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Tal vez la aplicación de pararrayos contra sobrevoltajes en líneas de transmisión (TLSA) con entrehierro (EGLA) o sin entrehierro (NGLA) ofrecen quizás la mejor oportunidad para los ingenieros eléctricos de mejorar la confiabilidad del sistema. Sin embargo, a pesar de lo importante que esto puede ser, el valor de utilizarlos trasciende este objetivo por sí solo. También existen muchos beneficios adicionales.

Esta contribución editada para INMR realizada por el especialista en pararrayos Jonathan Woodworth, revisa distintas situaciones donde los TLSA contribuyen a mejorar los sistemas eléctricos.

Un NGLA es un pararrayos colocado en paralelo con el aislador de la línea de transmisión para evitar un arco eléctrico (flashover) del aislador. Un EGLA opera esencialmente de la misma manera (consulte INMR Q2, 2015). Si la fase en la que se instalan estos TLSA es golpeada por un rayo o si experimenta sobrevoltajes por maniobra, el exceso de corriente y la carga, serán desviadas a tierra. Si el TLSA se aplica en una línea apantallada, casi siempre la corriente llega desde abajo en tierra hacia la fase para evitar una descarga inversa. A pesar de que es fácil visualizar cuando ocurre una descarga directa, no es tan fácil visualizar este efecto en el caso de una descarga inversa.

Antes de ahondar en las distintas aplicaciones adicionales de los TLSA, es importante considerar las preocupaciones que tienen algunos ingenieros a la hora de utilizarlos por primera vez, específicamente en su confiabilidad en el largo plazo y su potencial mantenimiento adicional.

De hecho, hubo un tiempo en el que los pararrayos de carbonato de silicio con entrehierro tenían una confiabilidad cuestionable. Sin embargo, en la época actual de los MOV, los proveedores de renombre han conseguido en forma consistente bajos índices de falla que son cercanos a los de los aisladores. Por ejemplo, en el caso de fabricantes en los Estados Unidos, la experiencia reciente indica que los índices de falla están en el rango de las 200 partes por millón (ppm). Lo más probable es que este índice sea similar al de proveedores de renombre de talla mundial. Dado esto, no debería haber ninguna duda por parte de los usuarios nuevos con respecto a los pararrayos de línea si se basan sólo en las preocupaciones de confiabilidad.

En relación con las posibles necesidades adicionales de mantenimiento, de hecho y por lo general, no existe ninguna. Ahora bien, si los usuarios de todas maneras quieren monitorear el parque instalado en sus TLSA, lo recomendable es hacerlo vía imágenes térmicas. Al mismo tiempo, se espera que pronto haya disponible, formas más versátiles de monitorear continuamente los pararrayos.

Disminución de distanciamiento en los sistemas de > 345 kV

El Código Nacional de Seguridad Eléctrica (NESC, IEEE C2-2012) especifica un distanciamiento horizontal y vertical de las piezas sin protección y su separación respecto de las piezas vivas de los sistemas eléctricos de voltaje extra alto (EHV) de 345 kV y superior. Distanciamientos básicos son definidos y que luego se pueden ajustar según las amplitudes de los sobrevoltajes causadas por maniobra. Si se comprueba que las separaciones de la línea no son adecuadas para cumplir con los criterios de la NESC, los TLSA pueden controlar económicamente las amplitudes de los sobrevoltajes por maniobra, solamente con unas pocas instalaciones a lo largo de la línea. Por ejemplo, en un sistema de 500kV, el voltaje peak máximo de operación (línea a neutro) es de 449kV. Si el sobrevoltaje por maniobra (línea a tierra) es de 808kV, el factor de sobrevoltaje por maniobra es 808/449,1=1,8 pu.

