ∙ ′

∙ ln

931 0,02035 ∙ 0,0485 4 ∙ 10 931 + ∙ 300 ∙ ln 2 0,02035 ∙ 0,0485

+ ∙ 300 ∙ 4 ∙ 10 8

4 ∙ 10 2

ln

= 1,0341 + 0,7737 Ω⁄km

Comparamos con la Tabla 13 y la Tabla 14, comprobando que los resultados teóricos concuerdan con los facilitados con el fabricante.

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8.4.2.5 A DMITANCIA CAPACITIVA Análogamente al cálculo de la admitancia capacitiva de la línea aérea se realiza la formulación para líneas enterradas, con la simplificación de que el campo eléctrico de cada cable está confinado entre el conductor y la pantalla y al ser cables aislados, no existe acoplamiento entre fases.

⎡ ⎢ ⎢ ⎢ ⎢ ⎣

0

,

⎤ ⎡ 0 ⎥ ⎢ 0 ⎥=⎢ ⎢ ⎥ ⎢ , ⎥ ⎢ 0 ⎦ ⎣ 0

0 0

,

0 0 ,

,

=

1

,

0 0

0

∙ ln

2

0 0

⎤ ⎡ ⎥ ⎢ ⎥ ⎢ , ∙ 0 ⎥ ⎢ ⎥ 0 ⎥ ⎢ ⎣ , ⎦

,

0 0

,

0 0

0

0

,

0 0

,

2

;

,

=

1

∙ ln

2

⎤ ⎥ ⎥→ ⎥ ⎥ ⎦ =

,

,

=

1

∙ ln

2

, ,

,

∙

2

2

Siendo H la profundidad a la que ha sido enterrada la terna, = 8,8541 ∙ 10 F⁄m y = 2,5 la permitividad dieléctrica del vacío y la relativa del material aislante XLPE respectivamente y por último, rL’=0,01225 m el radio exterior del conductor, representado por d’ en la Tabla 11. Eliminamos la pantalla s mediante la reducción de Kron (ya que está puesta a tierra) = 0 → ∗ ,

=

∗

=

1 2 ∙

∙

− ln

,

∙

→

,

∙

∗ ,

=

=

,

2 ∙

−

,

∙

ln

Al ser los tres cables unipolares iguales: ∗, = ∗, = ∗, = y haber despreciado la admitancia conductiva G, ya podemos hallar el valor de la admitancia: 0 0 0

=

=

0 0

0 ∙

∙

Sustituyendo: =

2 ∙ 8,8541 ∙ 10 ∙ 2,5 = 2,74 ∙ 10 0,02035 ln 0,01225

= 0,274 μF⁄km

Que coincide con los datos proporcionados por el fabricante en la Tabla 15

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=

86,08 0 = 0

0 86,08 0

0 0 μS/km 86,08

Comparamos también con los resultados que arroja PSCAD al introducir en el modelo de cable enterrado los datos geométricos, resistividad y permitividad de conductor, pantalla y aislante, arrojándonos el programa los datos vistos en la Tabla 19.

Tabla 19: Valores de la matriz de admitancia para la línea subterránea generada por PSCAD

Vemos que la diferencia entre los valores calculados a mano y los realizados por PSCAD varían menos de un 1% por lo que validamos el modelo.

8.5 CARGAS Las condiciones más severas de cortocircuito se producirán con las líneas en vacío. Por cuestiones de modelado se impondrá una carga equivalente irrelevante al final de las línea de 1 MW, lo que supone un 2.5 % de la plena carga del transformador.

8.6 CONTINGENCIA EN LA RED El fallo tendrá unas características acordes a las Normas Particulares y Condiciones Técnicas y de Seguridad de ENDESA. [20] La duración máxima del fallo será de un segundo, la intensidad asignada de corta duración será de 16 kA, e intensidad de defecto a tierra por transformador se situará entre 300 y 1000 A como máximo. El defecto será en la fase a y permanecerá como monofásico a tierra todo el tiempo que dure la contingencia.

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8.6.1 CÁLCULO TEÓRICO DE LA TENSIÓN E INTENSIDAD DE CORTOCIRCUITO Condiciones impuestas por el fallo fase-tierra en la fase A: =

= 0

=

De las componentes simétricas para la corriente y la tensión obtenemos: =

1 1 1 3 1

=

= +

+

1

=

1 1 1 3 1

=3

1

= 1

=3

1 3 1

=3

=

Realizando la interconexión de las secuencias, como vemos en el Gráfico 26, hallamos la intensidad de cortocircuito:

Gráfico 26: Esquema del fallo fase-tierra

=

=

=

+

+

+3

De la cual podemos obtener rápidamente la intensidad de fase: =

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+

3∙ +

+3



=

=0

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Estudio de sobretensiones debidas a cortocircuitos fase-tierra en redes de media tensión para distintos regímenes de neutro Las tensiones de secuencia se obtienen de: =− =

∙

−

=−

∙ ∙

Por lo tanto, las tensiones de fase quedan: =

=

=

(

3 +

∙ +

− 1) + ( + +

+3 − )+3 +3

( − 1) + ( − ) + 3 + + +3

En el Gráfico 27 hemos representado el esquema generalizado para la red en estudio, teniendo en cuenta que “x” es el tanto por uno de la posición del fallo (cuyo punto denominamos AB) respecto al inicio de la línea.

Gráfico 27: Esquema de secuencias de la red en fallo monofásico a tierra

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Estudio de sobretensiones debidas a cortocircuitos fase-tierra en redes de media tensión para distintos regímenes de neutro Este esquema será válido para cualquier fallo monofásico a tierra que se de en la red en estudio. Ahora, realizaremos varias operaciones y simplificaciones para adaptar el esquema a las simulaciones que realizaremos en los epígrafes 9.1.1 y 9.2.1 Las simulaciones se harán sobre una sola línea y el defecto se producirá al final de la línea, por lo que eliminaremos del esquema las líneas sanas y haremos = 1 . Además, incluimos ya en el esquema el modelo en π de la línea, en el que ya se ha despreciado la conductancia G que iría en paralelo con la capacitancia Yc. Esto lo hemos representado en el Gráfico 28. A partir de este esquema ya estamos preparados para realizar la asociación de impedancias y hallar Teniendo en cuenta que no hay máquinas rotativas de valores significativos conectadas a la red, la impedancia de secuencia directa e inversa de los elementos que componen la red serán iguales, = .

Gráfico 28: esquema de secuencias de la red a simular

= //

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+

2

→

Página 51

Estudio de sobretensiones debidas a cortocircuitos fase-tierra en redes de media tensión para distintos regímenes de neutro =

+

//

2

→

= =

+

//

2

→

=

//

+

2

→

Es interesante ver en el Gráfico 29 cómo queda el esquema en el caso de régimen de neutro aislado, en el que desaparece el ramal que incluía las impedancias de la puesta a tierra y el transformador zigzag.

