norma UNE-EN 61400-24 español · 2013-02-21 · EN 61400-24:2010 - 4 - PRÓLOGO El texto del documento 88/366/FDIS, futura edición 1 de la Norma IEC 61400-24, preparado por el Comité

norma español

TÍTULO Aerog

Parte Wind turb Eoliennes

CORRESPONDENCIA Esta nor

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OBSERVACIONES Esta nor

2013-07

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energía

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LAS OBSE

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Génova, 628004 MADRID-Españ

la UNE-E

generadores

24: Protección contra el rayo

bines. Part 24: Lightning protection.

s. Partie 24: Protection contre la foudre.

rma es la versión oficial, en español, de la Norma Eurou vez adopta la Norma Internacional IEC 61400-24:2010

rma anulará y sustituirá al Informe UNE-IEC/TR 6147-01.

orma ha sido elaborada por el comité técnico AEN/Celéctrica cuya Secretaría desempeña UNESA.

ERVACIONES A ESTE DOCUMENTO HAN DE DIRIGIRSE A:

[email protected]

ña www.aenor.esTel.: 902 Fax: 913

EN 61400-24

Mayo 2011

opea EN 61400-24:2010, 0.

00-24:2005 IN antes de

TN 206 Producción de

160 Páginas

102 201 104 032

Grupo 90

USO EXCLUSIVO PARA EL CONSEJO GENERAL DE COLEGIOS OFICIALES DE INGENIEROS INDUST., Y A SUS COLEGIOS


NORMA EUROPEA EUROPEAN STANDARD NORME EUROPÉENNE EUROPÄISCHE NORM

EN 61400-24Julio 2010

ICS 27.180

Versión en español

Aerogeneradores Parte 24: Protección contra el rayo

(IEC 61400-24:2010)

Wind turbines. Part 24: Lightning protection. (IEC 61400-24:2010).

Eoliennes. Partie 24: Protection contre la foudre. (CEI 61400-24:2010).

Windenergieanlagen. Teil 24: Blitzschutz. (IEC 61400-24:2010).

Esta norma europea ha sido aprobada por CENELEC el 2010-07-01. Los miembros de CENELEC están sometidos al Reglamento Interior de CEN/CENELEC que define las condiciones dentro de las cuales debe adoptarse, sin modificación, la norma europea como norma nacional. Las correspondientes listas actualizadas y las referencias bibliográficas relativas a estas normas nacionales, pueden obtenerse en la Secretaría Central de CENELEC, o a través de sus miembros. Esta norma europea existe en tres versiones oficiales (alemán, francés e inglés). Una versión en otra lengua realizada bajo la responsabilidad de un miembro de CENELEC en su idioma nacional, y notificada a la Secretaría Central, tiene el mismo rango que aquéllas. Los miembros de CENELEC son los comités electrotécnicos nacionales de normalización de los países siguientes: Alemania, Austria, Bélgica, Bulgaria, Chipre, Croacia, Dinamarca, Eslovaquia, Eslovenia, España, Estonia, Finlandia, Francia, Grecia, Hungría, Irlanda, Islandia, Italia, Letonia, Lituania, Luxemburgo, Malta, Noruega, Países Bajos, Polonia, Portugal, Reino Unido, República Checa, Rumanía, Suecia y Suiza.

CENELEC COMITÉ EUROPEO DE NORMALIZACIÓN ELECTROTÉCNICA

European Committee for Electrotechnical Standardization Comité Européen de Normalisation Electrotechnique

Europäisches Komitee für Elektrotechnische Normung SECRETARÍA CENTRAL: Avenue Marnix, 17-1000 Bruxelles

© 2010 CENELEC. Derechos de reproducción reservados a los Miembros de CENELEC.


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PRÓLOGO El texto del documento 88/366/FDIS, futura edición 1 de la Norma IEC 61400-24, preparado por el Comité Técnico TC 88, Turbinas eólicas (aerogeneradores), de IEC, fue sometido a voto paralelo IEC-CENELEC y fue aprobado por CENELEC como Norma EN 61400-24 el 2010-07-01. Se llama la atención sobre la posibilidad de que algunos de los elementos de este documento estén sujetos a derechos de patente. CEN y CENELEC no son responsables de la identificación de dichos derechos de patente. Se fijaron las siguientes fechas: − Fecha límite en la que la norma europea debe adoptarse a nivel nacional por publicación de una norma nacional idéntica o por ratificación (dop) 2011-04-01 − Fecha límite en la que deben retirarse las normas nacionales divergentes con esta norma (dow) 2013-07-01 El anexo ZA ha sido añadido por CENELEC.

DECLARACIÓN El texto de la Norma IEC 61400-24:2010 fue aprobado por CENELEC como norma europea sin ninguna modificación.


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ÍNDICE Página

PRÓLOGO ............................................................................................................................................ 11 1 OBJETO Y CAMPO DE APLICACIÓN ........................................................................... 13 2 NORMAS PARA CONSULTA ........................................................................................... 13 3 TÉRMINOS Y DEFINICIONES ........................................................................................ 15 4 SÍMBOLOS Y UNIDADES ................................................................................................. 19 5 ABREVIATURAS ................................................................................................................ 23 6 MEDIOAMBIENTE DE RAYOS EN LOS AEROGENERADORES ............................ 23 6.1 Generalidades ....................................................................................................................... 23 6.2 Parámetros de la corriente del rayo y niveles de protección contra el rayo (NPR) ........ 23 7 VALORACIÓN DE LA EXPOSICIÓN A LOS RAYOS ................................................. 25 7.1 Generalidades ....................................................................................................................... 25 7.2 Valoración de la frecuencia con la que el número de rayos afectan a un aerogenerador ................................................................................................. 26 7.3 Valoración del riesgo de daños ............................................................................................ 29 7.3.1 Ecuación básica .................................................................................................................... 29 7.3.2 Valoración de las componentes del riesgo por descargas en un aerogenerador (S1) ...... 30 7.3.3 Valoración de las componentes del riesgo por descargas en las proximidades de un aerogenerador (S2) ..................................................................................................... 30 7.3.4 Valoración de las componentes del riesgo por descargas en una línea de servicio conectada a un aerogenerador (S3) ..................................................................................... 30 7.3.5 Valoración de las componentes del riesgo por descargas en las proximidades de una línea de servicio conectada a un aerogenerador (S4) ............................................ 31 8 PROTECCIÓN CONTRA EL RAYO DE LOS SUBCOMPONENTES ........................ 32 8.1 Generalidades ....................................................................................................................... 32 8.2 Palas ....................................................................................................................................... 32 8.2.1 Generalidades ....................................................................................................................... 32 8.2.2 Requisitos .............................................................................................................................. 32 8.2.3 Verificación ........................................................................................................................... 32 8.2.4 Consideraciones sobre el diseño de la protección .............................................................. 33 8.2.5 Métodos de ensayo ................................................................................................................ 34 8.3 Góndola y otros equipos estructurales ............................................................................... 35 8.3.1 Generalidades ....................................................................................................................... 35 8.3.2 Buje ........................................................................................................................................ 35 8.3.3 Capota ................................................................................................................................... 36 8.3.4 Góndola ................................................................................................................................. 36 8.3.5 Torre ...................................................................................................................................... 36 8.3.6 Métodos de ensayo ................................................................................................................ 37 8.4 Tren mecánico de arrastre y sistema de orientación ......................................................... 37 8.4.1 Generalidades ....................................................................................................................... 37 8.4.2 Rodamientos ......................................................................................................................... 37 8.4.3 Sistemas hidráulicos ............................................................................................................. 37 8.4.4 Descargadores y escobillas ................................................................................................... 38 8.4.5 Ensayos .................................................................................................................................. 38 8.5 Sistemas eléctricos de baja tensión y sistemas e instalaciones electrónicas ..................... 38 8.5.1 Generalidades ....................................................................................................................... 38


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8.5.2 Medidas de protección IEMR.............................................................................................. 39 8.5.3 Zonas de protección contra el rayo (ZPR) ......................................................................... 40 8.5.4 Conexiones equipotenciales en el aerogenerador ............................................................... 40 8.5.5 Trazado de cables y apantallamiento ................................................................................. 40 8.5.6 Protección coordinada de los DPS ...................................................................................... 41 8.5.7 Métodos de ensayos para comprobar la inmunidad de los sistemas ................................ 43 8.6 Sistemas eléctricos de potencia de alta tensión (A.T.) ....................................................... 43 9 PUESTA A TIERRA DE LOS AEROGENERADORES Y DE LOS PARQUES .......... 45 9.1 Generalidades ....................................................................................................................... 45 9.1.1 Requisitos básicos ................................................................................................................. 45 9.1.2 Disposición de los electrodos de puesta a tierra ................................................................. 46 9.1.3 Impedancia del sistema de puesta a tierra ......................................................................... 46 9.2 Conexión equipotencial ........................................................................................................ 46 9.2.1 Generalidades ....................................................................................................................... 46 9.2.2 Conexiones equipotenciales en instalaciones metálicas ..................................................... 47 9.2.3 SPCR aislado eléctricamente ............................................................................................... 47 9.3 Componentes estructurales ................................................................................................. 47 9.3.1 Generalidades ....................................................................................................................... 47 9.3.2 Torre tubular metálica ......................................................................................................... 47 9.3.3 Torre de hormigón armado ................................................................................................. 48 9.3.4 Torre de celosía ..................................................................................................................... 48 9.3.5 Sistemas dentro de la torre .................................................................................................. 48 9.3.6 Cimentación de hormigón .................................................................................................... 48 9.3.7 Cimentación en zona rocosa ................................................................................................ 49 9.3.8 Cimentación con un monopilar metálico ............................................................................ 49 9.3.9 Cimentación en el mar ......................................................................................................... 49 9.4 Dimensiones de los electrodos.............................................................................................. 49 9.5 Parques eólicos...................................................................................................................... 50 9.6 Ejecución y mantenimiento del sistema de puesta a tierra ............................................... 50 10 SEGURIDAD DEL PERSONAL ........................................................................................ 51 11 DOCUMENTACIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN CONTRA RAYOS ........... 52 11.1 Generalidades ....................................................................................................................... 52 11.2 Documentación necesaria para la evaluación del diseño .................................................. 52 11.2.1 Documentación general ........................................................................................................ 52 11.2.2 Documentación de las palas ................................................................................................. 53 11.2.3 Documentación de los sistemas mecánicos ......................................................................... 53 11.2.4 Documentación de los sistemas eléctricos y electrónicos ................................................... 54 11.2.5 Documentación de los sistemas de puesta a tierra y conexiones equipotenciales ............ 54 11.2.6 Documentación de la cubierta de la góndola, buje y sistemas de protección de la torre ........................................................................................................... 54 11.3 Información específica del emplazamiento ........................................................................ 54 11.4 Información a suministrar para realizar la inspección del SPCR ................................... 55 11.4.1 Informe de la inspección visual del SPCR .......................................................................... 55 11.4.2 Informe de la inspección completa del SPCR .................................................................... 55 11.5 Manuales ............................................................................................................................... 55 12 INSPECCIÓN DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN CONTRA EL RAYO ........... 55 12.1 Objeto de la inspección ........................................................................................................ 55 12.2 Orden de las inspecciones .................................................................................................... 55 12.2.1 Generalidades ....................................................................................................................... 55 12.2.2 Inspecciones durante la fabricación del aerogenerador .................................................... 56 12.2.3 Inspecciones durante la instalación del aerogenerador .................................................... 56 12.2.4 Inspecciones durante la puesta en marcha del aerogenerador e inspección periódica ... 56 12.2.5 Inspecciones tras desmontar o reparar partes principales ............................................... 57


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12.3 Mantenimiento ...................................................................................................................... 57 ANEXO A (Informativo) EL FENÓMENO DEL RAYO EN RELACIÓN CON LOS AEROGENERADORES ....................................................... 58 ANEXO B (Informativo) VALORACIÓN DE LA EXPOSICIÓN A LOS RAYOS ..................... 69 ANEXO C (Informativo) MÉTODOS DE PROTECCIÓN DE LAS PALAS ................................ 87 ANEXO D (Informativo) ESPECIFICACIONES DE ENSAYOS .................................................. 99 ANEXO E (Informativo) APLICACIÓN DEL CONCEPTO DE ZONAS DE PROTECCIÓN CONTRA EL RAYO (ZPR) A UN AEROGENERADOR .................................................................. 122 ANEXO F (Informativo) SELECCIÓN E INSTALACIÓN EN LOS AEROGENERADORES DE LA PROTECCIÓN COORDINADA DE LOS DPS .............................................................. 127 ANEXO G (Informativo) 131INFORMACIÓN ADICIONAL SOBRE EL CONEXIONADO EQUIPOTENCIAL EL APANTALLAMIENTO Y LA INSTALACIÓN TÉCNICA .................................................................. 131 ANEXO H (Informativo) MÉTODOS DE ENSAYOS PARA EL NIVEL DE INMUNIDAD DE LOS SISTEMAS .............................................................................. 136 ANEXO I (Informativo) SISTEMA DE PUESTA A TIERRA .................................................... 138 ANEXO J (Informativo) EJEMPLO DE PUNTOS DEFINIDOS DE MEDIDA ........................ 147 ANEXO K (Informativo) CUESTIONARIO DE DAÑOS TÍPICOS POR RAYOS.................... 149 ANEXO L (Informativo) SISTEMAS DE MONITORIZACIÓN ................................................. 152 ANEXO M (Informativo) DIRECTRICES PARA AEROGENERADORES PEQUEÑOS – MICRO GENERACIÓN ....................................................................... 153 BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................................................. 154

Figura 1 – Superficie de captación de un aerogenerador .................................................................. 27 Figura 2 – Altura efectiva, H, de un aerogenerador situado en una colina ..................................... 27 Figura 3 – Superficie de captación de un aerogenerador de altura Ha y otra estructura de altura Hb conectadas por un cable bajo tierra de longitud Lc ........................... 29 Figura 4a – Generador de inducción (jaula de ardilla) ..................................................................... 44 Figura 4b – Generador de rotor bobinado ......................................................................................... 44 Figura 4 – Ejemplos de colocación de descargadores autoválvula de AT en dos circuitos eléctricos y principales típicos de los aerogeneradores ....................................................... 44 Figura A.1 – Proceso involucrado en la formación de una descarga nube-tierra ........................... 60 Figura A.2 – Perfil típico de una descarga negativa nube - tierra (no está a escala) ...................... 61 Figura A.3 – Definición de los parámetros de los impactos de corta duración (normalmente T2 < 2 ms) ...................................................................................................................... 61 Figura A.4 – Definición de los parámetros de los impactos de larga duración (normalmente 2 ms < Tlarga < 1 s) (Figura A.2 de la Norma IEC 62305-1) ....................................... 62