En la Tabla 124.1, parte B de la última NESC (IEEE C2-2012), se indican los distanciamientos para los factores de sobrevoltaje por maniobra que van desde 1,8 a 2,7 pu para un sistema eléctrico de 500 kV. La separación para un sobrevoltaje por maniobra máximo de 1,8 pu es mucho menor que la para un sobrevoltaje de 2,7 pu. Esto puede marcar una diferencia significativa en el ancho requerido para un derecho de paso, lo que ahorra enormes costos en un proyecto. (Un ejemplo de esto se discute en un informe presentado por James Hunt del Salt River Project en el CONGRESO MUNDIAL DE INMR 2013 que se realizó en Vancouver).

La Tabla 1 ilustra cuánto impacto pueden tener los pararrayos en los requerimientos de separación. Por ejemplo, si un sistema de 345 kV se aísla con una distancia de fuga alta debido a la contaminación o por otras razones, el distanciamiento se puede reducir tanto como un 57 % con el uso de pararrayos. En tal caso, será necesario que los diseños de EGLA se realicen también para los sobrevoltajes por maniobra y no sólo para los sobrevoltajes por descargas atmosféricas. Tenga en cuenta que existen otras limitaciones que también podrían afectar el nivel mínimo alcanzable. Se sabe que los requerimientos de arco eléctrico son más estrictos que los de las separaciones estándares que ciertos voltajes, mientras que el nivel de comodidad de los trabajadores con una separación menor es otro factor a considerar. Cuando se quiere reducir las separaciones también se deben tomar en cuenta las consideraciones mecánicas, tales como el hielo, el viento y el pandeo.

 

Aumento del nivel de voltaje en línea de transmisión y de subestaciones

El aumento del nivel de voltaje implica aumentar el voltaje de operación mientras se mantiene el nivel de aislamiento original. La conversión de las líneas de transmisión y de las subestaciones existentes a voltajes más altos, se hace más práctica si se aplican pararrayos de línea. Por ejemplo, ya se ha implementado con éxito aumento en líneas de 69 a 230 kV con estos pararrayos.

Las estaciones existentes se pueden convertir a un voltaje más alto, reemplazando los interruptores, los transformadores y otros equipos sensibles al voltaje, sin tener que volver a construir toda la instalación. Al instalar pararrayos de línea en ubicaciones específicas, tales como en las entradas de línea, las separaciones que existían a un nivel de voltaje más bajo serán aceptables con el voltaje convertido. Según la norma IEEC 1427, el aumento de voltaje se ha logrado en los siguientes sistemas:

• Subestaciones de 115 kV, BIL 550 kV convertidas a 230 kV,

• subestaciones de 69 kV, BIL 350 kV convertidas a 138 kV,

• subestaciones de 69 kV, BIL 350 kV convertidas a 115 kV.

Los beneficios financieros de este aumento son significativos porque los costos asociados son mucho menores que los de reconstruir toda la subestación. Con los pararrayos de línea y el aumento de voltaje, las subestaciones también pueden usar un espaciamiento de barras más compacto y así ofrecer beneficios económicos donde los costos de los terrenos son altos. Más aún, si no se dispone del terreno donde se va a construir una subestación, con distanciamientos convencionales, la subestación compacta es una alternativa viable. Además, la aceptación de una subestación por parte de la comunidad, puede mejorar con el uso de un diseño de barras compacto que tenga una menor huella de carbono en comparación con una subestación convencional equivalente.

Cuando se aumenta el voltaje del sistema y la separación es menor puede ocurrir que disminuyan las alturas del bus y esto a su vez va a disminuir los costos de asuntos estéticos como las paredes y otras barreras, en caso que se requieran. En algunos casos es difícil hacer adiciones a las subestaciones existentes debido a la falta de espacio para instalar equipos nuevos. Al emplear separaciones menores con el uso de pararrayos de línea en una subestación, es posible agregar equipos nuevos con la seguridad de que se mantienen las separaciones eléctricas adecuadas. (Para conocer más información, consulte IEEE 1427).