Gráfico 29: esquema de la red a simular con régimen aislado

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Página 52

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En este caso,

y la admitancia

2 están en serie, y a su vez en paralelo con

2 . Al ser la impedancia capacitiva muy grande en comparación con la impedancia serie, esta puede ser despreciada, quedando la impedancia de la línea aproximadamente igual a la impedancia capacitiva (Gráfico 30).

Gráfico 30: Esquema en pi de una linea eléctrica

Realizamos para este caso la asociación de impedancias: ≪

→ =



=

í

+

//

→

í

= = =

=



í

∙ +

í í

Introduciendo las expresiones de las impedancias en las ecuaciones del fallo obtendríamos directamente tanto las tensiones como las intensidades de fase y secuencia. Por simplicidad, nos quedaremos con las ecuaciones del caso con régimen de neutro aislado: = 3

=−

∙

+2

=

∙ 3

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∙ +

+2

í

+ í

∙ +

í

+ í

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=

−

∙

=

∙ +

⎛ ∙ ⎜1 − 3

∙

=

∙ +

∙ 3

í

+ í

⎠

í í

∙ +

+2

⎞ ⎟

í

∙ +

+2

⎝

=−

í

í

+ í

Conocidas las intensidades y tensiones de secuencias, determinamos las de fase: 3∙

= 3

∙ +

+2 =

3

(

+2

− 1) +

= 3

= 3

∙ +

+2

∙ ∙ +

∙ +

í

+ í

í

(

− )+3

í

∙ +

+2

( − 1) +

+ í

=0 3

=

í

í

+ í

í

( −

)+3

í

∙ +

í

+ í

En virtud de las tipologías de redes vistas en el epígrafe 8.4 y los regímenes de neutro vistos en el epígrafe 7, estudiaremos tres en concreto: 100% aérea, 100% subterránea y red mixta. A estos casos, se le realizarán variaciones de la resistencia de falta, punto de falta en la línea (tanto por uno “x”), variaciones en la longitud de las líneas (líneas cortas de varios kilómetros hasta líneas largas de más de cien kilómetros) sustitución de tramos aéreos por tramos de cable enterrado (ya que es la tendencia en zonas urbanas y semiurbanas), instante del cortocircuito (distintos puntos del período de la onda) y la resistividad del terreno. Con estas variaciones, analizaremos si estos parámetros tienen una relación fuerte o débil con los valores máximos que alcanza la sobretensión durante el cortocircuito. Daniel Amat González

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9 SIMULACIONES 9.1 LINEA AÉREA En este epígrafe realizaremos los ensayos en una red compuesta por una subestación de la que sale una única línea aérea y se produce un defecto monofásico a tierra.

9.1.1 PRIMER ENSAYO : RED FIJA, DISTINTAS PUESTAS A TIERRA Analizaremos la respuesta del sistema comparando la forma de onda de las tensiones en el punto de fallo para los distintos regímenes de neutro para una red fija con las siguientes características:     

Punto de defecto: al final de la línea Instante en el que se produce el defecto: a los 0,3 s de iniciarse la simulación. La fase sana se encuentra en 1/6 del período Longitud de línea: 20 km Resistencia de falta: 5 Ω Carga de la línea: 1 MW

9.1.1.1 N EUTRO AISLADO

Gráfico 31: Esquema PSCAD de la red con línea aérea y neutro aislado

En el Gráfico 32 podemos observar varios fenómenos de interés que aparecerán en todas las simulaciones y que detallamos a continuación: En primer lugar, un pico de tensión muy rápido de carácter no senoidal que se extingue rápidamente (del orden de la diezmilésima de segundo). En el epígrafe 9.5 lo analizaremos con más detenimiento.

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Gráfico 32: Forma de onda de la tensión. Línea aérea, neutro aislado

En segundo lugar, la fase en falta caerá a niveles muy bajos de tensión. En el ensayo de los epígrafes 9.1.3 y 9.2.3, que versan sobre la dependencia de la sobretensión con la resistencia de falta, y aunque no sean el objetivo de estos, se comprueba que esta caída de tensión depende exclusivamente de la resistencia de falta: esta será mayor, cuanto menor sea la resistencia. En otras palabras, para valores altos de resistencia de falta, la caída de tensión en la fase en la que se produce el defecto será mínima, manteniéndose cerca de los valores nominales, a la vez que se reducen las sobretensiones en las fases sanas y acercándose igualmente a valores nominales. Además, cuanto más nos alejemos del punto de falta, es decir, nos acerquemos a la subestación, esta curva se parecerá más a la curva nominal que había antes de aparecer el fallo. Por último, observamos que la curva de tensión en el punto de defecto, respecto a la curva en barras de la subestación, son idénticas salvo por un factor de escala, lo que implica que en valores unitarios ambas gráficas serán idénticas; estos valores en p.u. son los que realmente nos interesan en estos ensayos. Hay que tener en cuenta que esto ocurrirá solo cuando la red estudiada contenga una sola línea. Es por estas razones que a partir de ahora y siempre que se cumplan las condiciones enunciadas, las curvas mostradas serán en el punto de defecto. Entre otras ventajas, distinguiremos claramente cuál es la fase en la que ocurre el defecto y cuáles son las fases sanas. Analizando propiamente las curvas del Gráfico 32, Las sobretensiones en las fases sanas alcanzan un valor de 27,5 kV, mientras en la fase en falta la tensión cae en picado hasta los 0,57 kV. La sobretensión máxima es de 1,7 p.u. Al no tener puesta a tierra no podemos mostrar la corriente que circula por la puesta a tierra. Se observa un claro desfase en las fases sanas reduciéndose esta, pasando a estar entre ellas solamente a 60 º Daniel Amat González

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Estudio de sobretensiones debidas a cortocircuitos fase-tierra en redes de media tensión para distintos regímenes de neutro Comparamos los valores teóricos calculados con las ecuaciones vistas en el epígrafe 8.6.1 con los valores extraídos de la simulación.

Teórico

Simulación

Ua= 0,01 kV

Ua = 0’57 kV

Ub= 27,29 kV

Ub =26’5 kV

Uc= 28,32 kV

Uc = 27,5 kV

9.1.1.2 N EUTRO RÍGIDO A TIERRA

Gráfico 33: Esquema PSCAD de la red con línea aérea y neutro rígido a tierra

Poniendo la red a tierra a través del transformador zigzag con la reactancia mínima que nos permite PSCAD para que esta sea la más cercana posible al caso ideal de puesta tierra rígida, (0,005 p.u.) obtenemos la siguiente curva de tensiones. Cabe destacar del Gráfico 34 que en la curva de intensidad hay una pequeña componente unidireccional debida a la reactancia en zigzag que se extingue en un único ciclo. Las fases sanas se desfasan como en el caso anterior y pasan a estar a 60 º. La sobretensión máxima ocurre en la fase inicialmente retrasada 120º y la sobretensión máxima es de 1,35 p.u.

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Gráfico 34: Línea aérea, neutro rígido a tierra

Comparamos los valores teóricos calculados con las ecuaciones vistas en el epígrafe 8.6.1 con los valores extraídos de la simulación.