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Figura A.5 – Posibles componentes de las descargas descendentes (normalmente en terreno llano y en estructuras bajas) (Figura A.3 de la Norma IEC 62305-1) ............................ 63 Figura A.6 – Perfil típico de una descarga positiva nube-tierra ....................................................... 63 Figura A.7 – Perfil típico de una descarga negativa ascendente tierra - nube ................................ 64 Figura A.8 – Posibles componentes de las descargas ascendentes (típicos de estructuras altas o expuestas) (Figura A.4 de la Norma IEC 62305-1) ............................................. 66 Figura C.1 – Tipos de palas de aerogeneradores ............................................................................... 88 Figura C.2 – Conceptos para la protección contra el rayo en grandes aerogeneradores modernos ................................................................................................................... 90 Figura C.3 – Tensiones inducidas entre el conductor de la corriente de rayo o la estructura y el cableado de un sensor ........................................................................................... 93 Figura D.1 – Disposición de ensayo tipo A (la muestra debería ensayarse en diferentes posiciones que representen las diferentes direcciones en que se puede acercar el líder) .................................................................................................................... 101 Figura D.2 – Posibles orientaciones para los ensayos de impacto del líder según la disposición tipo A .................................................................................................................. 102 Figura D.3 – El punto de conexión del líder debe estar fuera de la muestra ................................. 103 Figura D.4 – Disposición de ensayo de impacto del líder tipo B ..................................................... 104 Figura D.5 – Disposición para dispositivos de protección local (por ejemplo dispersores) – Ensayo tipo C ....................................................................................................................................... 105 Figura D.6 – Típica onda de impulso de maniobra con cebado en el frente (100 μs por división) ............................................................................................................................ 106 Figura D.7 – Disposición de ensayo de barrido del canal ................................................................ 110 Figura D.8 – Forma de onda de impulso de tensión (figura 6 en la Norma IEC 60060-1) ........... 110 Figura D.9 – Forma de onda de impulso de tensión mostrando el cebado en el frente (figura 7 en la Norma IEC 60060-1) .................................................................................................. 111 Figura D.10 – Disposición típica de los electrodos del tipo hilo desviador ..................................... 115 Figura D.11 – Disposición para ensayos de altas corrientes en superficies no conductoras ......... 117 Figura D.12 – Ejemplo de una disposición para el ensayo de corriente ......................................... 120 Figura E.1 – Modelo de la esfera rodante ......................................................................................... 123 Figura E.2 – Malla de gran dimensión para cubierta de góndola de FVPR .................................. 124 Figura E.3 – Malla de dimensión pequeña para cubierta góndola de FVPR ................................ 124 Figura E.4 – Dos cabinas definidas como ZPR2 conectadas a través de la pantalla o de un cable apantallado ................................................................................................................... 125 Figura E.5 – Ejemplo: División de un aerogenerador en diferentes zonas de protección contra el rayo ....................................................................................................................................... 126 Figura E.6 – Ejemplo de cómo documentar una división IEMR del sistema eléctrico en las zonas de protección con indicación de los puntos de cruce de los límites de las ZPR y mostrando los cables que van desde la base de la torre a la góndola ........................................... 126 Figura F.1 – Esquema de la conexión punto – punto (figura 53E de la Norma IEC 60364-5-53) ........................................................................................ 128 Figura F.2 – Esquema de la instalación de conexión a tierra (figura A.1 de la Norma IEC 60364-5-53) ......................................................................................... 128 Figura G.1 – Dos cabinas de control colocadas en diferentes planos metálicos en el interior de la góndola ................................................................................................................. 131 Figura G.2 – Mecanismo de acoplamiento magnético ..................................................................... 132 Figura G.3 – Medida de la impedancia transferida ......................................................................... 134


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Figura H.1 – Ejemplo de un ensayo de descarga de corriente de un DPS en condiciones de servicio ................................................................................................................... 137 Figura H.2 – Ejemplo de un circuito de un ensayo de inducción producida por corrientes de rayos ....................................................................................................................... 137 Figura I.1 – Longitud mínima (l1) de cada electrodo de tierra en función de la clase del SPCR (figura 2 en la Norma IEC 62305-3) ............................................................... 141 Figura I.2 – Dependencia de la impedancia a tierra con la frecuencia (adaptada de CIGRE WG C.4.4.02 julio 2005 [49]) ......................................................................... 142 Figura J.1 – Ejemplo de puntos de medida ...................................................................................... 147 Figura K.1 – Trazado de la pala para marcar las localizaciones de los daños .............................. 151

Tabla 1 – Valores máximos de los parámetros del rayo en función de los NPR Tabla 5 de la Norma IEC 62305-1) ...................................................................................................... 24 Tabla 2 – Valores mínimos de los parámetros del rayo en relación con el radio de la esfera rodante correspondiente a los NPR (Tabla 6 en la Norma IEC 62305-1) .................... 25 Tabla 3 – Superficies de captación AL y Ai de la línea de servicio en función de si es aérea o enterrada (corresponde a la tabla A.3 de la Norma IEC 62305-2) ......................... 29 Tabla 4 – Parámetros para la valoración de las componentes de riesgo en los aerogeneradores (corresponden a la Tabla 8 de la Norma IEC 62305-2) ........................................ 31 Tabla 5 – Dimensiones mínimas de los conductores que conectan las diferentes barras/puntos equipotenciales o que conectan las barras/puntos equipotenciales al sistema de puesta a tierra (véase la tabla 8 de la Norma IEC 62305-3) ........................................ 47 Tabla 6 – Dimensiones mínimas de los conductores que conectan las instalaciones metálicas interiores a las barras/puntos equipotenciales (véase la tabla 9 de la Norma IEC 62305-3) ............................................................................................................................. 47 Tabla 7 – Intervalos de inspección general en un SPCR ................................................................... 57 Tabla A.1 – Parámetros de las descargas negativas nube- tierra (adaptada de la tabla A.1 de la Norma IEC 62305-1)................................................................................................ 62 Tabla A.2 – Parámetros de las descargas ascendentes ...................................................................... 65 Tabla A.3 – Resumen de los parámetros del rayo a considerar en el cálculo de los valores de ensayo de los diferentes componentes de los SPCR y para los diferentes niveles de protección (Tabla D.1 de la Norma IEC 62305-1) ............................................................. 67 Tabla B. 1 – Fuentes de daños, tipo de daños y tipo de pérdidas en función del punto de impacto (corresponde a la tala 1 de la Norma IEC 62305-2) ............................................. 70 Tabla B.2 – Riesgos en un aerogenerador para cada tipo de daños y pérdidas (corresponde a la tabla 2 de la Norma IEC 62305-2) ......................................................................... 71 Tabla B.3 – Valores de la probabilidad PA de que una descarga en un aerogenerador produzca impacto eléctrico en los seres vivos por tensiones de paso y de contacto (corresponde a la tabla B.1 de la Norma IEC 62305-2)...................................................................... 74 Tabla B.4 – Valores de PB en función de las medidas de protección para reducir los daños físicos (corresponde a la tabla B.2 de la Norma IEC 62305-2) .......................................... 74 Tabla B.5 – Valores de la probabilidad PDPS en función del nivel de protección para el que se han diseñado los DPS (Tabla B.3 de la Norma IEC 62305-2) ................................... 75 Tabla B.6 – Valores de la probabilidad PLD en función de la resistencia, RS, de la pantalla del cable y de la tensión soportada a impulso UW del equipamiento (corresponde a la tabla B.6 de la Norma IEC 62305-2)...................................................................... 76


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Tabla B.7 – Valores de la probabilidad, PLI, en función de la resistencia, Rs, de la pantalla del cable y de la tensión soportada a impulso, UW, del equipo (Tabla B.7 de la Norma IEC 62305-2) ................................................................................................. 77 Tabla B.8 – Valores de los factores reductores ra, ru en función del tipo de terreno y del suelo (corresponde con la tabla C.2 de la Norma IEC 62305-2) ............................................... 79 Tabla B.9 – Valores del factor reductor rp en función de las medidas tomadas para reducir los efectos del fuego (corresponde con la tabla C.3 de la Norma IEC 62305-2) ........ 79 Tabla B.10 – Valores del factor reductor rf en función del riesgo de incendio en la estructura (corresponde con la tabla C.4 de la Norma IEC 62305-2) ...................................... 79 Tabla B.11 – Valores del factor amplificador hz de los daños físicos por la presencia de un daño especial (corresponde con la tabla C.5 de la Norma IEC 62305-2) ............................... 80 Tabla B.12 – Valores medios típicos de Lt, Lf y Lo (corresponde con la tabla C.7 de la Norma IEC 62305-2) .................................................................................................................... 80 Tabla B.13 – Valores del factor Kd en función de las características del apantallamiento de la línea de servicio (corresponde a la tabla D.1 de la Norma IEC 62305-2) ................................ 82 Tabla B.14 – Valores del factor Kp en función de las medidas de protección (Tabla D.2 de la Norma IEC 62305-2) ................................................................................................. 82 Tabla B.15 – Tensión soportada a impulso UW en función del tipo de cable (Tabla D.3 de la Norma IEC 62305-2) ................................................................................................. 82 Tabla B.16 – Tensión soportada a impulso UW en función del tipo de los aparatos (Tabla D.4 de la Norma IEC 62305-2) ................................................................................................. 83 Tabla B.17 – Valores de las probabilidades P´B, PĆ, P´V y P´W, en función de la corriente de fallo Ia (Tabla D.5 de la Norma IEC 62305-2) ................................................................ 83 Tabla C.1 – Materiales, configuraciones y dimensiones mínimas de las secciones de los conductores y de las varillas de los sistemas de captura, así como las de los conductores de bajada (corresponde a la tabla 6 de la Norma IEC 62305-3, futura edición 2) ..... 95 Tabla C.2 – Características físicas de materiales típicos empleados en los sistemas de protección contra el rayo (Tabla D.2 de la Norma IEC 62305-1)...................................................... 96 Tabla C.3 – Calentamiento (K) para diferentes conductores en función de W/R (Tabla D.3 de la Norma IEC 62305-1) ................................................................................................. 97 Tabla E.1 – Definición de las zonas de protección contra el rayo de acuerdo a la Norma IEC 62305-1 ............................................................................................................................ 122 Tabla F.1 – Niveles de corriente de descarga y de impulso para sistemas TN según la Norma IEC 60364-5-53 ................................................................................................................... 130 Tabla F.2 – Ejemplos de aumento de las descargas y de los niveles de corriente de impulso en sistemas TN .................................................................................................................. 130 Tabla I.1 – Eficacia al impulso de diferentes disposiciones de electrodos en relación con una pica vertical de 12 m de longitud (100%) (adaptada de CIGRE WG C.4.4.02 julio 2005) ................................................................................. 143 Tabla I.2 – Símbolos empleados en las tablas I.3 a I.6 ..................................................................... 143 Tabla I.3 – Fórmulas para diferentes configuraciones de electrodos de puesta a tierra .............. 144 Tabla I.4 – Fórmulas para electrodos anulares enterrados y combinados con picas verticales ... 145 Tabla I.5 – Fórmulas para electrodos anulares enterrados y combinados con electrodos radiales ............................................................................................................................... 145 Tabla I.6 – Fórmulas para electrodos rectilíneos enterrados horizontalmente y combinados con picas verticales ...................................................................................................... 146 Tabla J.1 – Puntos de medidas y valores de resistencias a registrar .............................................. 148


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COMISIÓN ELECTROTÉCNICA INTERNACIONAL


PRÓLOGO 1) IEC (Comisión Electrotécnica Internacional) es una organización mundial para la normalización, que comprende todos los

comités electrotécnicos nacionales (Comités Nacionales de IEC). El objetivo de IEC es promover la cooperación internacional sobre todas las cuestiones relativas a la normalización en los campos eléctrico y electrónico. Para este fin y también para otras actividades, IEC publica Normas Internacionales, Especificaciones Técnicas, Informes Técnicos, Especificaciones Disponibles al Público (PAS) y Guías (de aquí en adelante “Publicaciones IEC”). Su elaboración se confía a los comités técnicos; cualquier Comité Nacional de IEC que esté interesado en el tema objeto de la norma puede participar en su elaboración. Organizaciones internacionales gubernamentales y no gubernamentales relacionadas con IEC también participan en la elaboración. IEC colabora estrechamente con la Organización Internacional de Normalización (ISO), de acuerdo con las condiciones determinadas por acuerdo entre ambas.

2) Las decisiones formales o acuerdos de IEC sobre materias técnicas, expresan en la medida de lo posible, un consenso

internacional de opinión sobre los temas relativos a cada comité técnico en los que existe representación de todos los Comités Nacionales interesados.

3) Los documentos producidos tienen la forma de recomendaciones para uso internacional y se aceptan en este sentido por los

Comités Nacionales mientras se hacen todos los esfuerzos razonables para asegurar que el contenido técnico de las publicaciones IEC es preciso, IEC no puede ser responsable de la manera en que se usan o de cualquier mal interpretación por parte del usuario.

4) Con el fin de promover la unificación internacional, los Comités Nacionales de IEC se comprometen a aplicar de forma

transparente las Publicaciones IEC, en la medida de lo posible en sus publicaciones nacionales y regionales. Cualquier divergencia entre la Publicación IEC y la correspondiente publicación nacional o regional debe indicarse de forma clara en esta última.

5) IEC no establece ningún procedimiento de marcado para indicar su aprobación y no se le puede hacer responsable de cualquier

equipo declarado conforme con una de sus publicaciones. 6) Todos los usuarios deberían asegurarse de que tienen la última edición de esta publicación. 7) No se debe adjudicar responsabilidad a IEC o sus directores, empleados, auxiliares o agentes, incluyendo expertos individuales

y miembros de sus comités técnicos y comités nacionales de IEC por cualquier daño personal, daño a la propiedad u otro daño de cualquier naturaleza, directo o indirecto, o por costes (incluyendo costes legales) y gastos derivados de la publicación, uso o confianza de esta publicación IEC o cualquier otra publicación IEC.

8) Se debe prestar atención a las normas para consulta citadas en esta publicación. La utilización de las publicaciones referenciadas es

indispensable para la correcta aplicación de esta publicación. 9) Se debe prestar atención a la posibilidad de que algunos de los elementos de esta Publicación IEC puedan ser objeto de

derechos de patente. No se podrá hacer responsable a IEC de identificar alguno o todos esos derechos de patente. La Norma IEC 61400-24 ha sido elaborada por el comité técnico 88 de IEC: Turbinas eólicas (aerogeneradores). Esta primera edición sustituye al Informe IEC/TR 61400-24 publicado en 2002. Constituye una revisión técnica. Se ha reestructurado en una parte normativa principal y varios anexos con el contenido informativo.


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El texto de esta norma se basa en los documentos siguientes:

FDIS Informe de voto

88/366/FDIS 88/369/RVD El informe de voto indicado en la tabla anterior ofrece toda la información sobre la votación para la aprobación de esta norma. Esta norma ha sido elaborada de acuerdo con las Directivas ISO/IEC, Parte 2. En la página web de IEC puede encontrarse una lista de todas las partes de la serie de Normas IEC 61400, bajo el título general Aerogeneradores. El comité ha decidido que el contenido de esta norma (la norma base y sus modificaciones) permanezca vigente hasta la fecha de mantenimiento indicada en la página web de IEC "http://webstore.iec.ch" en los datos relativos a la norma específica. En esa fecha, la norma será – confirmada; – anulada; – reemplazada por una edición revisada; o – modificada.


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1 OBJETO Y CAMPO DE APLICACIÓN

Esta norma internacional se aplica a la protección contra el rayo de los aerogeneradores y de sus sistemas de potencia. Las normas para consulta son las normas generales de protección contra el rayo, las normas de baja y alta tensión en maquinaria e instalaciones y las de compatibilidad electromagnética (CEM). Esta norma define el ambiente producido por el rayo en los aerogeneradores y la aplicación de este ambiente con el fin de valorar el riesgo en ellos. Define los requisitos para proteger contra los efectos directos e indirectos del rayo las palas, otros componentes estructurales y los sistemas eléctricos y de control. Se recomiendan métodos de ensayo para la validación de los mismos. Provee una orientación en el uso de las normas sobre la protección contra el rayo, sobre instalaciones industriales y CEM, así como sobre instalaciones de puesta a tierra. Provee una orientación en relación a la seguridad de las personas. Provee directrices para evaluar estadísticamente los daños. 2 NORMAS PARA CONSULTA

Las normas que a continuación se indican son indispensables para la aplicación de esta norma. Para las referencias con fecha, sólo se aplica la edición citada. Para las referencias sin fecha se aplica la última edición de la norma (incluyendo cualquier modificación de ésta). IEC 60060-1:1989 Técnicas de ensayo en alta tensión. Parte 1: Definiciones y requisitos para ensayos. IEC 60068 (todas las partes) Ensayos ambientales. IEC 60071 (todas las partes) Coordinación de aislamiento. IEC 60071- 2:1996 Coordinación de aislamiento. Parte 2: Guía de aplicación. IEC 60099-4 Pararrayos. Parte 4: Pararrayos de óxido metálico sin explosores para sistemas de corriente alterna. IEC 60099-5 Pararrayos. Parte 5: Recomendaciones para la selección y utilización. IEC 60204-1 Seguridad de las máquinas. Equipo eléctrico de las máquinas. Parte 1: Requisitos generales. IEC 60204-11 Seguridad de las máquinas. Equipo eléctrico de las máquinas. Parte 11: Requisitos para equipos de AT para tensiones superiores a 1 000 V c.a. o 1 500 V c.c. y que no sobrepasan 36 kV. IEC 60243-1 Rigidez dieléctrica de los materiales aislantes. Métodos de ensayo. Parte 1: Ensayos a frecuencias industriales. IEC 60243-3 Rigidez dieléctrica de los materiales aislantes. Métodos de ensayo. Parte 3: Requisitos complementarios para los ensayos de impulsos de 1,2/50 μs. IEC 60364-4-44 Instalaciones eléctricas de baja tensión. Parte 4-44: Protección para la seguridad. Protección contra las alteraciones electromagnéticas y de tensión.