Reducción temporal de la distancia mínima de aproximación (DMA)

En ocasiones, es necesario terminar el proceso de mantenimiento con el sistema energizado y los trabajadores deben estar conscientes de la distancia mínima de aproximación (DMA) a la línea. La DMA se define como lo más cerca que está permitido que un trabajador/a o una herramienta conductora sujetada por un trabajador/a esté de un conductor energizado expuesto. Ya que la DMA se determina con el nivel máximo de sobrevoltaje por maniobra de las líneas de más de 345 kV y los sobrevoltajes por rayos en las líneas de menos de 345 kV, este nivel se puede ver afectado por la instalación temporal de pararrayos.

Aunque esto aún está en fase experimental, en la mayoría de las empresas de servicios parece ser probable que cada vez se utilizarán más los pararrayos para cambiar temporalmente la DMA. Debido a su peso mínimo, un pararrayos de línea es un candidato perfecto para esta aplicación y aquí, uno del tipo EGLA puede ser más adecuado ya que los voltajes residuales por rayos y por maniobra pueden ser casi un 25 % más bajos. Sin embargo, en ambos casos se puede reducir la DMA a un nivel que incluso pueda permitir el acceso a las torres sin hacer una parada, lo que en otros casos si se hubiese requerido. Por ejemplo, en la reunión de dispositivos de protección contra sobrevoltajes de la IEEE en octubre se creó un equipo de trabajo para desarrollar las directrices para usar los pararrayos y reducir la DMA para los trabajadores. El próximo año se debería publicar una recomendación.

Reducción de paradas momentáneas inducidas por rayos

Puede que una línea de transmisión no necesite de protección con TLSA, en especial si tiene un índice de paradas inducidas por rayos de cero. Sin embargo, en otros casos, la aplicación de los TLSA puede hacer una gran diferencia en los índices de paradas de las líneas de transmisión causadas por las descargas inversas. Un mapa como el que se muestra en la figura 3 ofrece un recurso para que los ingenieros se familiaricen con los índices de choques de rayos en sus áreas de interés.

Si una línea de transmisión tiene un índice de paradas alto debido a los rayos, es más probable que esto se deba a las descargas inversas y la causa más común es cuando un rayo golpea el cable apantallado aéreo y la impedancia a tierra de la torre es demasiado alta. La razón por la que usamos el término “descarga inversa” es que va en dirección opuesta a los arcos eléctricos producidos durante el golpe directo a una fase. Por lo general, una descarga inversa viene seguida de una descarga directa estándar del aislador, lo que permite el paso de la corriente de frecuencia de energía (falla) la que para terminar, requiere de la operación del interruptor. La Fig. 4 muestra una descripción general del proceso de descarga inversa.

Básicamente, existen dos formas de reducir el índice de descarga inversa de una línea de transmisión: la primera y el método utilizado con mayor frecuencia es la mejora de la resistencia a tierra de la torre y hasta hace 20 años atrás, esta era la única opción. Sin embargo, desde ese entonces la instalación de pararrayos contra sobrevoltajes se ha vuelto otra forma de mejorar el desempeño en presencia de rayos.

Existen varios métodos que se emplean para mitigar los rayos en las líneas apantalladas que usan pararrayos. El primero es realizar un estudio del sistema y determinar si la adición de pararrayos nuevos reduciría de manera significativa el índice de paradas. Este método utiliza menos pararrayos y cuesta menos que un esquema de protección completa. El segundo método y el menos utilizado es instalar pararrayos contra sobrevoltajes en cada fase de cada torre, lo que esencialmente hace que el sistema sea a “prueba de rayos”. Un tercer método, que se conoce como protección con pararrayos seccionado, es cuando los pararrayos se utilizan para proteger ciertas áreas que tienden a parar por los golpes de los rayos. Así, los altos índices de paradas se pueden reducir esencialmente a cero al instalar pararrayos solo en las áreas afectadas, lo que por lo general incluye la cima de una montaña, superficies planas áridas y suelos rocosos.