9.1.1.3 N EUTRO A

Teórico

Simulación

Ua=4,34 kV

Ua=4,1 kV

Ub=21,86 kV

Ub= 21,8 kV

Uc=17,56 kV

Uc= 18,22 kV

Ia= 869.06 A

Ia= 803 A

TIERRA A TRAVÉS DE RESISTENCIA

Gráfico 35: Esquema PSCAD de la red con línea aérea y neutro a tierra a través de resistencia

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Estudio de sobretensiones debidas a cortocircuitos fase-tierra en redes de media tensión para distintos regímenes de neutro La puesta a tierra se basa en una resistencia de 20 Ω, la cual será suficiente en este caso para limitar la corriente que circula por la puesta a tierra por debajo de los 500 A.

Gráfico 36: Línea aérea, neutro a tierra a través de resistencia

Al limitar la intensidad de cortocircuito, se están incrementando las tensiones respecto al caso de puesta a tierra rígida a cambio de reducir la intensidad que circula por la puesta a tierra. Las sobretensiones en las fases sanas alcanzan valores de 1,47 p.u. (Gráfico 36) Comparamos los valores teóricos calculados con las ecuaciones vistas en el epígrafe 8.6.1 con los valores extraídos de la simulación. Teórico

Simulación

Ua=2,39 kV

Ua=2,65 kV

Ub=22,35 kV

Ub=21,5 kV

Uc=24,20 kV

Uc=23,77 kV

Ia=478,28 A

Ia=445 A

En el caso de que hubiera motores conectados directamente a la red de media tensión, la intensidad por la puesta a tierra tendríamos que limitarla entre 5 y 20 A como recomienda Schneider [41] en su cuadernillo técnico, aumentando la resistencia de la puesta a tierra, lo que aumentaría sensiblemente las sobretensiones. (Gráfico 37) Este análisis se usa para obviar la influencia de los motores de media tensión en la intensidad que circulará por la puesta a tierra, ya que aportarán intensidad al cortocircuito.

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Gráfico 37: Línea aérea, neutro a tierra a través de alta resistencia (limitadora de intensidad)

La resistencia a tierra en el caso concreto que nos ocupa sería de al menos de 750 Ω y provocaría una sobretensión de 1,7 p.u. lo que nos lleva a una situación en sobretensiones muy similar al sistema aislado, como vimos en el Gráfico 32.

9.1.1.4 N EUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE INDUCTANCIA

Gráfico 38: Esquema PSCAD de la red con línea aérea y neutro a tierra a través de inductancia

En la práctica, Schneider configura esta puesta a tierra limitando la corriente a tierra a un 10% de la corriente de defecto trifásico.[41] En el circuito en estudio, la corriente de cortocircuito trifásico alcanza 1,5 kA, por lo que limitaremos la corriente a tierra en el defecto monofásico a tierra a 150 A. Esto se consigue con una inductancia de 510 mH.

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Gráfico 39: Línea aérea, neutro a tierra a través de inductancia

Como vemos en el Gráfico 39, la intensidad se mantiene limitada por debajo de 150 A. La colocación de la reactancia genera una componente unidireccional visible en la curva de intensidad, que se extingue a los pocos ciclos (8-10 ciclos). En la curva de tensiones vemos como el desfase temporal entre las fases sanas pasa a ser de 60 º. La sobretensión máxima alcanzada es de 1.67 p.u. Comparamos los valores teóricos calculados con las ecuaciones vistas en el epígrafe 8.6.1 con los valores extraídos de la simulación.

Teórico

Simulación

Ua= 0,45 kV

Ua= 1,01 kV

Ub= 28,01 kV Ub= 26,85 kV

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Uc=27,15 kV

Uc=26,96 kV

Ia=89,96 A

Ia=86,30 A

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9.1.1.5 N EUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE RESISTENCIA E INDUCTANCIA EN SERIE

Gráfico 40: Esquema PSCAD de la red con línea aérea y neutro a tierra a través de resistencia e inductancia en serie

Siguiendo el criterio de mantener la intensidad por la puesta a tierra por debajo de los 1000 A, la impedancia a colocar sería al menos = 11,5 Ω . La configuración típica de esta impedancia de puesta a tierra es = 3 Despejando,

= 11,05 + 3,68 Ω

Como la frecuencia es 50 Hz, la inductancia tendrá 10,05 mH.

Gráfico 41: Línea aérea, neutro a tierra a través de resistencia e inductancia en serie

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Estudio de sobretensiones debidas a cortocircuitos fase-tierra en redes de media tensión para distintos regímenes de neutro Observamos en el Gráfico 41 que presenta unas características similares a los regímenes de neutro a través de resistencia y a través de reactancia. Tiene unas bajas sobretensiones como el resistivo, de valores casi idénticos para ambas fases como en el reactante. La sobretensión máxima es de 1,37 p.u. Comparamos los valores teóricos calculados con las ecuaciones vistas en el epígrafe 8.6.1 con los valores extraídos de la simulación. Teórico

Simulación

Ua=2,83 kV

Ua=2,76 kV

Ub=22,27 kV Ub=22,07 kV Uc=22,14 kV

Uc=22,08 kV

Ia=565,67 A

Ia=498 A

9.1.1.6 N EUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE SISTEMA RESONANTE

Gráfico 42: Esquema PSCAD de la red con línea aérea y neutro a tierra a través de inductancia sintonizada

La inductancia a colocar será tal que la corriente que genere sea similar a la corriente capacitiva de la línea, para que se compensen. Calculamos la inductancia cuya corriente sería idéntica a la corriente capacitiva del sistema: = =

3∙

∙ 1 ∙

í

= 20 ∙ 10 ∙ 1,478 ∙ 10 =

í

1 3 ∙ 100 ∙ 1,478 ∙ 10

∙ 20 = 0,59 A

∙ 20

= 35,87 H

El valor de la inductancia es muy grande, ya que la corriente capacitiva es muy pequeña.

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Estudio de sobretensiones debidas a cortocircuitos fase-tierra en redes de media tensión para distintos regímenes de neutro Introduciendo esta inductancia como puesta a tierra, lo que supone una sintonización del 100%, obtenemos una intensidad por la puesta a tierra máxima de 2,5 A; una vez extinguida la corriente unidireccional, el máximo es de 1,25 A. Esto se debe a que la impedancia equivalente es de 11,268 j kΩ

Gráfico 43: Línea aérea, neutro a tierra a través de inductancia sintonizada

Observamos en el Gráfico 43 que el comportamiento de las curvas de tensiones es similar a un sistema aislado, ya que la reactancia colocada es demasiado grande. El valor máximo de sobretensión es de 1,7 p.u. La bobina Petersen con resistencia en paralelo no arroja resultados relevantes, ya que con todo lo dicho hasta el momento, la puesta a tierra respondería de forma similar a una red resistiva. Comparamos los valores teóricos calculados con las ecuaciones vistas en el epígrafe 8.6.1 con los valores extraídos de la simulación.