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IEC 60364-5-53:20011) Instalaciones eléctricas de edificios. Parte 5-53: Elección e instalación de los equipos eléctricos. Seccionamiento, maniobra y control. Modificación 1 (2002)

IEC 60464-2 Barnices utilizados para aislamiento eléctrico. Parte 2: Métodos de ensayo. IEC/TS 60479-1 Efectos de la corriente sobre el hombre y los animales domésticos. Parte 1: Aspectos generales. IEC 60479-4 Efectos de la corriente sobre el hombre y los animales domésticos. Parte 4: Efectos de los impactos del rayo en personas y animales. IEC 60587 Materiales aislantes eléctricos utilizados en condiciones ambientales severas. Métodos de ensayo para evaluar la resistencia a la descarga superficial y a la erosión. IEC 60664-1 Coordinación de aislamiento de los equipos en los sistemas (redes) de baja tensión. Parte 1: Principios, requisitos y ensayos. IEC 61000-4-5 Compatibilidad electromagnética (CEM). Parte 4-5: Técnicas de ensayo y de medida. Ensayos de inmunidad a las ondas de choque. IEC/TR 61000-5-2 Compatibilidad electromagnética (CEM). Parte 5: Guías de instalación y atenuación. Parte 2: Cableado y puesta a tierra. IEC/TR 61400-23 Aerogeneradores. Parte 23: Ensayo estructural a escala real de las palas. IEC 61643-1 Pararrayos de baja tensión. Parte 11: Pararrayos conectados a sistemas eléctricos de baja tensión. Requisitos y ensayos. IEC 61643-12 Pararrayos de baja tensión. Parte 12: Pararrayos conectados a sistemas eléctricos de baja tensión. Principios de selección y aplicación. IEC 61643-21 Pararrayos de baja tensión. Parte 21: Pararrayos conectados a redes de telecomunicaciones y de transmisión de señales. Requisitos de funcionamiento y métodos de ensayo. IEC 61643-22 Pararrayos de baja tensión. Parte 22: Pararrayos conectados a redes de telecomunicaciones y de transmisión de señales. Principios de selección y aplicación. IEC 62153-4-3 Métodos de ensayo de los cables de comunicación metálicos. Parte 4-3: Compatibilidad electromagnética (CEM). Impedancia superficial de transferencia- Método triaxial. IEC 62305-1:2006 Protección contra el rayo. Parte 1: Principios generales. IEC 62305-2:2006 Protección contra el rayo. Parte 2: Evaluación del riesgo. IEC 62305-3:2006 Protección contra el rayo. Parte 3: Daño físico a estructuras y riesgo humano. IEC 62305-4:2006 Protección contra el rayo. Parte 4: Sistemas eléctricos y electrónicos en estructuras. EN 50164-1 Componentes de protección contra el rayo (CPCR). Parte 1: Requisitos para los componentes de conexión. CLC HD 637 S1 Instalaciones de potencia con tensiones superiores a 1 kV en A.C. ITU-T K.2 Resistencia a las sobretensiones y a las sobre intensidades de los equipos de telecomunicación instalados en un centro de telecomunicación. 1) Existe una edición consolidada, edición 3.1 (2002) que comprende la Norma IEC 60364-5-53 (2001) y su Modificación 1 (2002).


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ITU-T K.21 Resistencia a las sobretensiones y a las sobre intensidades de los equipos de telecomunicación instalados en los locales de los clientes. ITU-T K.46 Protección de las líneas de telecomunicación contra las sobretensiones inducidas por el rayo mediante el empleo de conductores metálicos simétricos. 3 TÉRMINOS Y DEFINICIONES

Para los fines de este documento, se aplican los términos y definiciones siguientes:

3.1 dispositivo de captura: Parte de un Sistema de Protección contra Rayos (SPCR) externo formado por elementos metálicos tales como varillas, mallas o conductores horizontales destinados a interceptar el rayo.

3.2 valor medio de la pendiente de la corriente del rayo de corta duración: Valor medio de la variación de la corriente en un intervalo de tiempo Δt = t2 – t1. NOTA Se expresa como la diferencia Δi = i(t2) – i(t1) entre los valores de la corriente al comienzo y al final del intervalo, dividido por Δt = t2 – t1

(véase la figura A.3).

3.3 barra equipotencial: Barra en la que se conectan las masas de las instalaciones eléctricas, líneas eléctricas de potencia, líneas de telecomunicaciones, y otros cables con un sistema de protección contra el rayo (SPCR).

3.4 superficie de captación, Ad: Para una estructura, es la superficie a nivel del suelo que tiene, al año, la misma frecuencia de impactos directos de rayo que la estructura.

3.5 líder de conexión: Rayo ascendente que se desarrolla desde una estructura como respuesta a un campo eléctrico externo producido bien por una nube cargada eléctricamente o por un rayo descendente que se aproxima a la estructura.

3.6 impedancia convencional de puesta a tierra: Relación entre el valor cresta de la tensión y de la corriente en la toma de tierra, que, en general, no se producen al mismo tiempo.

3.7 protección coordenada de los dispositivos de protección contra sobretensiones, DPS: Conjunto de DPS seleccionados adecuadamente, coordinados e instalados para reducir los fallos de los sistemas eléctricos y electrónicos. NOTA La coordinación de los DPS debe incluir los circuitos de conexión que proporcionan la coordinación de aislamiento al sistema.

3.8 conductores de bajada: Parte de un SPCR externo cuya misión es conducir la corriente del rayo desde el dispositivo de captura a la instalación de puesta a tierra.

3.9 descarga a tierra: Descarga iniciada por un líder descendente desde nube a tierra. NOTA Una descarga a tierra está formada por un primer impacto de corta duración, que puede estar seguido por impactos cortos subsiguientes y que

puede incluir un impacto de larga duración.


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3.10 electrodo de puesta a tierra: Parte o partes del sistema de puesta a tierra que tiene un contacto eléctrico directo con el terreno, lo que permite el paso de la corriente a tierra.

3.11 sistema de puesta a tierra: Parte de un SPCR externo cuya misión es conducir y dispersar la corriente del rayo en el terreno.

3.12 altura efectiva, H: De un aerogenerador, es el punto más alto que puede alcanzar las palas, es decir, la altura del buje más el radio del rotor.

3.13 sistema externo de protección contra el rayo: Parte de un SPCR formado por un sistema de captura, los conductores de bajada y la toma de tierra. NOTA El conductor de bajada se coloca, frecuentemente, en el interior de las palas de los aerogeneradores.

3.14 carga de la descarga, Qdescarga: Integral en el tiempo de la corriente del rayo a lo largo de la duración total de la descarga.

3.15 cimiento del electrodo de puesta a tierra: Armadura de acero de la cimentación o conductores adicionales embebidos en el hormigón de la cimentación y empleados como electrodos de puesta tierra.

3.16 densidad de descargas a tierra, Ng: Número de descargas por año y kilómetro cuadrado en la región donde se encuentra la estructura.

3.17 sistema interno de protección contra el rayo: Parte del SPCR formado por las conexiones equipotenciales y/o el aislamiento eléctrico del SPCR externo. NOTA Se consideran como partes del sistema de protección interno el cumplimiento con las distancias de separación y la reducción de los efectos

electromagnéticos del rayo en el interior de la estructura a proteger.

3.18 eficacia de la intercepción: Probabilidad de que el sistema de captación de un SPCR intercepte una descarga.

3.19 punto de conexión del líder: Lugar en el intervalo de aire entre el objeto a ensayar y el electrodo de AT donde se encuentran los líderes positivos y negativos dando lugar al inicio de la descarga.

3.20 medidas de protección contra los impulsos electromagnéticos del rayo IEMR, MPCR: Conjunto completo de medidas de protección contra el IEMR del sistema de protección interna.

3.21 corriente del rayo, i: Corriente que circula por el punto de impacto.

3.22 impulso electromagnéticos del rayo, IEMR: Efectos electromagnéticos producidos por la corriente del rayo. NOTA Incluyen tanto los efectos producidos por las ondas conducidas como los producidos por el campo electromagnético radiado.

3.23 conexión equipotencial de rayo: Interconexión de las diferentes partes metálicas separadas de un SPCR, realizada bien directamente mediante conexiones conductoras directas o bien mediante dispositivos de protección contra sobretensiones transitorias al objeto de reducir las diferencias de potencial producidas por la corriente del rayo.


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3.24 descarga de rayo en una estructura: Impactos de rayos en una estructura a proteger.

3.25 descarga de rayo a tierra: Descarga eléctrica de origen atmosférico entre nube y tierra formada por uno o más impactos. NOTA Una descarga negativa baja carga negativa desde la nube a tierra. Una descarga positiva transfiere carga positiva desde la nube a tierra.

3.26 nivel de protección contra el rayo, NPR: Cifra relacionada con un conjunto de parámetros de la corriente del rayo y relativa a la probabilidad de que los valores máximos y mínimos asociados al diseño no se sobrepasarán cuando aparezcan los rayos. NOTA Se emplea el nivel de protección para diseñar las medidas de protección de acuerdo con el conjunto de los parámetros relevantes del rayo.

3.27 sistema de protección contra el rayo, SPCR: Instalación completa destinada a reducir los daños físicos debidos a los impactos directos de los rayos en la estructura. NOTA Está formada por los sistemas externos e internos de protección contra el rayo.

3.28 zona de protección contra el rayo, ZPR: Zona en la que está definido el ambiente electromagnético. NOTA Los límites de una ZPR no son necesariamente los límites físicos (por ejemplo las paredes, el suelo o el techo).

3.29 impacto de rayo: Descarga simple que forma parte de una descarga de rayo a tierra.

3.30 impacto de larga duración: Parte de la descarga atmosférica que corresponde a una corriente continua. NOTA La duración Tlong (duración entre el valor 10% del frente y el valor 10% de la cola) de esta corriente continua es normalmente superior a 2 ms

e inferior a 1 s (véase la figura A.4).

3.31 pantalla magnética: Malla metálica cerrada o pantalla continua, que rodea a la estructura a proteger, o parte de ella, y que se emplea para reducir los fallos de los sistemas eléctricos y electrónicos. NOTA La protección de una pantalla magnética se obtiene mediante la atenuación de los campos magnéticos.

3.32 instalaciones metálicas: Elementos metálicos de la estructura que pueden ser paso de la corriente del rayo, tales como la base de la góndola, los raíles del ascensor y los cables, escaleras, plataformas y el acero de la estructura.

3.33 impactos múltiples: Descarga atmosférica en la que el número medio de rayos es de 3 a 4. El intervalo típico entre los impactos de unos 50 ms. NOTA Se han observado fenómenos que podían tener más de doce de rayos y para los que los intervalos de tiempo entre ellos están entre 10 ms a

250 ms.

3.34 componentes naturales de un SPCR: Componentes conductores no instalados expresamente para la protección contra el rayo y que pueden emplearse, en algunos casos, junto con los elementos del SPCR pudiendo realizar las funciones de una o más partes de un SPCR.


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NOTA Ejemplos del empleo de este cometido incluyen: – sistema de captación naturales; – conductores de bajada naturales; – electrodo de puesta a tierra natural.

3.35 número de sucesos peligrosos por descargas atmosféricas en una estructura, Nd: Valor medio anual de posibles sucesos peligrosos por descargas atmosféricas en una estructura.

3.36 valor pico, I: Valor máximo de la corriente del rayo.

3.37 punto de impacto: Punto donde una descarga atmosférica impacta en la tierra o en una estructura protuberante (por ejemplo, estructura, SPCR, línea de servicios, árbol, etc.). NOTA Una descarga atmosférica puede tener más de un punto de impacto.

3.38 receptor: Sistema de captura situado en las palas de los aerogeneradores, por ejemplo tachuelas metálicas distribuidas a lo largo de la superficie de las palas y conectadas a un sistema conductor de bajada.

3.39 riesgo, R: Valor de las pérdidas anuales probables (personas y bienes) debidas al rayo, respecto al valor total (personas y bienes) de la estructura a proteger.

3.40 distancia de separación: Distancia a la que no se produce una descarga eléctrica entre dos partes conductoras.

3.41 línea de servicio: Línea de potencia eléctrica o de telecomunicación conectada a la estructura a proteger.

3.42 impacto de corta duración: Parte de la descarga atmosférica que corresponde a un impulso de corriente. NOTA Esta corriente tiene una duración T2 hasta la mitad del valor especificado, normalmente inferior a 2 ms (véase figura A.3).

3.43 DPS ensayado con Iimp: DPS que soporta la corriente parcial del rayo con una forma de onda normalizada 10/350 μs y que requiere una corriente correspondiente de Iimp ensayo a impulso. NOTA Para las líneas de potencia se define, en la Norma IEC 61643-1, y en el procedimiento de ensayo de la Clase I, el valor adecuado de la

corriente de ensayo Iimp.

3.44 DPS ensayado con In: DPS que soporta ondas de corrientes de inducidas con una onda normalizada 8/20 μs y que requiere una corriente correspondiente In de ensayo a impulso. NOTA Para las líneas de potencia se define, en la Norma IEC 61643-1, y en el procedimiento de ensayo de la Clase II, el valor adecuado de la

corriente de ensayo In.

3.45 energía específica, W/R: Integral en el tiempo del cuadrado de la corriente del rayo en toda la duración de la descarga. NOTA Representa la energía disipada por la corriente del rayo en una resistencia unitaria.


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3.46 onda tipo impulso: Onda transitoria, producida por un IEMR, que aparece como una sobretensión o una sobre corriente. NOTA 1 Los impulsos producidos por el IEMR pueden provenir de corrientes parciales del rayo, de efectos inductivos en los bucles de la

instalación o como un impulso aguas abajo de un DPS. NOTA 2 Los impulsos pueden provenir de otras fuentes tales como ondas de maniobras u operaciones de los fusibles.

3.47 dispositivo de protección contra sobretensiones, DPS: Dispositivo diseñado para limitar las sobretensiones transitorias y dispersar las corrientes de impulso. Contiene, al menos, un componente no lineal.

3.48 días de tormentas, Td: Número de días de tormentas al año obtenidos de mapas isoceráunicos.

3.49 riesgo tolerable, RT: Valor máximo del riesgo que puede admitirse en la estructura a proteger.

3.50 descarga ascendente: Descarga iniciada por un líder ascendente desde una estructura en tierra hacia la nube. NOTA Una descarga ascendente consiste en un primer rayo de larga duración con o sin múltiples rayos superpuestos de corta duración. Uno o más

de estos rayos de corta duración pueden estar seguidos por uno de larga duración.