Líneas compactas

Una línea de transmisión compacta es una que se ve como una línea de distribución común y aceptable que pasa por áreas urbanas y que por lo general se caracteriza por lo siguiente:

• Tiene estructuras de un solo poste,

• tiene tramos relativamente cortos (30-150 m),

• es una construcción sin brazos o con un solo brazo,

• tiene una separación menor entre las fases,

• es adecuada para la instalación en derechos de paso o costados de carretera angostos.

Según W. A. Chisholm y otros, “estas características hacen que los diseños de las líneas compactas sean adecuados para utilizarlas en áreas urbanas congestionadas”. Existen otros beneficios, en comparación con las líneas de distribución múltiples, que podrían entregar una transferencia de energía similar. Reconstruir un circuito existente a un nivel de voltaje más alto en el mismo derecho de paso puede ser la única manera factible de aumentar la capacidad. Con los diseños compactos, los costos de capital y de mantenimiento pueden ser más bajos, puede haber menos pérdidas de líneas y se pueden conseguir disminuciones importantes de los campos eléctricos y magnéticos. Además, los diseños compactos tienden a simplificar algunos problemas mecánicos. Cuando se selecciona la construcción sin brazos o con un brazo con aisladores de poste, los conductores van fijos en cada poste. Esto simplifica los asuntos de diseño y construcción relacionados con la tensión del tendido, la clasificación térmica, la carga debido al viento y otros. Los tramos cortos de un diseño compacto reducen la magnitud del pandeo provocado por las altas temperaturas, el galopeo y el movimiento de gran amplitud de los conductores. En muchos casos, se puede reducir la tensión de la línea al flexibilizar los requerimientos de resistencia del poste y atenuar las preocupaciones del daño por la vibración generada por el viento. “Un buen ejemplo de este tipo de línea (Fig. 5) es una línea compacta de 69 kV que ha estado en Florida por más de 20 años. La razón principal de este diseño en particular era reducir el impacto visual y hacer que la línea de transmisión pareciera más un sistema de distribución”.

Protección contra un interruptor automático abierto

Los pararrayos tipo estación se aplican universalmente a los transformadores en las subestaciones. Sin embargo, por lo general, la protección contra los interruptores abiertos se aplica menos de la mitad del tiempo. Así, la aplicación de los pararrayos en la entrada de la línea de una subestación protege a los bushings de los interruptores abiertos.

Durante la operación normal, el interruptor de la subestación está cerrado y los pararrayos instalados en el transformador protegen parcialmente ambos bushings. Pero durante un evento de múltiples golpes en el cual el interruptor se abre para solucionar una falla, el segundo o tercer golpe del destello puede entrar a la estación mientras que el interruptor aún esté abierto para solucionar la falla. El segundo golpe puede generar un arco eléctrico en el bushing del lado de la línea del interruptor con un alto riesgo de generar daño a largo plazo. Por supuesto, la probabilidad de que esto pase es baja pero, para evaluar el nivel de riesgo real, se debería realizar un estudio de la subestación específica y las líneas circundantes.

Por lo general, no se utilizan pararrayos de línea para esta aplicación, pero ciertamente estos pueden ayudar a superar este riesgo. Por ejemplo, la Fig. 6 muestra una instalación de pararrayos en la entrada de la línea que ahorra espacio. Aquí, es importante que la resistencia a la tierra del poste donde se instala el pararrayos debería ser la misma que en la subestación. Si en vez de eso se utiliza la primera torre fuera de la estación, esta no debería estar ubicada demasiado lejos o no protegerá de manera eficaz contra un interruptor automático abierto.