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Teórico

Simulación

Ua=0,0081 kV

Ua=0,56 kV

Ub=28,28 kV

Ub=26,51 kV

Uc=28,30 kV

Uc=27,5 kV

Ia=1,62 A

Ia=2,5 A

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9.1.2 SEGUNDO ENSAYO : DEPENDENCIA DE LA SOBRETENSIÓN CON LA LONGITUD DE LA LÍNEA AÉREA Dejando los demás parámetros de la línea fijos, modificamos la longitud de la línea para conocer si es un parámetro importante para el valor de las sobretensiones. Comparamos en el Gráfico 44 las curvas generadas con cada régimen de neutro, teniendo en cuenta que mantenemos fijos los valores de la resistencia y reactancia en sus respectivos regímenes, exceptuando en el sistema resonante, en el cual mantenemos fija la sintonización de la bobina con la capacitancia de la red.       

Punto de defecto: al final de la línea Longitud de línea: 1, 3, 5, 10, 15, 20, 30, 50, 100,150 km. Resistencia de falta: 5 Ω Resistencia puesta a tierra: 20 Ω Inductancia puesta a tierra: 740 mH Resistencia-inductancia serie: = 11,05 + 3,68 Ω Bobina Petersen: Variable entre 681,15 y 4,54 H (sintonización 95%)

Gráfico 44: línea aérea, dependencia con la longitud de la línea

Existe una clara dependencia de las sobretensiones con la longitud de la línea. Vemos que la puesta a tierra a través de la resistencia de 20 Ω y la puesta a tierra a través de resistencia e inductancia en serie reducen las sobretensiones considerablemente al aumentar la longitud de la línea hasta los 50 km. Cabe destacar que ambas tendrían valores muy similares si su impedancia equivalente tuviera el mismo módulo. Es por ello, que la sobretensión en el régimen de neutro con resistencia tiene una mayor sobretensión, ya que limita más la intensidad que circula por la puesta a tierra. En los demás regímenes la influencia es mucho menor, siendo un descenso lineal y poco pronunciado. En el caso concreto de la puesta a tierra rígida, las sobretensiones crecen en cortas longitudes de línea para luego seguir la tendencia general.

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9.1.3 TERCER ENSAYO : DEPENDENCIA DE LA SOBRETENSIÓN CON LA RESISTENCIA DE FALTA A TIERRA Dejando los demás parámetros de la línea fijos, modificamos la resistencia de falta. En el 73% de los casos, el circuito a tierra se cierra a través de algo con una resistencia equivalente menor a 100 Ω. Para cubrir el 96% de la casuística total [43], realizamos los ensayos con resistencias de hasta 1500 Ω.       

Punto de defecto: al final de la línea Longitud de línea: 20 km Resistencia de falta: 0, 5, 10, 20, 40, 75, 100, 200 ,500, 800,1500 Ω Resistencia puesta a tierra: 20 Ω Inductancia puesta a tierra: 740 mH Resistencia-inductancia serie: = 11,05 + 3,68 Ω Bobina Petersen: 34.07 H (sintonización 95%)

Gráfico 45: línea aérea, dependencia con la resistencia de falta

En el Gráfico 45 vemos que el comportamiento es hiperbólico y similar para todos los tipos de puesta a tierra, siendo los regímenes rígido, con resistencia y resistenciainductancia los que menores sobretensiones presentan para la red estudiada. En los primeros 100 Ω vemos una caída muy rápida del valor de la sobretensión máxima, por lo que en un cortocircuito fortuito en una misma instalación, la sobretensión máxima puede variar fácilmente de un cortocircuito a otro hasta 0,2 p.u. por la casuística comentada.

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9.1.4 CUARTO ENSAYO : DEPENDENCIA DE LA SOBRETENSIÓN CON EL PUNTO DE FALTA Dejando los demás parámetros de la línea fijos, modificamos el punto de falta. Con este ensayo nos planteamos en qué punto de la línea sería más crítico que se produjera la falta al generarnos la falta mayores sobretensiones sobre la línea.       

Punto de defecto: x=0, 10, 15, 25, 33, 50, 66, 75, 90, 100 % de la longitud total. Longitud de la línea: 100 km Resistencia de falta: 5 Ω Resistencia puesta a tierra: 20 Ω Inductancia puesta a tierra: 740 mH Resistencia-inductancia serie: = 11,05 + 3,68 Ω Bobina Petersen: 6.81 H (sintonización 95%)

Gráfico 46: línea aérea, dependencia con el punto de falta

En el Gráfico 46 vemos que tanto con régimen de neutro aislado como resonante, la dependencia es mínima. En los resistivos y reactantes vemos una dependencia ligeramente parabólica, con un descenso más pronunciado al principio de la línea. Sin embargo en un sistema rígido, la respuesta tiene un comportamiento casi logarítmico; si el fallo se produce entre el principio y el 10% de la longitud total de la línea, la sobretensión varía sensiblemente desde 1,05 a 1,3 p.u. pasando luego a seguir una tendencia casi horizontal, manteniéndose en valores cercanos a 1.35 p.u. Como norma general, la red tendrá sobretensiones mayores si se produce el cortocircuito al principio de la línea que al final de la misma.

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9.1.5 QUINTO ENSAYO : DEPENDENCIA DE LA SOBRETENSIÓN CON LA RESISTIVIDAD DEL TERRENO Estudiamos en este caso como afecta el tipo de terreno en el que están asentados los postes de la línea; tales como vegetal, arcilloso, arenoso o rocoso y cómo afecta a las sobretensiones de la red. Para ello modificaremos su valor en el modelado de la línea.        

Punto de defecto: al final de la línea Longitud de la línea: 20 km Resistencia de falta: 5 Ω Resistencia puesta a tierra: 20 Ω Inductancia puesta a tierra: 740 mH Resistencia-inductancia serie: = 11,05 + 3,68 Ω Bobina Petersen: 34.08 H (sintonización 95%) Resistividad del terreno: 5, 10, 50, 100, 200, 1 000, 10 000 Ωm

Gráfico 47: línea aérea, dependencia con la resistividad del terreno

En el Gráfico 47, vemos en escala logarítmica que la dependencia del tipo de terreno en las sobretensiones es inexistente o muy baja, excepto en los sistemas rígidos en los que la sobretensión se incrementa linealmente de 1.3 a 1.4 p.u. por lo que podemos afirmar que en general las sobretensiones no dependen del tipo de terreno sobre el que asientan las líneas aéreas, o su influencia es despreciable.

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9.2 LINEA SUBTERRÁNEA En este epígrafe realizaremos los ensayos en una red compuesta por una subestación de la que sale una única línea subterránea y se produce un defecto monofásico a tierra.

9.2.1 PRIMER ENSAYO : RED FIJA, DISTINTOS REGÍMENES DE NEUTRO Analizaremos la respuesta del sistema comparando la forma de onda de las tensiones en el punto de fallo para los distintos regímenes de neutro para una red fija con las siguientes características:     

Punto de defecto: al final de la línea Instante en el que se produce el defecto: a los 0,3 s de iniciarse la simulación La fase sana se encuentra en 1/6 del período Longitud de línea: 20 km Resistencia de falta: 5 Ω Carga de la línea: 1 MW

9.2.1.1 N EUTRO AISLADO

Gráfico 48: Esquema PSCAD de la red con línea subterránea y neutro aislado.