3.51 nivel de tensión de protección, UP: Parámetro que caracteriza el funcionamiento del DPS al limitar la tensión entre sus terminales, y que se selecciona de una lista de valores preferenciales. Este valor debe ser superior al valor más alto de los valores limitadores medidos. 4 SÍMBOLOS Y UNIDADES Ad Superficie de captación de descargas en una estructura aislada

Ai Superficie de captación de descargas en una línea de servicio

Al Superficie de captación de descargas cerca de una línea de servicio

Am Zona de influencia de las descargas cerca de una estructura

cs Calor latente de fusión

ct Valor monetario de la estructura

cw Capacidad térmica

C Valor medio de las pérdidas posibles

Ce Factor medioambiental

Cd Factor de emplazamiento

Ct Factor de corrección para un transformador AT/BT en servicio

D1 Daños a seres vivos

D2 Daños físicos

D3 Fallos de los sistemas eléctricos y electrónicos


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hz Factor amplificador de las pérdidas cuando ocurre un peligro especial

i Corriente

I Pico de corriente

In Corriente nominal de ensayo; corriente de descarga

It Corriente por la pantalla de un cable

Iimp Corriente de ensayo de impulso

di/dt Derivada en el tiempo de la corriente, pendiente media

di/dt30%/90% Pendiente de la corriente en el frente entre los puntos 30% y 90% del valor pico de la corriente

LA Pérdida relaciona con los daños en seres vivos

LB Pérdida en una estructura relacionada con los daños físicos (descargas en la estructura)

LC Pérdida relacionada con el fallo de los servicios internos (descargas en la línea de servicio)

LM Pérdida relacionada con el fallo de los servicios internos (descargas cerca de la estructura)

LU Pérdida relacionada con los daños en seres vivos (descargas en línea de servicio)

LV Pérdidas en una estructura por daños físicos (descargas en línea de servicio

LW Pérdidas relacionada con el fallo de los sistemas internos (descargas en línea de servicio)

Lf Pérdidas debida a daños por tensiones de paso y de contacto

Lo Pérdidas por daño físico

Lt Pérdidas por fallo de los sistemas internos

LX Montante de las pérdidas debida a un componente x

LZ Pérdida relacionada con el fallo de los sistemas internos (descargas cerca de una línea de servicio)

L1 Pérdida de vida humana en una estructura

L2 Pérdida de servicio público en una estructura

L3 Pérdida de patrimonio cultural en una estructura

L4 Pérdida de valor económico en una estructura

np Número posible de personas en peligro (víctimas)

nt Número total de personas expuestas en una estructura

ND Número anual de sucesos peligrosos por descargas atmosféricas en una estructura

Nx Número anual de sucesos peligrosos para un componente x

Nd Número anual de descargas atmosféricas en una estructura

NM Número anual de descargas atmosféricas cerca de una estructura

NL Número anual de descargas atmosféricas en una línea de servicio

Nl Número anual de descargas atmosféricas cerca de una línea de servicio

Nd,x Número anual de descargas atmosféricas cerca de una estructura en el terminal x de una línea de servicio

Ng Densidad anual de descargas atmosféricas

PA Probabilidad de que las descargas atmosféricas en una estructura produzcan daños en los seres vivos


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PB Probabilidad de que las descargas atmosféricas en una estructura produzcan daños físicos

PC Probabilidad de fallo de los sistemas internos producidos por descargas atmosféricas en una estructura

PLD Probabilidad de que las descargas atmosféricas en una línea de servicio produzcan fallos en los sistemas internos

PLI Probabilidad de que las descargas atmosféricas en las proximidades de una línea de servicio produzcan fallos en los sistemas internos

PM Probabilidad de que las descargas atmosféricas en las proximidades de una estructura produzcan fallos de los sistemas internos

PDPS Probabilidad de fallo de un sistema interno dotado con protección DPS

PU Probabilidad de que las descargas atmosféricas en una línea de servicio produzcan daños en seres vivos

PV Probabilidad de que las descargas atmosféricas en una línea de servicio produzcan daños físicos

P´V Probabilidad de que las descargas atmosféricas en una línea de servicio produzcan daños físicos en los sistemas internos

Px Probabilidad de daño en una estructura x

PZ Probabilidad de que las descargas atmosféricas en las proximidades de una línea de servicio produzcan fallos en los sistemas internos

ra Factor reductor asociado con el tipo de superficie del terreno

rf Factor reductor de pérdidas por daños físicos en función del riesgo de incendio

rp Factor reductor de pérdidas por daños físicos en función de las medidas tomadas

ru Factor reductor de pérdidas de vidas humanas en función del tipo de suelo

R Riesgo

R Radio de la esfera rodante

RS Resistencia de la pantalla del cable por unidad de longitud

RT Riesgo tolerable

Rx Riesgo del componente x

S Distancia entre picas de tierra

tp Tiempo, en horas y por año, durante el que se encuentran personas en lugares peligrosos

t o T Tiempo

Δt Intervalo de tiempo

tx Parámetro de tiempo

tlarga Duración del impacto de larga duración

Td Días de tormentas

ua, uc Caída de tensión en el ánodo, cátodo

UC Tensión entre la pantalla y el conductor de un cable

UW Tensión soportada a impulso

UP Nivel de tensión de protección

Q Carga de la corriente del rayo


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Qdescarga Carga de la descarga

Qcorta Carga del impacto de corta duración

Qlarga Carga del impacto de larga duración

W/R Energía específica

ZT Impedancia de transferencia

α Coeficiente de variación de la resistencia con la temperatura (1/K)

γ Densidad del material

μ0 Permeabilidad del aire (vacío)

Ф Flujo magnético

ρ Resistividad

ρ0 Resistencia específica a temperatura ambiente

Θ Temperatura

Θ0 Temperatura inicial

Θs Temperatura de fusión

Θu Temperatura ambiente

A Amperio

kA Kiloamperio

C Culombio

ºC Grados Celsius

H Henrio

K Kelvin

S Siemens

g Gramo

kg Kilogramo

MJ Megajulio

μm Micrómetro

mm Milímetro

cm Centímetro

m Metro

km Kilómetro

ms Milisegundo

Ω Ohmio

s Segundo

μs Microsegundo

V Voltio

Wb Weber


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5 ABREVIATURAS SPCR Sistema de protección contra rayos

NPR Nivel de protección contra rayos

ZPR Zona de protección contra rayos

IEMR Impulso electromagnético del rayo

MPR Medidas de protección contra el rayo

IEMM Impulso electromagnético de maniobra

DPS Dispositivo de protección contra sobretensiones

CP Cable de protección a tierra

DPI Dispositivo de protección contra sobreintensidades

SGC Sistema de garantía de la calidad

FVPR Fibra de vidrio de plástico reforzado

FCPR Fibra de carbono de plástico reforzado

FC Fibra de carbono 6 MEDIOAMBIENTE DE RAYOS EN LOS AEROGENERADORES 6.1 Generalidades

En la Norma IEC 62305-1 se define el medioambiente de rayos en los aerogeneradores en términos de valores de los parámetros de las corrientes de los rayos que se han de emplear para el dimensionamiento, análisis y ensayo del sistema de protección contra rayos. En el anexo A se incluye una documentación informativa del fenómeno del rayo en relación con los aerogeneradores.

6.2 Parámetros de la corriente del rayo y niveles de protección contra el rayo (NPR)

En la Norma IEC 62305-1 se establecen cuatro niveles de protección contra el rayo (I a IV), fijándose para cada nivel de protección un conjunto de parámetros de corrientes máximas y mínimas. Los valores de los parámetros de corriente máximas correspondientes al NPR I no se excederán con una probabilidad del 99%. Los valores de los parámetros de corriente máximas correspondientes al NPR I se reducen al 75% para el NPR II y al 50% para los NPR III y IV (lineal para I, Q y di/dt, pero cuadráticos para W/R). Los parámetros de tiempo no cambian.


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Tabla 1 – Valores máximos de los parámetros del rayo en función de los NPR (Tabla 5 de la Norma IEC 62305-1)

Primer impacto positivo de corta duración NPR

Parámetros de la corriente Símbolo Unidad I II III IV

Valor de cresta I kA 200 150 100 Carga del impacto de corta duración

Qcorto C 100 75 50

Energía específica W/R MJ/Ω 10 5,6 2,5

Parámetros de tiempo T1/T2 μs/μs 10/350

Primer impacto negativo de corta duracióna NPR Valor de cresta I kA 10 75 50 Pendiente media di/dt kA/ μs 100 75 50 Parámetros de tiempo T1/T2 μs/μs 1/200

Impacto subsiguiente de corta duracióna NPR Parámetros de la

corriente Símbolo Unidad I II III IV

Valor de cresta I kA 50 37,5 25 Pendiente media di/dt kA/ μs 200 150 100 Parámetros de tiempo T1/T2 μs/μs 0,25/100

Impacto de larga duración NPR Parámetros de la


Carga de larga duración Qlarga C 200 150 100 Parámetro de tiempo Tlarga s 0,5

Descarga NPR Parámetros de la


Carga total Qcarga C 300 225 150 a El uso de esta forma de onda está relacionado sólo con los cálculos pero no con los ensayos.

En la tabla 1 se indican los valores máximos de los parámetros de los rayos para los diferentes niveles de protección y que se emplean para el diseño de los componentes de la protección contra los rayos (por ejemplo, sección de los conductores, espesores de las hojas metálicas, capacidad de corriente de los DPS, separación para evitar chispas peligrosas) y para definir los parámetros de ensayo que simulan los efectos del rayo en tales componentes (véase el anexo D y la Norma IEC 62305-1). NOTA Para aerogeneradores situados en ciertas áreas geográficas en las que están expuestos a un gran número de descargas ascendentes, en especial

durante el invierno, puede ser relevante incrementar la durabilidad requerida de los sistemas de captación (por ejemplo, los receptores) atendiendo más a la carga total que al nivel de protección I, Qdescarga = 300 C, ya que este parámetro decide el comportamiento (fusión) de los materiales y por lo tanto influye en la necesidad de mantenimiento de los sistemas de captación.

En los diferentes NPR, los valores mínimos de la amplitud de la corriente se emplean para determinar el radio de la esfera rodante, con el fin de definir la zona ZPR 0B que no está expuesta al impacto directo de los rayos. En la tabla 2 se muestran los valores mínimos de los valores de las corrientes de los rayos en relación con el radio de la esfera rodante. Se emplean para posicionar el sistema de captación y definir la zona de protección ZPR 0B.


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Tabla 2 – Valores mínimos de los parámetros del rayo en relación con el radio de la esfera rodante correspondiente a los NPR (Tabla 6 en la Norma IEC 62305-1)

Criterio de intercepción NPR

Símbolo Unidad I II III IV Pico de corriente mínimo I kA 3 5 10 16 Radio de la esfera rodante r m 20 30 45 60

7 VALORACIÓN DE LA EXPOSICIÓN A LOS RAYOS 7.1 Generalidades

Los aerogeneradores son estructuras altas y colocadas, frecuentemente, de manera que resultan estar muy expuestas a los rayos. Desde hace tiempo se ha reconocido que los aerogeneradores necesitan, por lo general, estar protegidos contra los rayos como una medida contra las pérdidas económicas por daños, así como por el peligro hacia los seres vivos (principalmente el personal de servicio) y como un medio para reducir el mantenimiento necesario. El diseño de cualquier sistema de protección debería tener en cuenta el riesgo de impacto de las descargas y/o el daño en la estructura que se considera. El daño por rayos en un aerogenerador sin protección puede afectar a las palas, a las partes mecánicas y a los sistemas eléctricos y de control. Además, las personas que se encuentran en y alrededor del aerogenerador están expuestas al riesgo por las tensiones de paso/contacto o por las explosiones y fuegos producidos por los rayos. El objeto de cualquier sistema de protección contra el rayo es reducir los riesgos a un nivel tolerable RT. El nivel tolerable está basado en un riesgo aceptable en el que se considera la seguridad de las personas. Si el riesgo es inferior al nivel tolerable para las personas entonces la necesidad de protección adicional puede basarse en un análisis puramente económico, el cual se hace valorando el coste del sistema de protección en relación al coste del daño que prevendrá. Es responsabilidad de la autoridad que tenga jurisdicción identificar el valor del riesgo tolerable. Un valor representativo del riesgo tolerable RT, cuando en las descargas de rayos se consideran las pérdidas de vidas humanas o daños permanentes es de 10-5 año-1. NOTA Los valores tolerables del riesgo se encuentran en la tabla 7 de la Norma IEC 62305-2. El riesgo de descargas de rayos que impacten en una estructura es una función de la altura de la estructura, de la topografía local y de la actividad local de rayos. Los riesgos asociados a los rayos pueden valorarse en detalle según la Norma IEC 62305-2. Sin embargo, como los procedimientos descritos en esta norma son muy elaborados, en ésta se da una guía de cómo hacer una valoración simple de la exposición a los rayos en un aerogenerador individual y de cómo extenderla a un grupo de aerogeneradores y parques eólicos. Siempre que fuera posible debería reunirse información sobre las condiciones locales de rayos (por ejemplo en latitudes altas donde los rayos de invierno pueden ser una amenaza especial). Como medida de precaución debería mencionarse que la valoración del riesgo no será nunca más precisa que la información manejada con los cálculos, y además, el usuario no debería esperar una predicción muy precisa a corto plazo sobre el número de eventos tanto en aerogeneradores individuales como en parques porque la valoración es probabilística, porque la información sobre la presencia se basa en valores estadísticos medios, y porque el propio hecho del rayo es estocástico por naturaleza. Sin embargo, una valoración del riesgo hace posible conocer la reducción del riesgo que se obtiene por aplicación de la protección contra los rayos y permitirá comparar, por ejemplo, los riesgos de diferentes proyectos de aerogeneradores. En el anexo B se dan más detalles.


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7.2 Valoración de la frecuencia con la que el número de rayos afectan a un aerogenerador

El primer paso en el análisis de los riesgos por rayos es la estimación de la frecuencia del número de descargas en un aerogenerador. La Norma IEC 62305-2 establece cómo puede estimarse este número. Cuando se valora la frecuencia de las descargas en una estructura es necesario conocer con detalle la densidad de descargas en la zona (Ng). Los organismos nacionales tales como la Agencias Meteorológicas pueden suministrar esta información. Si no se dispone de la densidad de las descargas Ng, se puede estimar mediante la siguiente relación: Ng ≈ 0,1 · Td (1) donde Ng [km-2·año-1] es la densidad media anual de descargas; Td [año-1] es el número de días de tormentas al año, obtenido de los mapas isoceráunicos (normalmente se

obtienen de las agencias de meteorología oficiales). El valor medio anual de eventos peligrosos que pueden afectar a un aerogenerador pueden separarse en: ND [año-1] debidos a descargas atmosféricas en un aerogenerador; NM [año-1] debidos a descargas atmosféricas cerca de un aerogenerador (dentro de 250 m); NL [año-1] debidos a descargas atmosféricas en las líneas de servicio que conectan con el aerogenerador, por

ejemplo los cables de potencia y de comunicación que conectan con el generador; Nl [año-1] debidos a descargas atmosféricas cerca de las líneas de servicio que conectan con el aerogenerador,

por ejemplo los cables de potencia y de comunicación que conectan con el generador; ND,b [año-1] debidos a descargas atmosféricas en el aerogenerador o en otra estructura situada en el otro extremo

“b”, de las líneas de servicio que conectan con el aerogenerador en cuestión. El valor anual medio de la frecuencia de las descargas que conectan con los aerogeneradores puede estimarse mediante: ND = Ng · Ad · Cd · 10–6 (2) donde Ad [m2] es el área de la superficie de captación de descargas a la estructura; Cd es el factor medioambiental. Los valores apropiados de Cd son para aerogeneradores en terreno llano Cd = 1 y Cd = 2 para aerogeneradores situados en una colina o en la cresta de una montaña. NOTA 1 A los aerogeneradores situados en lugares donde es sabido que la actividad de rayos es muy alta en general o la de los rayos de invierno en

particular puede asignársele un factor medioambiental Cd más alto con el fin de considerar los rayos ascendentes que pueden producirse en tales condiciones.

NOTA 2 A los aerogeneradores situados en el mar, y para tener una estimación más real de la frecuencia con la que los rayos conectan con los

aerogeneradores, puede asignárseles un factor medioambiental Cd de 3 a 5. La superficie de captación de una estructura se define como un área en la superficie del terreno que tiene la misma frecuencia anual de descargas que la estructura. Para estructuras aisladas, el área de captación equivalente es el área formada por la intersección con el terreno de una línea recta que pasa por la parte superior de la estructura (tocando en la parte superior), con una pendiente de 1:3 y que gira alrededor de la estructura.


Se recomienda que todos los aerogeneradoredel rotor. Esto se recomienda en aerogenematerial no conductor como las palas de fibr La figura 1 muestra la superficie de captacióve que es un círculo de radio tres veces la alt

Figura 1 – Su

Por lo tanto, puede emplearse la siguienaerogenerador situado en terreno llano Nd donde H [m] es la altura del aerogenerador. En terrenos más complejos, es más apropiadsituación, por ejemplo, si está situado en uIEC 62305-2 proporciona una guía para estru

Figura 2 – Altura efec

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es se modelen como un mástil con una altura igual a la deradores con cualquier tipo de palas, incluyendo las pra de vidrio de plástico reforzado.