Reducción del costo de la construcción de una línea nueva

Un beneficio potencialmente significativo de usar pararrayos de línea en vez de un cable de pararrayos es el ahorro en los costos de construcción. Por ejemplo, un proyecto de investigación del 2014 hecho en nombre de la Autoridad de Investigación y Desarrollo Energético del Estado de Nueva York (NYSERDA), evaluó los ahorros en los costos de varios sistemas diferentes. Como se muestra en la Tabla 2, en todos los casos, las líneas de transmisión con pararrayos en vez de OHGW tienen costos menores tanto al inicio como después. El informe demostró que los ahorros en la construcción fueron de 1,8 % y 5,8 % del costo total de la línea en estudios hechos en varios tipos de líneas.  Además, la instalación de los pararrayos en todas las fases de cada torre hacía que las líneas fueran a prueba de rayos. Si solo la fase superior se equipa con pararrayos, entonces la fase superior sirve como OHGW y los ahorros en los costos pueden ser aún mayores.

Prolongación de la vida útil de los interruptores automáticos en las subestaciones

La aplicación de TSLA en las líneas de transmisión reduce el stress en los interruptores de las subestaciones y prolonga su vida útil. Incluso esas líneas de transmisión protegidas de los rayos con cables apantallados experimentan fallas de contacto sencillo a tierra cuando hay una descarga inversa de un aislador debido a la alta resistencia a tierra o a un golpe de un rayo de corriente extra alta. Cuando pasa esto, es necesario que opere un interruptor entre la falla y la fuente de energía para interrumpir el flujo de corriente. Sin embargo, si una línea está equipada con TLSA, la operación de este interruptor automático no sería necesaria. Los interruptores automáticos tienen un número limitado de operaciones antes de que sea necesario realizarles mantención y por lo tanto, cualquier disminución en este número prolongará su vida útil.

 

Reducción del costo de la capacidad de espera durante una emergencia

Algunas empresas de servicios deben lidiar con un riesgo significativo de paradas provocadas por los rayos durante el verano.   Por ejemplo, si una fuente de energía está lejos del centro de demanda principal y las líneas de transmisión pasan a través de áreas con alta presencia de rayos, el riesgo de paradas momentáneas puede ser alto. Una manera de mitigar este riesgo es operar con generadores locales y depender menos de la fuente de menor costo que se encuentra más distante.

Si se utilizan pararrayos en la línea de transmisión además del OHGW existente, la probabilidad de cualquier parada inducida por los rayos se reduce a cero. Es probable que el costo de instalar varios cientos de kilómetros de protección con pararrayos sea mucho menor que el de operar con generación local de mayor costo. Esta aplicación de los pararrayos de línea puede generar ahorros significativos tanto para los clientes como para la empresa de servicio eléctrico afectada.

Disminución de las pérdidas del sistema

Esta aplicación corresponde principalmente a las construcciones nuevas, pero también podría funcionar para las líneas más antiguas si el OHGW alcanza el fin de su vida útil. Es bastante bien sabido que los OHGW pueden generar pérdidas en un sistema si están cableados a tierra en las partes superiores de las torres. Estas pérdidas son inductivas en su naturaleza y se generan a partir de la carga que fluye en los conductores de la fase y que se hace más alta mientras más cerca esté el OHGW de los conductores de la fase. Las pérdidas dependen del tipo de línea, el número de cables apantallados y la carga actual en el sistema. Como se puede ver en la Tabla 3, para el caso de una línea de 115 kV de un solo poste y dos circuitos, los ahorros en la vida útil de las líneas considerablemente cargadas pueden llegar a ser de USD 4,6 millones por cada 100 millas (160 km) de línea.

Conclusiones

La aplicación de los NGLA o EGLA puede mejorar el diseño y la operación de los sistemas eléctricos. Estos TLSA no solo dejan cualquier línea a prueba de rayos, sino que también reducen los costos de construcción, aumentan la confiabilidad del sistema y reducen el ancho requerido de un derecho de paso. Los ingenieros que son responsables de la confiabilidad del sistema y de la planificación claramente deberían considerar las posibilidades y los beneficios que ofrecen este tipo de pararrayos contra sobrevoltajes.