La sobretensión máxima en las fases sanas alcanza un valor de 25,8 kV, mientras en la fase en falta la tensión cae por debajo de 1 kV. La sobretensión máxima es de 1,65 p.u. (Gráfico 49).Las fases sanas reducen el desfase entre ellas a 60 º. Al no tener puesta a tierra no podemos mostrar la corriente que circula por la puesta a tierra.

Gráfico 49: Curva de tensión. Línea subterránea y neutro aislado

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Estudio de sobretensiones debidas a cortocircuitos fase-tierra en redes de media tensión para distintos regímenes de neutro Comparamos los valores teóricos calculados con las ecuaciones vistas en el epígrafe 8.6.1 con los valores extraídos de la simulación. Teórico

Simulación

Ua=0,43

Ua=0,63 kV

Ub=25,2 kV

Ub=23,92 kV

Uc=27,39 kV

Uc=25,8 kV

9.2.1.2 N EUTRO RÍGIDO A TIERRA RÍGIDA

Gráfico 50: Esquema PSCAD de la red con línea subterránea y neutro rígido a tierra.

Poniendo la red a tierra a través del transformador Zigzag con la reactancia mínima que nos permite PSCAD para que esta sea la más cercana al caso ideal de puesta tierra rígida, (0,005 p.u.) obtenemos la siguiente curva de tensiones.

Gráfico 51: Línea subterránea y neutro rígido a tierra

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Estudio de sobretensiones debidas a cortocircuitos fase-tierra en redes de media tensión para distintos regímenes de neutro Como vemos en el Gráfico 51, las curvas de tensión de las fases sanas se mantienen muy cercanas a sus valores nominales, tanto en módulo como en fase. La sobretensión máxima obtenida en las fases sanas es de 1,005 p.u. siendo el caso estudiado con las menores sobretensiones; sin embargo, las intensidades sobrepasan los 600 A, un valor muy alto comparado con el resto de regímenes de neutros que veremos a continuación. Comparamos los valores teóricos calculados con las ecuaciones vistas en el epígrafe 8.6.1 con los valores extraídos de la simulación. Teórico

Simulación

Ua=3,12 kV

Ua=3,20 kV

Ub=16,21 kV Ub=15,68 kV Uc=16,75 kV

Uc=15,49 kV

Ia=625,53 A

Ia=610 A

9.2.1.3 N EUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE RESISTENCIA

Gráfico 52: Esquema PSCAD de la red. Línea subterránea y neutro a tierra a través de resistencia.

La puesta a tierra consiste en una resistencia de 40 Ω que limitará la corriente que circula por la puesta a tierra de nuestra red por debajo de los 300 A. Al limitar la intensidad de cortocircuito, se están incrementando las tensiones respecto al caso de puesta a tierra rígida. Se produce un desfase perceptible en las fases sanas que pasan a estar a 60 º, como vemos en el Gráfico 53. La sobretensión máxima es de 1,5 p.u.

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Gráfico 53:Línea subterránea y neutro a tierra a través de resistencia

Comparamos los valores teóricos calculados con las ecuaciones vistas en el epígrafe 8.6.1 con los valores extraídos de la simulación. Teórico

Simulación

Ua=1,26 kV

Ua=7,8 kV

Ub=22,22 kV

Ub=21,9 kV

Uc=23,82 kV

Uc=23,4 kV

Ia=253,18 A

Ia=225,65 A

En el caso de que hubiera motores conectados directamente a la red de media tensión, la intensidad por la puesta a tierra tendríamos que limitarla entre 5 y 20 A como recomienda Schneider.[41] En el Gráfico 54, la resistencia usada es de 850 Ω y provoca una sobretensión de 1,63 p.u. lo que nos lleva a una situación en sobretensiones muy similar al sistema aislado, como vimos en el Gráfico 49.

Gráfico 54: Línea subterránea y puesta a tierra a través de alta resistencia

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9.2.1.4 N EUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE INDUCTANCIA

Gráfico 55: Esquema PSCAD de la red con línea subterránea y neutro a tierra a través de inductancia.

En la práctica se limita la corriente a tierra a un 10% de la corriente de defecto trifásico. [41] En el circuito de estudio, la corriente de cortocircuito trifásico alcanza 740 A, por lo que limitaremos la corriente a tierra en el defecto monofásico a tierra a 74 A. Esto se consigue con una inductancia de 1 H. La colocación de la reactancia genera una componente unidireccional visible en la curva de intensidad del Gráfico 56, que dura aproximadamente diez ciclos. En la curva de tensiones vemos como el desfase temporal entre las fases sanas pasa a ser de 60 º. La sobretensión máxima es de 1,64 p.u.

Gráfico 56: Línea subterránea y neutro a tierra a través de inductancia

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Estudio de sobretensiones debidas a cortocircuitos fase-tierra en redes de media tensión para distintos regímenes de neutro Comparamos los valores teóricos calculados con las ecuaciones vistas en el epígrafe 8.6.1 con los valores extraídos de la simulación. Teórico

Simulación

Ua=0,16 kV

Ua=0,598 kV

Ub=27,89 kV Ub=24,84 kV Uc=28,74 kV

Uc=25,66 kV

Ia=32,25 A

Ia=43,7 A

9.2.1.5 N EUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE RESISTENCIA E INDUCTANCIA EN SERIE

Gráfico 57: Esquema PSCAD de la red con línea aérea y neutro a tierra a través de resistencia e inductancia en serie

Siguiendo el criterio de mantener la intensidad por la puesta a tierra por debajo de los 1000 A, la impedancia a colocar sería al menos = 11,5 Ω . La configuración típica de esta impedancia de puesta a tierra es = 3 Despejando,

= 11,05 + 3,68 Ω

Como la frecuencia es 50 Hz, la bobina tendrá 10,05 mH. Observamos que presenta características de los regímenes de neutro a través de resistencia y a través de reactancia. Tiene unas bajas sobretensiones como el resistivo y de valores similares para ambas fases como en el reactante como vemos en el Gráfico 58. La sobretensión máxima es de 1,2 p.u.

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Gráfico 58: Línea subterránea y neutro a tierra a través de resistencia e inductancia en serie

Comparamos los valores teóricos calculados con las ecuaciones vistas en el epígrafe 8.6.1 con los valores extraídos de la simulación. Teórico

Simulación

Ua=2,15 kV

Ua=2,33 kV

Ub=19,77 kV Ub=18,93 kV Uc=19,26 kV

Uc=18,5 kV

Ia=431,37 A

Ia=418,9 A

9.2.1.6 N EUTRO A TIERRA A TRAVÉS DE SISTEMA RESONANTE

Gráfico 59: Esquema PSCAD de la red con línea subterránea y neutro a tierra a través de sistema resonante

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Estudio de sobretensiones debidas a cortocircuitos fase-tierra en redes de media tensión para distintos regímenes de neutro La inductancia a colocar será tal que la corriente que genere sea similar a la corriente capacitiva de la línea para que se compensen. Calculamos la inductancia cuya corriente sería idéntica a la corriente capacitiva del sistema: = =

∙

3∙

= 20 ∙ 10 ∙ 8,693 ∙ 10

í

1 ∙

= í

1 3 ∙ 100 ∙ 8,693 ∙ 10

∙ 20 = 34,77 A

∙ 20

= 0,61 H

Introduciendo esta inductancia como puesta a tierra, sin la resistencia en paralelo mostrada en el Gráfico 59 por ahora, supondría una sintonización del 100%. En este caso la intensidad máxima por la puesta a tierra es de 114 A, la cual una vez extinguida la componente unidireccional, queda en 71 A (Gráfico 60)

Gráfico 60: Curva de intensidad a través de la bobina sintonizada. Línea subterránea

La curva de tensión (Gráfico 61) tiene un aspecto similar a las anteriores: desfase entre las fases sanas de 60º , sobretensión máxima de 1,65 p.u.