ón producida por un aerogenerador colocado en terreno tura del aerogenerador.

uperficie de captación de un aerogenerador

nte ecuación cuando se valore el número de descar

= Ng · Ad ·10-6 = Ng · 9π . H2 · 10-6

do considerar la altura efectiva del aerogenerador incluyuna colina o en la cresta de una montaña (véase la fucturas en terreno complejo o en las proximidades de ot

ctiva, H, de un aerogenerador situado en una colina

N 61400-24:2010

del buje más el radio palas fabricadas con

llano. Claramente se

rgas por año en un

(3)

yendo la altura de su figura 2). La Norma tras estructuras.


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Además, los aerogeneradores pueden estar en peligro por descargas cerca del aerogenerador NM = Ng · (Am – Ad Cd) · 10–6 (4) donde Am [m2] es la superficie de captación de descargas cerca de la estructura la cual es el área en el interior de una

distancia de 250 m. Cuando se aplica la apropiada protección contra rayos a un aerogenerador y a las líneas de servicio que lo conectan, puede considerarse que la protección también incluye la protección contra los daños en el aerogenerador por descargas cerca de él y cerca de las líneas que lo conectan. Los grandes aerogeneradores están conectados normalmente a un sistema de cables de alta tensión y también a un control externo a través de una línea de telecomunicación pudiendo ambos sistemas verse afectados por descargas en ellos o cerca de ellos (véase la figura 3). En el caso de que la línea de telecomunicación sea de fibra óptica (lo que se recomienda), el riesgo de daños puede despreciarse. El número de descargas a una línea de servicio que conecta un aerogenerador puede valorarse de acuerdo con la Norma IEC 62305-2, anexo A por: NL = Cd · Ct · Ng · Al · 10–6 (5) Y el número de descargas cerca de una línea de servicio (es decir lo suficientemente cerca para que afecte a la línea) puede valorarse por: Nl = Ce · Ct · Ng · Ai · 10–6 (6) donde Cd es un factor de situación; es decir 1 para terreno llano y 2 en terreno montañoso; Ce es un factor medioambiental, con valor 1 en zonas rurales; Ct es un factor del transformador; Al[m2] es la superficie de captación para las descargas en la línea de servicio – véase la tabla 3; Ai[m2] es la superficie de captación para las descargas cerca de la línea de servicio – véase la tabla 3. El factor del transformador Ct = 1 se da cuando no hay transformador entre el punto de impacto del rayo y el aerogenerador, y Ct = 0,2 si lo hay. Como en los grandes aerogeneradores normalmente hay un transformador de alta tensión, puede tomarse Ct = 0,2 para los cables de media tensión que conectan el aerogenerador a la red (véase la Norma IEC 62305-2, anexo A). NOTA Cd = 0 para líneas de servicio submarinas (cables submarinos de potencia y de telecomunicación).


Tabla 3 – Superficies de captación A(correspond

Al

Ai

Lc [m] es la longitud de la línea de servicio desvalor máximo de Lc = 1 000 m.

Ha [m] es la altura del aerogenerador conectadoHb [m] es la altura del aerogenerador ( o de otraHc [m] es la altura de los conductores de la líneρ [Ωm] es la resistividad del terreno en el que es

Las descargas producidas en el interior de la superficiemientras que las descargas en el interior de la superficie

Figura 3 – Superficie de captación conectada

NOTA En los parques eólicos, frecuentemente, las su

casos las superficies de captación debería ser lde los aerogeneradores.

7.3 Valoración del riesgo de daños 7.3.1 Ecuación básica

El riesgo de daños producidos por rayos en ula suma de muchos componentes del riesgogeneral

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AL y Ai de la línea de servicio en función de si es aérede a la tabla A.3 de la Norma IEC 62305-2)

Aérea Enter[Lc – 3(Ha + Hb)] 6 Hc [Lc – 3(Ha

1 000 Lc 25 Lc

sde el aerogenerador hasta la estructura más próxima según la línea. D

o en el extremo "a" de la línea de servicio. a estructura) conectado en el extremo "b" de la línea de servicio. a de servicio sobre el terreno. stá enterrada la línea. Debería considerarse como valor máximo ρ = 50

e estrecha Al a lo largo del trazado de la línea pueden penetrar y afece mayor Ai pueden inducir transitorios y producir perforaciones en el a

de un aerogenerador de altura Ha y otra estructura as por un cable bajo tierra de longitud Lc

uperficies de captación de los aerogeneradores próximos pueden estlas que resultan de la intersección de las líneas de gradiente 1:3 traza

una instalación eólica y las pérdidas subsiguientes puedo. Cada componente del riesgo puede expresarse por l

Rx = Nx · Px · Lx

N 61400-24:2010

a o enterrada

rrada

+ Hb)] ρ

c ρ

Debería considerarse un

00 Ωm.

ctar directamente al cable, aislamiento del cable.

de altura Hb

tar superpuestas. En estos ada desde la parte superior

de considerarse como a siguiente ecuación

(7)


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donde Nx [año-1] es el número anual de eventos peligrosos; Px es la probabilidad de que se produzcan daños en la estructura (es función de distintas medidas de

protección); Lx es la pérdida correspondiente. Esta ecuación básica se emplea para valorar el riesgo de daños basada en la probabilidad de varios tipos de daños y sus pérdidas correspondiente (véase el anexo B). En caso de que el valor del riesgo sea demasiado alto, deben aplicarse las medidas de protección necesarias para reducir el riesgo por debajo del riesgo tolerable RT. Rx ≤ RT (8) NOTA El riesgo tolerable RT pueden fijarlo las autoridades. 7.3.2 Valoración de las componentes del riesgo por descargas en un aerogenerador (S1)

Para la evaluación de las componentes del riesgo relacionadas con las descargas en un aerogenerador, se emplean las siguientes relaciones: – componente relacionada con daños a los seres vivos (D1) RA = ND · PA · LA (9) – componente relacionada con daños físicos (D2) RB = ND · PB · LB (10) – componente relacionada con fallos de los sistemas internos (D3) RC = ND · PC · LC (11) Los parámetros para valorar las componentes del riesgo se encuentran en la tabla 4. 7.3.3 Valoración de las componentes del riesgo por descargas en las proximidades de un aerogenerador (S2)

Para la evaluación de las componentes del riesgo relacionadas con las descargas en las proximidades de un aerogenerador, se emplean las siguientes relaciones: – componente relacionada con daños por fallos de los sistemas internos (D3) RM = NM · PM · LM (12) Los parámetros para valorar las componentes del riesgo se encuentran en la tabla 4. 7.3.4 Valoración de las componentes del riesgo por descargas en una línea de servicio conectada a un aerogenerador (S3)

Para la evaluación de las componentes del riesgo relacionadas con las descargas en una línea de servicio conectada a un aerogenerador, se emplean las siguientes relaciones: – componente relacionada con daños a seres vivos (D1) RU = (NL + ND,b) · PU · LU (13)


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– componente relacionada con daños físicos (D2) RV = (NL + ND,b) · PV · LV (14) – componente relacionada con fallos de los sistemas internos (D3) RW = (NL + ND,b) · PW · LW (15) Los parámetros para valorar las componentes del riesgo se encuentran en la tabla 4. 7.3.5 Valoración de las componentes del riesgo por descargas en las proximidades de una línea de servicio conectada a un aerogenerador (S4)

Para la evaluación de las componentes del riesgo relacionadas con las descargas en las proximidades de una línea de servicio conectada a un aerogenerador, se emplean las siguientes relaciones: – componente relacionada con los fallos de los sistemas internos (D3) RZ = (Nl – NL) · PZ · LZ (16) Al objeto de esta valoración si (Nl – NL) < 0, se considera que (Nl – NL) = 0. Los parámetros para valorar las componentes del riesgo se encuentran en la tabla 4.

Tabla 4 – Parámetros para la valoración de las componentes de riesgo en los aerogeneradores (corresponden a la Tabla 8 de la Norma IEC 62305-2)

Valor anual medio de sucesos peligrosos debidos a las descargas ND [año-1] en el aerogenerador NM [año-1] cerca del aerogenerador NL [año-1] en una línea de servicio que entra en el aerogenerador Nl [año-1] cerca de una línea de servicio que entra en el aerogenerador ND,b [año-1] en una estructura situada en el extremo "b" de una línea de servicio (véase la figura 3) Probabilidad de que una descarga en el del aerogenerador produzca PA impacto en los seres vivos PB daño físico PC fallo en los sistemas internos Probabilidad de que una descarga cerca del aerogenerador produzca PM fallo en los sistemas internos Probabilidad de que una descarga en una línea de servicio produzca PU daño a seres vivos PV daño físico PW fallo en los sistemas internos Probabilidad de que una descarga cerca de una línea de servicio produzca PZ fallo en los sistemas internos Pérdidas debidas a LA = LU=ra · Lt daño a seres vivos LB = LV=rp · rf · hz · Lf daño físico LC = LM = LW = LZ = Lo fallo en los sistemas internos NOTA Los valores de pérdidas Lt;Lf;L0; los factores reductores rp;ra;ru; rf y el factor hz de incremento de pérdidas se encuentran en el anexo B.


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8 PROTECCIÓN CONTRA EL RAYO DE LOS SUBCOMPONENTES 8.1 Generalidades

A menos que el análisis de riesgos indique otra cosa, todos los subcomponentes deberían protegerse de acuerdo con el NPR-I. El cumplimiento con un cierto NPR puede requerir a lo largo del tiempo, mantenimiento e inspecciones que pueden ser específicas de cada sitio. Los requisitos de mantenimiento e inspecciones para el sistema de protección contra los rayos, incluyendo el sistema de puesta a tierra, deberían estar descritos en los manuales de servicio y de mantenimiento. Los procedimientos de mantenimiento y de inspección se indican en el capítulo 12. NOTA Una valoración detallada del riesgo puede indicar que un nivel de protección inferior al NPR-I es económicamente óptimo para algunos

aerogeneradores y parques, de la misma manera que puede ser ventajoso que haya diferencias, como por ejemplo, que las palas están protegidas con un NPR superior, mientras que otras partes reparables o reemplazables a menos costo pueden protegerse con un NPR inferior.

8.2 Palas 8.2.1 Generalidades

Las palas de los aerogeneradores son las partes más expuestas del aerogenerador, y experimentarán el impacto total de los campos eléctricos asociados con el proceso de conexión de los rayos, la corrientes de los rayos, y los campos magnéticos asociados con estas corrientes. La explicación formal del proceso de conexión de los rayos y la conducción de la corriente/carga siguiente está descrita en el anexo A. De acuerdo con la Norma IEC 62305-1 las palas de los aerogeneradores se encuentran situadas en zona de protección 0A y debe protegerse de acuerdo a esta zona. En el anexo C se da una descripción general sobre las diferentes maneras de proteger las palas. 8.2.2 Requisitos

La protección contra los rayos debe ser capaz de soportar las descargas del NPR-I (a menos que el análisis de riesgos muestre que los NPR-II y NPR-III son suficientes) sin daños estructurales que impidan el funcionamiento de la pala. Los daños por rayos deben limitarse a aquellos que pueden admitirse hasta la siguiente visita de mantenimiento e inspección programada. 8.2.3 Verificación

La capacidad del sistema de captación y del sistema de bajada para interceptar las descargas y conducir las corrientes debe verificarse por uno de los siguientes métodos: a) ensayos de altas tensiones y altas corrientes de acuerdo con el apartado 8.2.5; b) demostración de la similitud de una pala tipo (diseño) con una pala tipo previamente verificada, o con una pala tipo

con un sistema de protección satisfactorio y documentado; c) empleando herramientas de análisis, previamente verificadas, mediante comparación con resultados de ensayo o con

palas con sistemas de protección que han funcionado correctamente en servicio. Para la verificación por similitud, las palas deben tener en su composición el mismo material, el mismo sistema de protección contra el rayo, y las mismas dimensiones estructurales. No deberían permitirse, sin verificación, cambios significativos que afecten a la vulnerabilidad frente a los rayos. Sin embargo, no deberían repetirse las valoraciones que serían idénticas a las realizadas previamente con el diseño de una pala verificada. El fabricante de la pala debe proveer documentación en la que se describa cual de los métodos anteriores ha empleado y los resultados de la verificación.


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8.2.4 Consideraciones sobre el diseño de la protección

Los siguientes apartados describe "los puntos importantes que son importantes para diseñar e incorporar los sistemas de protección de las palas. 8.2.4.1 Sistema de captación

Los sistemas de captación están situados en la superficie de las palas donde los líderes pueden originar y dar lugar a conexiones con las descargas o a impactos si no existen sistemas de captación. Los sistemas de captación pueden formar parte de la estructura de la pala, ser componentes añadidos a las palas, o combinaciones de ambos. Los elementos de posicionamiento de los sistemas de captación (esfera rodante, ángulo de protección, etc.) descritos en la Norma IEC 62305-3 no se aplican en los aerogeneradores. Por tanto, el diseño de los sistemas de captación debe verificarse de acuerdo con el apartado 8.2.3. El fabricante debe asegurar que el sistema de captación está fijado correctamente en sus soportes, y debe diseñarlo para que soporte las condiciones debidas al viento, humedad, partículas, etc. Como parte de esta verificación, los componentes de protección contra el rayo deben figurar en el diseño final de la pala, antes de los ensayos de fatiga y otros ensayos mecánicos. Todas las partes internas del sistema de captación de rayos, los soportes y las conexiones a los conductores de bajada deben diseñarse de manera que se minimice el riesgo de que se produzcan descargas internas en su interior (es decir, descargas corona, líderes). El fabricante debe diseñar el sistema de captación de manera que el personal de servicio pueda reparar y reemplazar las partes que puedan dañarse o degradarse bien por el rayo o bien por otros fenómenos ambientales. El sistema de captación soportará a lo largo del tiempo los efectos producidos por la erosión debida a los arcos eléctricos producidos por los rayos. La erosión está relacionada con la carga eléctrica transferida en los arcos eléctricos, la superficie del material y la geometría del sistema de captación. Las palas que reciben un gran número de descargas pueden necesitar recambio de los sistemas de captación. La vida de los sistemas de captación debería maximizarse mediante la selección de los materiales y de su diseño. El fabricante debe suministrar una guía de cómo inspeccionar y mantener el sistema de captación. Si el sistema de captación está recubierto, por ejemplo, por un revestimiento, a lo largo de la vida útil de la pala debe mantenerse su función y su posibilidad de reparación. En el anexo D se describen los ensayos recomendados para determinar la efectividad del sistema de captación. El fabricante debe definir un procedimiento para la inspección periódica del sistema de captación en el que se establezca y se verifique la duración del sistema de captación y los intervalos en que debe reemplazarse. La verificación de la eficacia del sistema de captación debe hacerse según se indica en el apartado 8.2.3. 8.2.4.2 Conductores de bajada y sus componentes de conexión

El conductor de bajada junto a sus componentes de conexión forman el sistema para conducir la corriente del rayo desde el sistema de captación hasta la punta de la pala. Las conexiones de los conductores de bajada deben ser firmes, permanentes, y deben asegurar que todo el sistema puede soportar el impacto combinado de los efectos eléctricos, térmicos y electrodinámicos de la corriente del rayo. La capacidad del sistema de protección contra rayos para soportar en las palas los esfuerzos mecánicos debe verificarse, preferentemente, instalando el sistema en una pala que se someta a los ensayos recogidos en la Especificación IEC/TS 61400-23. La sección de los conductores de bajada y la de las partes conductoras de las palas empleadas como conductor de bajada deben ser capaces de conducir la corriente del rayo correspondiente el NPR elegido. Los conductores metálicos deben elegirse de manera general según la Norma IEC 62305-3.


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El ensayo de los componentes de conexión debe hacerse según la Norma EN 50164-1 sin aplicarle las condiciones de acondicionamiento/ envejecimiento. Para el NPR seleccionado los niveles de la corriente de ensayo deberían seleccionarse de acuerdo con la que le corresponde al primer impacto de corta duración. El ensayo en conexiones no rígidas, tales como conexiones giratorias, rodamientos o explosores, debería hacerse con la corriente que corresponde al impacto de larga duración. Si existen diferentes pasos para la corriente del rayo, las amplitudes de las corrientes para cada paso deben valorarse de acuerdo a la distribución de la corriente en cada uno de ellos. Todas las partes internas del sistema de bajada deben diseñarse de manera que se minimice el riesgo de formación de descargas internas a partir de él. La finalidad es impedir que se formen descargas eléctricas en la estructuras en lugares diferentes al sistema de captación, con lo que se limita el riesgo de descargas internas que puedan perforar la superficie de la pala. Los conductores de bajada montados exteriormente se definen como sistemas de captación, por lo que deben cumplir con los requisitos del apartado 8.2.4.1. El fabricante debe definir un procedimiento para la inspección regular de las partes del sistema de bajada y de sus componentes de conexión que puedan resultar degradadas por el ambiente de servicio, de modo que puedan verificarse la condición y la vida de diseño estimadas, así como los intervalos de servicio de estas partes. En el anexo D se describen los ensayos recomendados para la determinación de la capacidad de los conductores de bajada y los componentes de conexión. La verificación del sistema de bajada y sus componentes de conexión debe hacerse según se describe en el apartado 8.2.3. 8.2.4.3 Componentes conductores adicionales

En el caso de que se encuentren en la pala componentes conductores (componentes conductores de la estructura, FC, pesos, cables del freno superior, cables eléctricos de sensores, luces de aviso, etc.), deben conectarse, generalmente, al sistema de protección contra rayos, y ser diseñados para soportar la corriente del rayo que les corresponda de manera que no se produzcan descargas eléctricas entre las partes conductoras. Alternativamente, deben documentarse con los ensayos correspondientes al NPR y/o el análisis si se deben conectar o no los componentes conductores adicionales, estructuras FC, etc., al sistema de protección contra rayos. Los métodos de conexión de estos componentes conductores adicionales deben verificarse, según el apartado 8.2.5.2, mediante ensayos de altas corrientes, En el caso de que los conductores formen caminos paralelos en el interior de la pala para la corriente, estos conductores deben conectarse de acuerdo con la Norma IEC 62305-1, prestando especial atención a las fuerzas electrodinámicas. 8.2.4.4 Impacto del campo eléctrico en el diseño de los materiales compuestos

Debido a la elevación y exposición de las palas de los aerogeneradores, la estructura total de la pala estará sometida muchas veces, a lo largo de su vida de servicio, a grandes campos eléctricos. Los grandes campos eléctricos estáticos y transitorios están producidos por la nube de tormenta y se aplican eléctricamente a la estructura de la pala. La aproximación de los líderes del rayo expone a la estructura de la pala a grandes campos eléctricos. En ambos casos, los campos eléctricos pueden degradar a lo largo del tiempo las propiedades aislantes de los materiales compuestos. Por tanto, el sistema de protección contra rayos debería diseñarse teniendo en cuenta los principios de diseño del aislamiento en alta tensión. 8.2.5 Métodos de ensayo

Los métodos que se indican a continuación se aplican al diseño de la pala entera o sub secciones, tales como parte superior de la pala o compuestos laminados.


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8.2.5.1 Ensayos de alta tensión

La eficacia de intercepción de los sistemas de los sistemas de captación situados en la pala puede evaluarse mediante el ensayo de captación del líder inicial, descrito en el anexo D, apartado D.2.1. El desarrollo del diseño de los detalles específicos que rodean al receptor, receptores laterales o similares, pueden mejorarse a partir del ensayo de acoplamiento del líder inicial, descrito en el anexo D, apartado D.2.1. La mejora de la capacidad del laminado de la pala para impedir la formación de descargas internas y prevenir, por tanto, la perforación de la superficie de la pala puede conseguirse incrementando la rigidez dieléctrica de los materiales. El valor del campo que produce la perforación de los materiales compuestos y de las capas de revestimiento pueden evaluarse de acuerdo con las Normas IEC 60060-1, IEC 60243-1 (a.c.), IEC 60243-3 (impulso de tensión) e IEC 60464-2 (recubrimiento). Cuando se produce actividad eléctrica en superficies aisladas, (descargas corona, descargas superficiales, etc.) las superficie puede deteriorarse como se ha comprobado, mediante surcos y erosión eléctrica. El impacto, junto con la humedad, puede cambiar las propiedades de la superficie aislante haciéndola más conductora, y por tanto aumentando el riesgo de la conexión directa del rayo. La resistencia a la formación de caminos conductores de los materiales que recubren las palas pueden valorarse y compararse en diferentes palas, empleando la Norma IEC 60587. 8.2.5.2 Ensayos con altas corrientes

El sistema de captación estará fuertemente afectado por el impacto de la carga de la descarga atmosférica, (es decir por el valor de la integral en el tiempo de la corriente), fenómeno que puede evaluarse en relación con los daños físicos, mediante el ensayo de altas corrientes indicado en el anexo D, capítulo D.3. En relación con los daños físicos los componentes de conexión así como el conductor de bajada pueden ensayarse mediante el ensayo indicado en el anexo D, capítulo D.3 o mediante la Norma EN 50164-1, sin aplicar el acondicionamiento/envejecimiento. De acuerdo con el NPR elegido, la forma de onda de la corriente de ensayo y sus niveles deberían incluir el primer impacto de corta duración y si fuese relevante el impacto largo (corriente continua) ya definidos

8.3 Góndola y otros equipos estructurales 8.3.1 Generalidades

La protección contra el rayo de la góndola y de otros equipos estructurales del aerogenerador debería hacerse empleando, en todo lo que sea posible, las propias estructuras metálicas, tanto en la captación, equipotencialización, apantallamiento como en la conducción de la corriente del rayo al sistema de puesta a tierra. Los componentes adicionales para la protección contra el rayo, tales como el sistema de captación para proteger los equipos meteorológicos y las luces de aviso (balizas) situadas en la góndola, conductores de bajada y conexiones equipotenciales deben dimensionarse y realizarse de acuerdo con la Norma IEC 62305-3. El aerogenerador debería dividirse en zonas de protección contra el rayo, ZPR (véase el anexo E). 8.3.2 Buje

En los grandes aerogeneradores el buje es una pieza esférica hueca de fundición de 2 m a 3 m de diámetro. De ahí que solo el espesor del material asegure que la estructura del buje es inmune a los rayos. En la mayoría de los casos en el buje están instalados los sistemas de control eléctricos y mecánicos, y los controladores, con circuitos que salen al exterior del buje hacia las palas o hacia la góndola. El buje debería considerarse como una jaula de Faraday que proporciona apantallamiento magnético en sus aberturas hacia las palas, el frente y la góndola (es decir, el buje debería definirse como una ZPR). En muchos casos, estas aberturas están cerradas por las bridas y la brida del mástil principal, que pueden considerarse pantallas magnéticas muy efectivas. Cuando las aberturas están cerradas con pantallas magnéticas, como las indicadas, el contenido del buje no requiere una protección particular. La protección del buje, por tanto, se reduce a la conexión equipotencial y a la protección contra los impulsos transitorios de los elementos colocados en el exterior del buje, tales como el sistema de control de la pala, los sistemas de control eléctricos y mecánicos situados en el buje y conectados a los circuitos que se encuentran exteriores al buje.


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8.3.3 Capota

Normalmente el buje tiene una cubierta de fibra de vidrio, llamada capota, que se monta y gira con el buje. Como el modelo de la esfera rodante siempre indicaría que la parte delantera es una zona con posibilidad de conexión con el rayo, en esta zona debe considerarse la protección contra el rayo. En algunos aerogeneradores existen circuitos de control y controladores colocados fuera del buje y cubiertos por la capota. Estos sistemas deben apantallarse contra la conexión del rayo mediante sistemas de captación. En el caso de que no haya muchos sistemas instalados bajo la capota, puede ser razonable no colocar sistemas de captación y aceptar el riesgo de que rayo perfore la capota. Sin embargo, en muchos casos la protección más simple y práctica de proteger contra los rayos la capota puede ser probablemente emplear el soporte metálico de la estructura de la capota como sistema de captación y conectarla al buje. 8.3.4 Góndola

La estructura de la góndola debería formar parte de la protección contra el rayo por lo que debe asegurarse que la conexión del rayo con la góndola se hará en partes metálicas capaces de soportar el esfuerzo o en un sistema de protección diseñado expresamente. Las góndolas con una cubierta de FVPR o similar deberían estar provistas de un sistema de captación y de conductores de bajada que formen una jaula alrededor de la góndola. El sistema de captación, incluyendo los conductores exteriores de esta jaula, debería ser capaz de soportar las descargas que corresponden al nivel de protección elegido. Al dividirse la corriente del rayo, otros conductores de la jaula de Faraday deberían dimensionarse para soportar las corrientes que les correspondan. El sistema de captación para la protección de los instrumentos, etc., situado en la parte exterior de la góndola, debería diseñarse de acuerdo con el contenido de la Norma IEC 62305-3, y los conductores de bajada deberían conectarse a la jaula mencionada anteriormente. En las góndolas con cubierta de FVPR podría colocarse una malla metálica que les proporcionase apantallamiento contra los campos eléctricos y magnéticos exteriores, y contra los campos magnéticos creados por las corrientes que circulan por la malla. Alternativamente, podrían colocarse todos los circuitos que se encuentran en la góndola en conductos metálicos o bandejas de cables etc. Como se requiere en los reglamentos eléctricos, debe establecerse un sistema de conexión equipotencial en el que se incluya la estructura metálica principal que se encuentra en la góndola, obteniéndose de esta manera un plano equipotencial eficaz al que se deberían conectar las tierras y las conexiones equipotenciales. La corriente del rayo proveniente de la conexión del rayo con las palas debería conducirse, preferentemente, directamente a la jaula de Faraday mencionada impidiendo de ese modo que la corriente pase por los rodamientos del control de pala y por la caja de engranajes (véanse 8.2 y 8.4 para el estudio de la protección de las palas y de los rodamientos). Normalmente se emplean sistemas de escobillas para desviar la corriente de los rodamientos. Sin embargo, la eficacia de estas escobillas, en número discreto, puede ser baja, debido a que es muy difícil construir la escobilla y el sistema de toma de tierra con una impedancia lo suficientemente baja para reducir de manera significativa la corriente que circula a través de la pequeña impedancia del mástil de la pala y de los sistemas de rodamientos hacia el plato soporte de la góndola. NOTA Una góndola cubierta con una pantalla magnética como la indicada no es capaz de proteger contra los campos magnéticos de la corriente del

rayo que circula por el interior de la góndola, ni la que circula por el mástil principal de la pala. 8.3.5 Torre

Una torre tubular de acero, tal como se emplean predominantemente en los grandes aerogeneradores cumple, normalmente, con todas las dimensiones requeridas para los conductores de bajada, tal como se indica en la Norma IEC 62305-3 y puede considerarse como una jaula de Faraday casi perfecta, al estar prácticamente cerrada tanto en la interfaz con la góndola como a nivel de la puesta a tierra. Sin embargo, sería razonable, en la mayoría de los casos definir el interior de la torre como ZPR1 y ZPR2. A fin de mantener la torre electromagnéticamente lo más cerrada posible, debería haber contactos eléctricos en la bridas entre las diferentes secciones. La torre y todas las partes metálicas situadas en su interior deberían integrarse en el conductor de protección (CP) y en el sistema equipotencial para tener la mejor de las protecciones de una jaula de Faraday. En relación con la conexión de las estructuras metálicas y de los sistemas situados en el interior de la torre, tales como escaleras, cables y raíles, véase el apartado 9.3.5. La interfaz con la góndola normalmente está cerrada por medio del plato soporte de la góndola y de las fijaciones, que también puede servir como pantalla electromagnética que cierra la torre (véase 8.4.2 para el estudio de la protección contra el rayo de los rodamientos del sistema de orientación).


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La interfaz de la torre con la instalación de puesta a tierra se analiza en el capítulo 9. Si la torre se construye como una jaula de Faraday, tal como se ha descrito anteriormente, el contenido de la torre no requiere protección específica contra el rayo. De esta manera, los trabajos para asegurar la protección de la torre contra los rayos se limitan a las conexiones equipotenciales y a la protección contra los impulsos transitorios de los circuitos eléctricos y de control que pasan a otras zonas de protección, tales como cuando entran en la góndola o salen de la torre. Las torres de celosía no pueden considerarse como una jaula de Faraday efectiva, aunque producirán alguna atenuación del campo magnético y una reducción de la corriente del rayo en el interior de la torre. El interior de una torre de celosía es razonable considerarla como ZPR0B. La conducción de la corriente del rayo debería hacerse a través de las partes metálicas de la torre que deben cumplir, por lo tanto, con los requisitos de los conductores de bajada indicados en la Norma IEC 62305-3, teniendo en cuenta la distribución de la corriente en los diferentes circuitos en paralelo que haya. Cada cierta longitud y con el fin de evitar la perforación del aislamiento del cable puede ser necesario conectar las pantallas de los cables situados en la torres de celosía a la torre, pudiendo hacerse una valoración mediante cálculos (véase la Norma IEC 62305-2, anexo D). En las torres de hormigón armado, la armadura puede emplearse como conductor de bajada si se aseguran, con la suficiente sección, las conexiones de 2 a 4 caminos paralelos verticales, los cuales se conectan entre ellos horizontalmente en la parte superior, en la parte inferior y cada 20 m. De esta manera la armadura de acero proveerá una completa atenuación del campo magnético y una reducción de la corriente del rayo en el interior de la torre. 8.3.6 Métodos de ensayo

Los métodos de los ensayos preliminares se encuentran en el anexo D.

8.4 Tren mecánico de arrastre y sistema de orientación 8.4.1 Generalidades

El aerogenerador tendrá un número determinado de rodamientos, en general, tanto para el sistema de orientación de las palas, mástil principal de giro, generador y sistema de orientación. Los sistemas de operación hidráulicos y eléctricos se emplean para controlar y operar los componentes principales. Los rodamientos y los sistemas de operación tienen partes en movimiento que directamente o indirectamente puentean diferentes partes del aerogenerador por donde puede circular la corriente del rayo. Todos los rodamientos y los sistemas de operación por los que puede pasar la corriente del rayo deben protegerse de manera que reduzcan el valor de la corriente que pasa por el componente a un valor tolerable. 8.4.2 Rodamientos

Los rodamientos son difíciles de monitorizar, no siendo aceptable que el rodamiento tenga que ser inspeccionado después de que el rayo haya impactado con el aerogenerador. Por tanto, los sistemas para los rodamientos deben probarse y documentarse. La protección puede formar parte de la estructura del rodamiento o puede ser un sistema externo instalado fuera del rodamiento de manera que de lugar a un paso paralelo para la corriente. Si los rodamientos funcionan sin protección, debe demostrarse que, después de haber estado expuesto a la circulación a través de ellos de las corrientes esperadas de rayo, los rodamientos pueden funcionar a lo largo de su vida de trabajo. Si el rodamiento no es capaz de funcionar durante toda su vida de trabajo, debe aplicarse la protección (véase 8.4.4). 8.4.3 Sistemas hidráulicos

Si los sistemas hidráulicos se encuentran en el camino del rayo, debe asegurase que el paso de la corriente no afectará al sistema. En los sistemas hidráulicos hay que considerar el riesgo de que se produzcan fugas por daños en los accesorios e incendios en el aceite.