Gráfico 61: Línea subterránea, neutro a tierra a través de bobina sintonizada

La inductancia que se utiliza en la puesta a tierra, está orientada a que circule por ella una intensidad entre 6 y 60 A, por lo que realizaremos un divisor de intensidad colocando una resistencia en paralelo a la bobina de 12 Ω, consiguiendo reducir la intensidad a valores dentro de un rango aceptable, como apreciamos en el Gráfico 62.

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Gráfico 62: Curva de intensidad a través de la bobina Petersen

Gráfico 63: Línea subterránea y puesta a tierra a través de bobina Petersen

A cambio de aumentar la corriente total por la puesta a tierra, se han reducido hasta 1.19 p.u. la sobretensión máxima siendo una solución equilibrada entre corriente a tierra controlada y sobretensiones reducidas.(Gráfico 63) Comparamos los valores teóricos calculados con las ecuaciones vistas en el epígrafe 8.6.1 con los valores extraídos de la simulación.

Teórico

Simulación

Ua=2,14 kV

Ua=2,22 kV

Ub=19,17 kV Ub=18,16 kV

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Uc=19,97 kV

Uc=18,68 kV

Ia=428,95 A

Ia=396 A

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9.2.2 SEGUNDO ENSAYO : DEPENDENCIA DE LA SOBRETENSIÓN CON LA LONGITUD DE LA LÍNEA ENTERRADA Dejando los demás parámetros de la línea fijos, modificamos la longitud total de línea para conocer si este es un parámetro que afecta sensiblemente a las sobretensiones en líneas enterradas. Compararemos en el Gráfico 65 las curvas resultantes de cada régimen de neutro, teniendo en cuenta que mantenemos fijos los valores de la resistencia y reactancia de puesta a tierra, exceptuando en el sistema resonante, donde mantenemos fija la sintonización de la bobina con la capacitancia de la red. En la preparación de este ensayo, comprobamos que la caída de tensión en el punto de defecto en condiciones de funcionamiento al aumentar la longitud de la línea es muy grande y poco realista, por lo que en este ensayo, limitaremos la longitud máxima de la línea a 30 kilómetros. También nos encontramos en estas condiciones que se produce una resonancia entre la inductancia del transformador y la capacitancia de la línea a 50 Hz, si la longitud de línea es pequeña (entre 1 y 3 kilómetros) y esta trabaja casi en vacío (la resistencia sea despreciable) ya que se cumple

≈

√

. Para la

realización de este ensayo, aumentar la carga a 2 MW es suficiente para que la resonancia se aleje de los 50 Hz. En el Gráfico 64 vemos estos dos fenómenos a evitar, que son independientes de que se produzca o no una falta en la red.

Gráfico 64: Caída excesiva de tensión en línea de 100 km y resonancia en línea de 3 km

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      

Punto de defecto: al final de la línea Longitud de línea: 1, 3, 5, 7, 10, 12, 15, 20, 25, 30 km. Resistencia de falta: 5 Ω Resistencia puesta a tierra: 40 Ω Inductancia puesta a tierra: 1070 mH Resistencia-inductancia serie: Z = 11,05 + j3,68 Ω Bobina Petersen: Variable entre 11,59 y 0,386 H (sintonización 95%)

Gráfico 65: línea subterránea, dependencia con la longitud de línea

En el caso de línea subterránea, observamos en el Gráfico 65 una relación claramente parabólica, cuyo descenso es más acusado en cortas longitudes de línea, excepto en régimen de neutro a tierra a través de reactancia, cuyo descenso es más notorio para mayores longitudes. Referenciado desde el cero en el gráfico, podríamos decir que todas son parábolas convexas excepto la puesta a tierra a través de reactancia. Cabe destacar además, que comparado con este mismo ensayo en línea aérea (epígrafe 9.1.2), el régimen de neutro rígido a tierra esta vez se comporta de igual forma a los demás regímenes. Los mejores resultados en sobretensiones los ha alcanzado tanto el sistema resonante como la resistencia-inductancia serie, ya que su impedancia equivalente en ambas está cercana a los 11 Ω.

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9.2.3 TERCER ENSAYO : DEPENDENCIA DE LA SOBRETENSIÓN CON LA RESISTENCIA DE FALTA A TIERRA Dejando los demás parámetros de la línea fijos, modificamos la resistencia de falta. En el 73% de los casos, el defecto a tierra se produce a través de algo con una resistencia equivalente menor a 100 Ω. Para cubrir el 96% de la casuística total [43], realizamos los ensayos con resistencias de hasta 1500 Ω       

Punto de defecto: al final de la línea Longitud de línea: 20 km Resistencia de falta: 0, 5, 10, 20, 40, 75, 100, 200 ,500, 800,1500 Ω Resistencia puesta a tierra: 40 Ω Inductancia puesta a tierra: 1.07 H Resistencia-inductancia serie: Z = 11,05 + j3,68 Ω Bobina Petersen: 580mH (sintonización 95%); resistencia en paralelo: 12 Ω

Gráfico 66: línea subterránea, dependencia con la resistencia de falta

Igual que vimos en el epígrafe 9.1.3, en líneas subterráneas también tiene un comportamiento hiperbólico respecto a la resistencia de falta. En el Gráfico 66 se observa como en los primeros 100 Ω hay una caída muy rápida del valor de la sobretensión máxima, por lo que en un cortocircuito fortuito en una misma instalación, la sobretensión máxima puede variar fácilmente de un cortocircuito a otro hasta 0,3 p.u. por la casuística previamente comentada.

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9.2.4 CUARTO ENSAYO : DEPENDENCIA DE LA SOBRETENSIÓN CON EL PUNTO DE FALTA Dejando los demás parámetros de la línea fijos, modificamos el punto de falta. Con este ensayo nos planteamos en qué punto de la línea sería más crítico que se produjera la falta, por aparecer mayores sobretensiones.       