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Pueden emplearse medidas de protección tales como escobillas o conexiones trenzadas para crear un paso paralelo a la corriente del rayo. Los tubos hidráulicos expuestos a la corriente del rayo deben protegerse para impedir la penetración de la corriente en los tubos. Si estos tubos tienen un armazón metálico, éste debe conectarse a la estructura de acero de la maquinaria en los dos extremos del tubo. También debe asegurarse de que el armazón tiene la suficiente sección para conducir la parte de la corriente del rayo a la que puede estar expuesta. Pueden aplicarse consideraciones similares a los sistemas de refrigeración por agua. 8.4.4 Descargadores y escobillas

Para puentear los rodamientos y los sistemas de operación, debe considerarse el empleo de descargadores o escobillas. Estos sistemas de puenteo, incluyendo sus conexiones, y con la finalidad de que sean efectivos, deben tener unas impedancia de paso inferior a la de paso a través del elemento que se desea proteger. Los descargadores y las escobillas deben ser capaces de conducir la corriente del rayo y estar colocados en un lugar accesible del aerogenerador. Tanto los descargadores como las escobillas deben diseñarse de manera que funcionen soportando los efectos de las condiciones medioambientales, tales como lluvia, hielo, polución salina, polvo, etc. Si se emplean descargadores o escobillas, deben considerase como partes integradas por lo que su vida de servicio debe calcularse y documentarse. Los descargadores y escobillas deben inspeccionarse regularmente de acuerdo con los manuales de servicio y de mantenimiento. 8.4.5 Ensayos

Todos los sistemas de protección de los rodamientos y de los sistemas de operación deben tener una funcionalidad documentada. Se recomienda realizar ensayos con impulsos de corriente que representen la corriente natural del rayo. Se recomienda realizar ensayos de impulsos de corriente en objetos a escala natural donde las partes importantes del sistema están representadas en maquetas de ensayo. Debe demostrarse que el sistema de protección puede soportar los efectos del primer impacto del rayo combinado con la corriente de larga duración. Si las escobillas se emplean como parte del sistema, los ensayos mecánicos deben realizarse a fin de demostrar la estabilidad del sistema poniendo especial énfasis en el desgaste de los contactos con o sin los efectos de la erosión producidos por la corriente del rayo. El desgaste debe ser lo suficientemente pequeño para que permita su funcionamiento entre los intervalos planificados a lo largo del servicio. Los ensayos pueden hacerse en modelos a escala, pero los cálculos deben demostrar los factores de escala y los efectos. La información sobre los métodos de ensayos está incluida en el anexo D, apartado D.3.4.

8.5 Sistemas eléctricos de baja tensión y sistemas e instalaciones electrónicas 8.5.1 Generalidades

Este capítulo trata de la protección de los sistemas eléctricos y de control de un aerogenerador contra los efectos de: • las descargas que impactan con el aerogenerador; • los líderes de corriente que se desarrollan a partir del aerogenerador;


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• las descargas indirectas (es decir, de los efectos IEMR de las descargas que no afectan directamente al aerogenerador).

NOTA 1 También deben considerarse las sobretensiones transitorias y las ondas producidas por las operaciones de maniobra en los sistemas

eléctricos (Impulsos electromagnéticos de maniobra). Sin embargo, se encuentra fuera del alcance de esta norma. Para el tratamiento de las sobretensiones de maniobra, como información general, se remite al lector a la Norma IEC 62305-2 anexo F. El apartado 8.5.6.9 y el capítulo F.7 de esta norma dan alguna información relativa a la selección de los DPS enfocada a las sobretensiones que se producen en el interior del aerogenerador.

Cualquiera que sea su tipo, todas las descargas de rayo producen impulsos electromagnéticos (IEMR). NOTA 2 Para los equipos eléctricos que se encuentren en las máquinas deberían observarse los requisitos generales indicados en la Norma IEC

60204-1. 8.5.2 Medidas de protección IEMR

Los sistemas eléctricos y de control están sujetos a daños producidos por el IEMR. Por tanto, deben preverse medidas de protección IEMR (MPCR) para impedir los fallos de estos sistemas. La eficacia de la protección de los sistemas eléctricos y de control de un aerogenerador contra el IEMR requiere, de acuerdo con la Norma IEC 62305-4, el empleo sistemático de las zonas de protección (ZPR). Las medidas de protección IEMR son parte del concepto de la zona de protección (ZPR) en todo el aerogenerador, tal como se describe en el apartado 8.5.3. En el anexo E se muestran diferentes ejemplos de aplicación del concepto de zonas de protección (ZPR) en el aerogenerador. El fabricante del aerogenerador, de acuerdo con la Norma IEC 62305-4, debe proveer las medidas de protección IEMR (MPCR), para todo el sistema eléctrico. NOTA Puede considerarse que las medidas de una protección efectiva IEMR también deben proporcionar protección contra los efectos indirectos de

las descargas. Las medidas básicas de protección de la Norma IEC 62305-4 incluyen: • interconexiones – véase el apartado 8.5.4; • apantallamiento eléctrico y magnético de los cables y trazado (instalación del sistema) – véase el apartado 8.5.5; • protección coordinada de los DPS – véase el apartado 8.5.6; • puesta a tierra – véase el capítulo 9. Los métodos adicionales incluyen: • aislamiento, diseño y equilibrado de los circuitos, impedancias en serie, etc. Las medidas de protección MPCR deben documentarse con la siguiente información básica (véase el capítulo 11): • definición de los niveles de protección (NPR) de acuerdo con la Norma IEC 62305-1; • dibujos de las zonas de protección del aerogenerador ZPR con sus límites; • esquema de los circuitos en los que se indiquen los DPS, las pantallas de los cables y los puntos de puesta a tierra de

la pantalla de los cables. Las figuras E.5 y E.6 muestran ejemplos de esta documentación.


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8.5.3 Zonas de protección contra el rayo (ZPR)

Un aerogenerador puede dividirse físicamente en zonas que definen aproximadamente el nivel de influencia de las descargas de los componentes situados en esas zonas. La división del aerogenerador en zonas de protección contra el rayo es una herramienta que permite de manera sistemática y suficiente la protección a todos los componentes del aerogenerador. Estas zonas de protección (ZPR) se definen en función de la posibilidad o no de que se produzcan impactos directos, de la magnitud de la corriente del rayo y de los campos eléctricos y magnéticos esperados en esa zona (véase la tabla E.1). Los métodos de protección se aplican entonces para asegurar que los componentes, por ejemplo la maquinaria, los sistemas eléctricos y de control, pueden soportar los campos eléctricos y magnéticos y la corriente del rayo que puede entrar en la zona en la que se encuentran los componentes. Por ejemplo, la protección contra las sobretensiones solamente es necesaria para los cables que vayan de una zona a otra zona con componentes más sensibles (es decir, desde una ZPR con número más bajo a una ZPR con número superior), en tanto que las conexiones internas en la zona pueden estar desprotegidas. Esta aproximación se desarrolla en la Norma IEC 62305-4, capítulo 4 “Diseño e instalación de un sistema de medidas de protección contra el IEMR (MPCR) y se comenta en el anexo E. En el anexo E también se dan directrices adicionales sobre el cumplimiento de estos requisitos. 8.5.4 Conexiones equipotenciales en el aerogenerador

Según la Norma IEC 62305-4 las conexiones equipotenciales deben emplearse en el interior de un aerogenerador para que no se produzcan chispas entre las partes conductoras del aerogenerador. Cuando se produce el impacto del rayo estas conexiones equipotenciales proporcionan protección contra las tensiones de paso y de contacto. Las conexiones equipotenciales juegan un papel importante al reducir la probabilidad de daños en los sistemas eléctricos y de control. Las conexiones equipotenciales con impedancia baja impiden diferencias de tensión peligrosas entre los equipos situados en el interior de los aerogeneradores. En orden a su mayor efectividad, las conexiones equipotenciales deben emplearse al máximo en las grandes estructuras metálicas de los aerogeneradores (es decir, torre, góndola y soporte, armadura de la góndola y buje). Estas conexiones equipotenciales pueden, adicionalmente, reducir los niveles de los campos magnéticos generados por los rayos. Por ejemplo, si las conexiones equipotenciales se colocan distribuidas alrededor de la interfaz plataforma-torre, proporcionarán un apantallamiento efectivo del interior de la torre. Muchos de los daños conocidos en los sistemas de control de los aerogeneradores pueden prevenirse por medio de apantallamientos y de interconexiones. Más consideraciones sobre la necesidad de las interconexiones en los aerogeneradores se encuentran en el anexo G. 8.5.5 Trazado de cables y apantallamiento

El apantallamiento es la manera por la que se consigue atenuar los campos electromagnéticos. La reducción de los campos electromagnéticos puede reducir sustancialmente los niveles de tensiones inducidas en los circuitos. El campo magnético producido en el interior de una ZPR bien por impactos en la estructura o bien en tierra en las proximidades de la misma solamente puede reducirse mediante el apantallamiento de la ZPR. Los impulsos inducidos en los sistemas de control vía los cables de conexión, pueden minimizarse bien por apantallamiento espacial, o bien por el trazado de la línea y su apantallamiento (por ejemplo, cables apantallados e interconectados en ambos extremos), o por una combinación de ambos métodos. En relación con el trazado de los cables y su apantallamiento, debería seguirse el capítulo 4 de la Norma IEC 62305-4 y las directrices para una correcta instalación CEM indicadas en el Informe IEC/TR 61000-5-2. Cuando las corrientes del rayo circulan por un aerogenerador, se producen grandes campos magnéticos. Si estos campos magnéticos atraviesan un bucle formado por cables y la propia estructura del aerogenerador, inducirán en los bucles impulsos transitorios de tensiones e intensidades. La magnitud de estos impulsos transitorios está relacionada con la tasa de variación del campo magnético y de la superficie del bucle en cuestión. El proyectista debe considerar la magnitud de las tensiones inducidas y estar seguro de que tales impulsos no sobrepasan el nivel que pueden soportar el cableado y los equipos conectados.


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El apantallamiento y el trazado de los cables debería documentarse bien mediante análisis y/ó ensayos. En el anexo G se da más información sobre el apantallamiento necesario en un aerogenerador. 8.5.6 Protección coordinada de los DPS 8.5.6.1 Generalidades

La protección coordinada de los DPS consiste en un conjunto de DPS elegidos convenientemente, coordinados e instalados para reducir el número de fallos de los sistemas eléctricos y electrónicos. NOTA La protección coordinada de los DPS debe incluir los circuitos que se precisan para conseguir la coordinación del aislamiento del sistema

completo. La protección coordinada de los DPS limita los efectos de los impulsos transitorios de las corrientes del rayo y de las operaciones de maniobra. La protección de los sistemas de eléctricos y de control requiere una aproximación sistemática de la coordinación de los DPS, tanto para los sistemas de potencia como para los de baja tensión y los sistemas de control. Las recomendaciones para la protección coordinada de los DPS en el interior de los aerogeneradores se encuentran en el anexo F. 8.5.6.2 Situación de los DPS

De acuerdo con la Norma IEC 62305-4, los DPS debe situarse a la entrada de cada ZPR. • los DPS ensayados con Iimp (Ensayo Clase I), deben instalarse tan cerca como sea posible del límite de la ZPR 1 tal

como se indica en la Norma IEC 61643-1; • los DPS deben ensayados con In (Ensayo Clase II), deben instalarse tan cerca como sea posible del límite de la ZPR

2 y superiores, y si es necesario tan cerca como sea posible del equipo a proteger tal como se indica en la Norma IEC 61643-1.

NOTA Si la longitud del circuito entre el DPS y el aparto a proteger es demasiado larga (es decir, longitudes superiores a 10 m) la propagación de

los impulsos transitorios puede estar sometida a fenómenos oscilatorios – véase la Norma IEC 62305-4, apartados D.2.3 y D.2.4. 8.5.6.3 Selección de los DPS Los DPS deben soportar una corriente parcial del rayo con la forma de onda normalizada 10/350 μs y el nivel de impulso Iimp correspondiente. Para las líneas de potencia, la corriente de ensayo Iimp es el definido como Clase I en la Norma IEC 61643-1. Los DPS deben soportar los impulsos transitorios de corrientes inducidas con la forma de onda normalizada 8/20 μs y la corriente de ensayo In correspondiente. Para las líneas de potencia, la corriente de ensayo adecuada In es la definida como Clase II en la Norma IEC 61643-1. Los DPS deben cumplir con: • la Norma IEC 61643-1 para los sistemas de potencia; • la Norma IEC 61643-21 para los sistemas de control y telecomunicación. 8.5.6.4 Instalación de los DPS

Los DPS deben cumplir con las normas de instalación indicadas en: • las Normas IEC 60364-4-44, IEC 60364-5-53 e IEC 61643-12 para la protección de los sistemas de potencia; • la Norma IEC 61643-22 para la protección de los sistemas de control y de comunicaciones.


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La instalación de los DPS debe estar documentada, por ejemplo, por medio de dibujos y esquemas en los que se indiquen las medidas de protección IEMR. En relación a la coordinación por energía, los DPS instalados en los diferentes límites de las ZPR y los posibles componentes de protección contra los impulsos transitorios instalados en el interior de los equipos, deben cumplir con los requisitos indicados en las Normas IEC 62305-4 e IEC 61643-12. En relación a la coordinación de los DPS en los sistemas eléctricos y de control deben tenerse en cuenta las consideraciones contenidas en la Norma IEC 62305-4. En la documentación debe suministrarse la información suficiente para poder llevar a cabo la coordinación. Más información para la interconexión (puesta a tierra), cableado e instalación de los sistemas de potencia y de control se indica con ejemplos en los apartados 8.5.4 y 8.5.5 del anexo G. 8.5.6.5 Efectos medioambientales

Los DPS deben soportar los efectos medioambientales característicos del lugar de la instalación, tales como: • temperatura ambiente; • humedad; • atmósfera corrosiva; • vibraciones e impactos mecánicos. En función de las condiciones del punto en el que se encuentra el aerogenerador, pueden ser necesarios requisitos específicos sobre el funcionamiento de los DPS. Si fuese necesario, el fabricante del aerogenerador debería tener en cuenta las condiciones medioambientales en puntos específicos como, por ejemplo, góndola y buje. 8.5.6.6 Mantenimiento

El mantenimiento y cambio de los DPS debe hacerse de acuerdo a un plan de mantenimiento. Los DPS deben instalarse de tal manera que puedan ser inspeccionados. NOTA El fabricante de los DPS debe proporcionar información de los DPS sobre su vida de servicio. 8.5.6.7 Monitorización de los DPS

La protección de determinadas partes críticas de los sistemas de potencia y de control de los aerogeneradores puede requerir la monitorización de los mismos. 8.5.6.8 Selección de los DPS en función del nivel de protección (Up) y de la inmunidad del sistema

Con el fin de conocer en una ZPR el nivel de protección requerido Up, se necesita establecer los niveles de inmunidad del equipo en esa ZPR, por ejemplo, de • las líneas de potencia y de los terminales de los equipos de acuerdo con las Normas IEC 61000-4-5 e IEC 60664-1; • las líneas de telecomunicación y de los terminales de los equipos de acuerdo con las Normas IEC 61000-4-5,

ITU-T K.20 e ITU-T K.21; • otras líneas y terminales de equipos de acuerdo a la información obtenida del fabricante. De acuerdo con el contenido de las normas relativas a CEM, los fabricantes de lo equipos eléctricos y electrónicos deberían proveer información sobre el grado de inmunidad necesario. En caso contrario, el fabricante del aerogenerador debería realizar ensayos para establecer el nivel de inmunidad.


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El establecimiento en una ZPR del nivel de inmunidad define directamente el nivel de protección que se necesita en los límites de las ZPR. La inmunidad debe verificarse, si es posible, incluyendo todos los DPS instalados y los equipos a proteger. Los posibles métodos de ensayo se describen en el anexo H. 8.5.6.9 Sobretensiones producidas en el interior de los aerogeneradores

A los DPS instalados en el interior de los aerogeneradores pueden aplicarse requisitos específicos debidos a las grandes variaciones y a las sobretensiones temporales que se producen en el interior de los aerogeneradores. En tales casos, deben identificarse para su análisis y/ó ensayo de los DPS correspondientes, las partes importantes de los sistemas eléctricos y sus niveles de tensión, sus niveles de corriente y su duración. En el anexo F se indican ejemplos sobre esto. Deben tenerse evidencias de que los DPS seleccionados soportan estos ensayos específicos. 8.5.6.10 Selección de los DPS en función de la corriente de descarga In y de la corriente de impulso Iimp

De acuerdo con la Norma IEC 62305-4 se recomienda un análisis de la distribución de la corriente del rayo en el interior del aerogenerador. Basados en estos estudios, pueden seleccionarse los DPS en función de la corriente de descarga In y de la corriente de impulso Iimp. Los circuitos de los DPS con especial exposición pueden necesitar una tasas superiores a los niveles indicados en la Norma IEC 60364-5-53 y caso de no ser posible esos circuitos podrían apantallarse. Estos circuitos, particularmente expuestos tanto a grandes como a repetidos esfuerzos deberían identificarse mediante análisis. Si es de aplicación, estos circuitos situados en el interior de los sistemas eléctricos y de control de un aerogenerador deben estar identificados en el diagrama unifilar del fabricante del aerogenerador. En el anexo F se da más información. 8.5.6.11 Selección de los DPS en función de la corriente de cortocircuito, del nivel de la corriente subsiguiente y del ciclo de funcionamiento (vida de servicio) del DPS

El nivel de la corriente de cortocircuito resultante de la combinación del DPS y del dispositivo protector de sobreintensidades (por ejemplo, un fusible) y la corriente producida que es capaz de cortar el DPS, según declaraciones del fabricante del DPS, debe ser igual o superior a la corriente máxima de cortocircuito esperada en el punto de la instalación. Además, cuando se declare un valor de corriente cortada por el DPS, debe confirmarse, bien mediante cálculos o mediante ensayos, que el sistema de protección real instalado en un circuito de potencia especifico no opera. NOTA El fabricante del DPS puede suministrar información de la vida de servicio del DPS en la línea. 8.5.6.12 Comportamiento de los DPS en el caso de múltiples descargas

Debido a la relativamente alta frecuencia de descargas en los aerogeneradores y a la naturaleza crítica de la instalación de los DPS en los aerogeneradores, los DPS deben ser capaces de soportar múltiples descargas de rayos. 8.5.7 Métodos de ensayos para comprobar la inmunidad de los sistemas

En el anexo H se incluyen los métodos de ensayos preliminares.