Punto de defecto: x=0, 10, 15, 25, 33, 50, 66, 75, 90, 100 % de la longitud total. Longitud de la línea: 50 km Resistencia de falta: 5 Ω Resistencia puesta a tierra: 40 Ω Inductancia puesta a tierra: 1070 mH Resistencia-inductancia serie: Z = 11,05 + j3,68 Ω Bobina Petersen: 232 mH (sintonización 95%) y resistencia paralelo 9 Ω

Gráfico 67: línea subterránea, dependencia con el punto de falta

Igual que en el caso de líneas aéreas visto en el epígrafe 9.1.4, las sobretensiones son más críticas si la falta se produce en el comienzo de la línea. Podemos observar tres comportamientos distintos: 

 

Los regímenes aislados y reactantes tienen un comportamiento parabólico muy cercano al lineal, con una bajada poco importante del valor máximo de sobretensión cuando nos vamos acercando al final de la línea. El régimen rígido no presenta a penas sobretensiones en cualquier punto de la línea. Los demás (resistencia, resistencia-inductancia serie, resonante) presentan un comportamiento parabólico con caída de tensión más significativa en el primer tramo de línea.

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9.2.5 QUINTO ENSAYO : DEPENDENCIA DE LA SOBRETENSIÓN CON LA RESISTIVIDAD DEL TERRENO Estudiamos en este caso como afecta el tipo de terreno en el que está enterrado el cable; tales como vegetal, arcilloso, arenoso o rocoso y cómo afecta a las sobretensiones de la red. Para ello modificaremos su valor en el modelado de la línea.        

Punto de defecto: al final de la línea Longitud de la línea: 20 km Resistencia de falta: 5 Ω Resistencia puesta a tierra: 20 Ω Inductancia puesta a tierra: 740 mH Resistencia-inductancia serie: Z = 11,05 + j3,68 Ω Bobina Petersen: 34.08 H (sintonización 95%) Resistividad del terreno: 5, 10, 50, 100, 200, 1 000, 10 000 Ωm

Gráfico 68: línea subterránea, dependencia con la resistividad del terreno

Observamos en el Gráfico 68 que no existe ningún tipo de relación entre la resistividad del terreno y las sobretensiones en la red subterránea. Es algo razonable, teniendo en cuenta el apantallamiento, aislamiento y puesta bajo tubo de los cables.

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9.3 INFLUENCIA DE UN CORTOCIRCUITO EN LAS SOBRETENSIONES DE LAS DEMÁS LÍNEAS En este ensayo comprobaremos el impacto que tiene en las sobretensiones de una línea, un cortocircuito en otra línea distinta de la misma red. Para asegurar una mayor claridad en los resultados, la red la formarán dos líneas: una aérea y otra enterrada. Los gráficos de este epígrafe se corresponden con el régimen de neutro puesto a tierra a través de resistencia.      

Longitud línea aérea: 50 km Longitud línea subterránea: 50 km Resistencia de falta: 5 Ω Resistencia de puesta a tierra: 20 Ω Resistencia-inductancia serie: Z = 11,05 + j3,68 Ω Sistema resonante: 228 mH, resistencia paralelo 10 Ω

En las primeras simulaciones comprobamos que si el cortocircuito se produce al principio de alguna de las líneas, las curvas de tensiones en ambas líneas son similares, sin importar si el defecto ocurrió en la línea aérea o subterránea. (Gráfico 69)

Gráfico 69: Curva de tensiones en las líneas de la red. Fallo al principio de la línea

Por el contrario, si el defecto ocurre al final de la línea, las sobretensiones variarán en el sistema dependiendo de en cuál de ellas aparezca el fallo. Si el defecto ocurre al final de la línea aérea, la curva de tensión tiene la forma que vemos en el Gráfico 70 y si ocurre al final de la línea subterránea la curva de tensiones tiene la forma que vemos en el Gráfico 71.

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Gráfico 70: Curva de tensiones en las líneas de la red. Fallo al final de la línea aérea

Gráfico 71: Curva de tensiones en las líneas de la red. Fallo al final de la línea subterránea

A partir de los resultados de estas simulaciones, generamos la siguiente hipótesis: En una red con varias líneas, el cortocircuito en la línea con la menor admitancia capacitiva, generará las mayores sobretensiones en las líneas sanas. Comprobamos la hipótesis con los distintos regímenes de neutro y líneas con distintas admitancias llegando a la conclusión de que la hipótesis es correcta. El régimen de neutro influye de forma análoga a los ensayos anteriores, no aportando nueva información.

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9.4 SUSTITUCIÓN PAULATINA DE TRAMOS DE LÍNEAS AÉREAS POR TRAMOS DE CABLE ENTERRADO Un caso práctico y habitual con el crecimiento de las zonas urbanas es el enterrado de los últimos tramos de las líneas aéreas de media tensión ya existentes. Es interesante ver cómo responden las sobretensiones en el caso de cortocircuito en estas circunstancias. Para ello vamos a simular una línea eléctrica de longitud fija con los distintos regímenes de neutro en la que, empezando desde el final de la línea, se sustituyen tramos de línea aérea por subterránea. Reflejaremos este proceso con el porcentaje total de la línea que pasa a ser cable enterrado. Configuración de la línea:         

Longitud de cable enterrado: 1, 5, 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90 % sobre el total de la línea Longitud total: 50 km Resistencia de falta: 5 Ω Punto de defecto: al final de la línea, a los 0,3 s de iniciarse la simulación Carga de la línea: 1 MW Resistencia puesta a tierra: 40 Ω Inductancia puesta a tierra: 1070 mH Resistencia-inductancia serie: Z = 11,05 + j3,68 Ω Bobina Petersen: Variable entre 8.64 H a 257 mH (sintonización al 95%) con resistencia paralelo de 10 Ω

Gráfico 72: dependencia de la sobretensión con la proporción de línea enterrada sobre el total de la misma

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Estudio de sobretensiones debidas a cortocircuitos fase-tierra en redes de media tensión para distintos regímenes de neutro Como podemos ver en el Gráfico 72, la sustitución de tramos de línea aérea por tramos enterrados no influye negativamente en las sobretensiones máximas sino todo lo contrario, en términos generales las sobretensiones se reducen en 0,1 p.u. Sin embargo en regímenes de neutro aislado o reactante las sobretensiones se ven afectadas mínimamente, manteniéndose la tensión cerca de 1.7 p.u.

9.5 TRANSITORIO RÁPIDO En los ensayos anteriores hemos visto como aparecía un pico de tensión instantáneo nada más producirse el cortocircuito. En las condiciones anteriores su valor no tenía comparación con el máximo de la onda senoidal, pero en otras condiciones su valor puede igualarlo o incluso superarlo, por lo que merece la pena estudiarlo. Modificando parámetros de la red, encontramos que la forma del transitorio y su valor es dependiente de muchos de ellos, como el régimen de neutro, la potencia del transformador, si es una línea aérea o cable enterrado, la longitud de la misma, etc. Pero estudiando cada parámetro por separado, no encontramos una dependencia clara y notoria salvo con el instante en el que se produce en el cortocircuito respecto al período de la onda, por lo que le dedicaremos el siguiente apartado. De los demás parámetros, solo destacaremos que en casos muy extremos, como una combinación de cortas longitudes de líneas enterradas, el instante de tiempo más desfavorable de inicio del cortocircuito, baja resistencia de falta y línea descargada, se pueden obtener transitorios como el del Gráfico 73, en el que el transitorio rápido tiene un valor destacado.

Gráfico 73: transitorio rápido prominente

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9.5.1 DEPENDENCIA CON EL INSTANTE EN EL QUE SE PRODUCE EL CORTOCIRCUITO Los datos que representaremos a continuación estarán referidos a una línea enterrada con las siguientes características:    

Régimen de neutro: puesta a tierra a través de resistencia de 20 Ω Longitud de línea: 20 km Carga alimentada al final de línea: 1 MW Resistencia de falta: 5 Ω

Sabiendo que la frecuencia eléctrica es de 50 Hz, el período T será de 0,02 s. Dividiremos el período en ocho tramos iguales y analizaremos lo que ocurre cuando el defecto se produce mientras la tensión de la fase en falta está en alguno de los puntos significativos que vemos en el Gráfico 74.

Gráfico 74: forma de onda de tensión normalizada

1

8T

1

3

8T

1 T 2

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4T

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5

8T

7

8T

3

4T

T

Gráfico 75: transitorio rápido para distintos instantes del ciclo de la fase en falta

Como vemos en el Gráfico 75, cuando el defecto se produce en los instantes T o T/2 de la fase en falta, coincidiendo por su paso por cero, no aparece el transitorio rápido, solo se aprecia el desfase de las fases sanas. Sin embargo, el transitorio rápido cobrará importancia si el instante en el que se produce el defecto es a 3/8 y 7/8 de T de la fase en falta. Verificando instantes cercanos a estos dos puntos, comprobamos que el valor máximo se da en 2/6 y 5/6 de T. En esos instantes, la fase sana adelantada 120º respecto a la fase en falta se encuentra en 60º o 240º, acercándose a su máximo valor absoluto, como vemos en el Gráfico 76

Gráfico 76: transitorio rápido. Instantes que generan mayor sobretensión

Aunque la tensión alcanzada durante el transitorio rápido sobrepasa levemente al valor de la senoidal del cortocircuito, no cambia la tensión máxima alcanzada en más de un 1%.

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10 CONCLUSIONES El estudio de las sobretensiones aunque necesario, no es suficiente para una toma de decisiones sobre qué tipo de régimen de neutro vamos a instalar en nuestra red de media tensión. Esto es así por factores que no se han tenido en cuenta en la realización de este estudio, como por ejemplo, la cada vez más extendida generación distribuida, los flujos de potencia y la regulación de tensión que podrían llegar a cambiarnos el carácter inductivo o capacitivo de las líneas de forma notable; las protecciones que se instalarían en la línea, ya que cada tipo de protección funciona correctamente en unas condiciones determinadas y las ya instaladas podrían no ser compatibles con el nuevo régimen de neutro y no detectar las faltas correctamente, etc. Teniendo en cuenta esto y centrándonos únicamente en tener las sobretensiones bajo control a través de nuestro régimen de neutro, podemos afirmar lo siguiente: Los sistemas con neutro aislado tienen siempre las sobretensiones más altas. Cuanta mayor sea la admitancia capacitiva equivalente de la red, menores serán estas sobretensiones. Los sistemas con neutro rígido a tierra, como ya esperábamos, son los que producen las menores sobretensiones, a cambio de unas intensidades por la puesta a tierra inadmisibles, que podrían ser igual de catastróficas que unas altas sobretensiones. A parte, como comentamos en teoría, su realización práctica es complicada, más aún si usamos un transformador de puesta a tierra, cuya impedancia no es despreciable. Todos los regímenes en los que se ponga el neutro a tierra a través de una impedancia, tendrán valores máximos de sobretensión similares siempre y cuando el módulo de esta impedancia tenga el mismo valor. Si hubiéramos comparado el régimen de neutro puesto a tierra a través de resistencia con un valor de 11,5 Ω en vez de 20 Ω, comprobaríamos que la curva resultante en los ensayos en los que comparamos la respuesta de los regímenes de neutro, coincidiría con la de puesta a tierra a través de resistencia-inductancia serie en la mayoría de los casos. Los sistemas con neutro a tierra a través de resistencia, en general son los que mejor han respondido a cualquier tipología de línea y a los posibles cambios en la red. Además es un sistema relativamente sencillo y barato de instalar, por lo que es muy recomendable para redes de media tensión. Los sistemas con neutro a tierra a través de inductancia, aunque con valores razonables de reactancia se controla la intensidad por la puesta a tierra, las sobretensiones en comparación con otros regímenes son mayores. Además, cuanto mayor sea el carácter inductivo de la impedancia equivalente del defecto a tierra, mayor será la componente unidireccional que aparece tanto en las tensiones como en la corriente por la puesta a tierra, por lo que las tensiones e intensidades de pico máximas serían más altas de lo que cabría esperar. Aparte de las ventajas de la bobina Petersen en sinergia con ciertas protecciones, hemos comprobado que merece la pena instalarla siempre y cuando la corriente

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Estudio de sobretensiones debidas a cortocircuitos fase-tierra en redes de media tensión para distintos regímenes de neutro capacitiva del sistema sea destacable, ya que si la corriente es despreciable, la impedancia equivalente de la bobina sintonizada es tan grande que el sistema se comporta como un régimen aislado si no tiene resistencia en paralelo, y como una puesta a tierra a través de resistencia si se encuentra esta. Por ello en redes con solo líneas aéreas de corta longitud no recomendamos su uso. Ocurre todo lo contrario cuando hay grandes tramos de línea subterránea, ya que la bobina tiene unos valores aceptables, las sobretensiones máximas son bajas y como hemos visto en los ensayos, su respuesta a cambios en la red es incluso mejor que el neutro a través de resistencia. Sobre los posibles cambios o ampliaciones en la red, observamos que la sustitución por tramos de cable enterrado o la instalación de nuevas líneas que dependan de la subestación, no afectan negativamente a las sobretensiones sino todo lo contrario, ya que las sobretensiones máximas disminuyen ligeramente. Por último cabe destacar el caso, en el que de una subestación salgan líneas con una composición y longitud muy heterogénea, lo cual provocaría que las sobretensiones de un defecto a otro cambien significativamente, sin importar el régimen de neutro que tenga nuestra instalación. En ese caso, la situación más crítica para las sobretensiones será un cortocircuito al final de la línea con menor admitancia capacitiva. Es por ello que sería recomendable una composición lo más homogénea posible de las líneas que se alimenten de la misma subestación. Como posibles vías de continuar el desarrollo de este estudio, sería de interés aplicar estos conocimientos a redes existentes en la red de media tensión y repetir el análisis. Una segunda opción, sería una ampliación de horizonte en los ensayos, incluyendo los tipos de protecciones existentes y la interacción, es decir, su sinergia positiva o negativa con los regímenes de neutro. Una tercera vía consistiría en usar un programa más potente en el cual pudiéramos simular de forma sencilla y al mismo tiempo condiciones de flujos de potencia, control de tensiones y frecuencia, inclusión de grandes motores y generación distribuida. Un programa candidato que en principio admitiría este estudio más amplio es la aplicación ETAP™

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