8.6 Sistemas eléctricos de potencia de alta tensión (A.T.)

Los grandes aerogeneradores están conectados, a través de un transformador de AT, a un sistema subterráneo de cables de AT que pueden conectar una fila de aerogeneradores bien directamente a una red o bien a una subestación que eleva la tensión del cable subterráneo a, por ejemplo, 132 kV. El transformador de AT del aerogenerador puede colocarse en la parte posterior de la góndola, en la parte inferior de la torre o cerca de la torre del aerogenerador.


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Los aparatos de protección contra los impulcaso de un aerogenerador, los pararrayos autalta tensión contra las subidas de tensión de torre, y para proteger contra los transitorioexterior del aerogenerador. La necesidad devaluarse en base a los principios de la Norm La valoración de los niveles de los transitoraerogenerador precisa de simulaciones de traNormas IEC 60071. En el caso de que descargadores autoválvulas de AT. Los descargadores autoválvulas de AT debeNorma IEC 60099-4 y deberían seleccionars

Figura 4a –

Figura

Figura 4 – Ejemplos de colocacióny princ

- 44 -

sos transitorios se limitan normalmente a los pararrayostoválvulas sirven, en general, para proteger el transformlas puestas a tierra debidas al paso de la corriente del ras que entran en el aerogenerador desde los cables de e los pararrayos autoválvulas en el lado de AT del tra

ma IEC 62305-2 (véase el capítulo 7 y el anexo B).

rios que provienen del sistema de cables de AT situadansitorios en redes. Los estudios deberían hacerse de acno se realicen tales estudios, se dispondrá, como

erían ser del tipo óxido metálico sin descargadores de aise e instalarse de acuerdo con la Norma IEC 60099-5.

Generador de inducción (jaula de ardilla)

a 4b – Generador de rotor bobinado

n de descargadores autoválvula de AT en dos circuitocipales típicos de los aerogeneradores

s autoválvulas. En el mador y el sistema de ayo que circula por la

AT instalados en el ansformador debería

dos en el exterior del uerdo con la serie de medida general, de

ire de acuerdo con la

os eléctricos


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Los descargadores de impulsos transitorios deberían situarse preferentemente, en los terminales de AT del transformador, tal como se muestra en la figura 4, proporcionando de ese modo la protección máxima al transformador. Sin embargo, puede ser conveniente colocar los descargadores en el interruptor. De manera general, y en función de su nivel de aislamiento, es posible la protección de un componente, si la distancia en entre el componente y el descargador está entre 10 m y 40 m; si la distancia es superior es necesario un estudio más profundo para decidir si por ejemplo descargadores situados en la parte baja de la torre pueden proporcionar la protección necesaria a un transformador situado en la góndola. Si el transformador se coloca fuera de la torre es importante que el sistema de puesta a tierra del transformador se conecte al del aerogenerador, y deberían formar preferiblemente, un sistema de puesta a tierra único. Los DPS situados en el lado BT del transformador son una medida de precaución apropiada, particularmente si a través del transformador puede pasar un transitorio importante proveniente del lado de AT, por lo que en este caso debería elegirse un DPS apropiado al transformador (es decir, DPS con alta capacidad de absorber energía). El acoplamiento transitorio, capacitivo e inductivo, entre los lados de AT y BT del transformador, y por tanto, también, los niveles de transitorios transferidos al lado de BT, dependen fundamentalmente del diseño del transformador y en particular de la conexión a tierra del arrollamiento de BT (véase, para más información, la Norma IEC 60071-2, anexo E). Como precaución general es por tanto conveniente, instalar los DPS en el lado de BT del transformador, o como alternativa obtener del fabricante un modelo del transformador lo suficientemente detallado que permita el estudio de los transitorios y para decidir si son necesarios los DPS en el lado de BT del transformador. NOTA Deberían observarse los requisitos de alta tensión en las máquinas de la Norma IEC 60204-11. 9 PUESTA A TIERRA DE LOS AEROGENERADORES Y DE LOS PARQUES 9.1 Generalidades

Para dispersar la corriente del rayo y prevenir daños en los aerogeneradores, es esencial un sistema eficaz de puesta a tierra Además el sistema de puesta a tierra debe proteger a las personas y a los seres vivos contra las descargas eléctricas. Cuando en la red se producen faltas, es necesario mantener la tensión de paso y de contacto y la elevación de la tensión de la puesta a tierra en los niveles de seguridad hasta que los equipos de protección actúen cortando el paso de la corriente de la falta. En relación con las descargas atmosféricas, el sistema de puesta a tierra debe dispersar y conducir la alta frecuencia y la alta energía de la corriente del rayo en el terreno sin que se produzcan efectos térmicos y electrodinámicos peligrosos. Se recomienda, generalmente, que se establezca un sistema de puesta a tierra en el aerogenerador que sirva tanto para la protección contra el rayo como para actuar con los sistemas de potencia. Se recomienda que, además, se incluya la parte metálica de la cimentación en el sistema de puesta a tierra, debido a que la parte metálica reducirá el valor de la resistencia de puesta a tierra, y porque si se intenta separar el sistema de puesta a tierra de las partes metálicas de la cimentación podrían aparecer riesgos estructurales, particularmente en la cimentación de hormigón. En relación con el diseño del sistema de puesta a tierra con el fin de prevenir tensiones de paso y de contacto elevadas por fallo en los componentes de alta tensión, deben tenerse en cuenta los documentos de alta tensión tales como CENELEC HD 637 S1, o las norman nacionales relacionadas con la seguridad de las personas, así como la Especificación IEC/TS 60479-1 y la Norma IEC 60479-4. 9.1.1 Requisitos básicos

El sistema de puesta a tierra de un aerogenerador debe diseñarse para proveer la protección necesaria contra los daños debidos a las descargas que corresponden al NPR para el que se ha diseñado el sistema de protección. El sistema de puesta a tierra debe diseñarse de manera que cumpla con los cuatros requisitos siguientes: a) garantizar la seguridad de la personas en relación con las tensiones de paso y de contacto que pueden aparecer

durante las faltas a tierra; b) prevenir daños a los equipos;


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c) soportar los fuerzas térmicas y electrodinámicas a que estará sometida durante el tiempo que dure la falta; d) tener suficiente resistencia mecánica y a la corrosión a lo largo del tiempo. 9.1.2 Disposición de los electrodos de puesta a tierra

En la Norma IEC 62305-3 se describen dos disposiciones de los electrodos de puesta a tierra que son de aplicación a los aerogeneradores. • disposición tipo A. Esta disposición no se recomienda para los aerogeneradores, pero puede emplearse en

construcciones menores (por ejemplos construcciones que contengan equipos de medida u oficinas que estén situadas en el parque eólico). La disposición está formada por electrodos horizontales o verticales conectados, al menos, a dos conductores de bajada de la estructura.

NOTA Para más información sobre la disposición tipo A, véase la Norma IEC 62305-3, apartado 5.4.2.1. • disposición tipo B. Esta disposición es la recomendable para usarse en los aerogeneradores. Esta disposición

comprende o bien un electrodo anular externo en contacto con el terreno, al menos en un 80% de su longitud, o un electrodo de cimentación. Los electrodos, tanto anular como el de la cimentación deben conectarse a la estructura de la torre.

9.1.3 Impedancia del sistema de puesta a tierra

La impedancia convencional del sistema de puesta a tierra no afecta a la eficacia del sistema de captación ni al sistema de bajada. El sistema de puesta a tierra debe diseñarse de manera que tenga su valor de impedancia característica lo más bajo posible con el fin de reducir la caída de tensión total ( es decir, que se minimice la elevación de potencial del electrodo), reducir el valor de la corriente parcial del rayo que pueda circular en las líneas de servicio conectadas al aerogenerador y reducir el riesgo de chispas sobre otras líneas de servicio que se encuentren próximas al sistema de puesta a tierra. La profundidad de colocación y el tipo de electrodo de puesta a tierra deben minimizar los efectos de la corrosión, de la sequedad del terreno y de las heladas, para de ese modo estabilizar el valor de la resistencia de la puesta a tierra. En condiciones de hielo se recomienda no considerar como efectivo el primer metro de un electrodo vertical. Los componentes del sistema de puesta a tierra deben ser capaces de soportar la corriente de los rayos, así como las corrientes de falta de los sistemas de potencia. Esto se consigue eligiendo estos componentes de acuerdo con la Norma IEC 62305-3. El sistema de puesta a tierra debe construirse para dispersar la corriente del rayo en el terreno sin que se produzcan daños térmicos o electrodinámicos, debiendo ser la longitud de los electrodos tan corta como sea posible. En el anexo I, apartado I.2.2, puede encontrarse información adicional.

9.2 Conexión equipotencial 9.2.1 Generalidades

Se consigue la equipotencialización interconectando los SPCR con: • las partes metálicas de la estructura; • instalaciones metálicas; • sistemas internos; • partes conductoras exteriores y líneas de servicio conectadas a la estructura. Cuando se establece la conexión equipotencial con los sistemas internos, parte de la corriente del rayo puede circular por estos sistemas debiendo tenerse en cuenta sus efectos.


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Es importante la manera en que se consigue la equipotencialización con las líneas de servicio, tales como líneas de telecomunicación y de potencia y, para evitar situaciones conflictivas, debe comentarse con los operadores de la red de telecomunicación y de potencia, así como con otros operadores o autoridades que le competan. 9.2.2 Conexiones equipotenciales en instalaciones metálicas

Las conexiones equipotenciales deben hacerse tan directas y rectas como sea posible. En la tabla 5 se encuentra un listado de la sección mínima de los conductores de interconexión que conectan entre sí las diferentes barras/puntos equipotenciales y la de los conductores que conectan las barras/puntos a los puntos del sistema de puesta a tierra En la tabla 6 se encuentra un listado de la sección mínima de los conductores de interconexión que conectan las partes metálicas interiores a las barras/ puntos equipotenciales.

Tabla 5 – Dimensiones mínimas de los conductores que conectan las diferentes barras/puntos equipotenciales o que conectan las barras/puntos equipotenciales al sistema de puesta a tierra

(véase la tabla 8 de la Norma IEC 62305-3)

Niveles SPCR Materiales Sección

mm2

I a IV Cobre 14

Aluminio 22 Acero 50

Tabla 6 – Dimensiones mínimas de los conductores que conectan las instalaciones metálicas interiores a las barras/puntos equipotenciales (véase la tabla 9 de la Norma IEC 62305-3)

Niveles SPCR Materiales Sección

mm2

I a IV Cobre 5

Aluminio 8 Acero 16

9.2.3 SPCR aislado eléctricamente

No se recomienda en los aerogeneradores el empleo de un SPCR externo aislado.

9.3 Componentes estructurales 9.3.1 Generalidades

De manera general, todos los componentes estructurales conductores de los aerogeneradores deben ser capaces de soportar una parte de la corriente del rayo y teniendo en cuenta esto deben fabricarse las conexiones equipotenciales de la estructura. 9.3.2 Torre tubular metálica

La torre debe considerarse como el conductor de protección (CP) y como la conexión equipotencial principal.


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Debido a la altura de las torres, deben esperarse impactos directos de rayos en las mismas, lo que debe tenerse en cuenta en su diseño. Todos los componentes conductores y las partes metálicas de mayor tamaño que puedan conducir corrientes de rayo deben conectarse equipotencialmente a la torre. La torre debe emplearse como conductor de bajada y debe construirse de manera que la corriente del rayo pueda circular a lo largo de ella sin obstáculo. 9.3.3 Torre de hormigón armado

La torre debe considerarse como el conductor de protección (CP) y como la conexión equipotencial principal. Debido a la altura de las torres, deben esperarse impactos directos de rayos en las mismas, lo que debe tenerse en cuenta en su diseño (véase la Norma IEC 62305-3, apartado E.4.3). En estas torres pueden considerarse sistemas de protección contra el rayo externos, pero deberían estar conectados siempre al acero de la armadura del hormigón. Las salidas para las conexiones equipotenciales conectadas a las barras de acero de la armadura deben colocarse en puntos estratégicos que permitan las conexiones equipotenciales en el interior de la torre. Las torres de hormigón armado deben diseñarse de acuerdo con el apartado 9.3.6. 9.3.4 Torre de celosía

Una torre de celosía protege el interior de la torre contra el impacto directo del rayo y proporciona alguna reducción al campo electromagnético del rayo, por lo que el espacio que se encuentra en el interior de la torre se clasifica como ZPR 0B. El conductor de bajada debería hacerse vía los elementos metálicos de la torre, por lo que deben cumplir con las dimensiones exigidas por la Norma IEC 62305-3, tenido en cuenta la distribución de la corriente entre los diferentes pasos en paralelo. Para los cables puede conseguirse alguna protección colocándolos en las esquinas interiores de los perfiles metálicos de la torre. También proporcionan protección los conductos apantallados y las bandejas donde se instalan los cables, situados en el interior de la torre. 9.3.5 Sistemas dentro de la torre

El interior de la torre debe definirse como una o más zonas de protección contra el rayo (ZPR), por lo que el nivel de protección requerido para los equipos internos se evalúa y comentan en el apartado 8.5. Las escaleras deben conectarse equipotencialmente en cada extremo, cada 20 m y en cada plataforma. Los raíles, guías del ascensor, tuberías hidráulicas, cables para la protección del personal y otros componentes que atraviesen la torre deben conectarse equipotencialmente en cada extremo. Además, en las torres de celosía, las conexiones equipotenciales deben hacerse, si es posible, cada 20 m. El sistema de puesta a tierra del transformador de AT debería conectarse al sistema de puesta a tierra del aerogenerador. No se recomienda el empleo de sistemas de puesta a tierra separadas para los sistemas de potencia y para la protección contra el rayo. 9.3.6 Cimentación de hormigón

La armadura metálica de una cimentación debe considerarse siempre como parte de un SPCR, ya que siempre participará en el paso de la corriente del rayo a tierra debido a las conexiones mecánicas y eléctricas con la torre. Debe asegurarse la continuidad eléctrica de la armadura metálica del hormigón. Se considera que esta continuidad eléctrica se consigue si la mayor parte de las barras verticales y horizontales están interconectadas. Las conexiones entre las partes de la armadura metálica deben realizarse, bien mediante soldaduras, bien mediante grapas o mediante una longitud de superposición de al menos 20 veces los diámetros y atadas con hilo conductor o de otra manera segura. Debería ponerse un cuidado especial en las interconexiones para prevenir daños en el hormigón por arcos formados en contactos débiles.


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Las conexiones entre los elementos de la armadura deben especificarse por el proyectista, y el montador debe llevar a cabo el control de calidad de las conexiones. Siempre debe tenerse en cuenta los requisitos para las conexiones a la puesta a tierra cortas y rectas. Si la armadura se emplea como puesta a tierra de los sistemas de potencia, el espesor de las varillas de la armadura y las conexiones deben cumplir con los requisitos de los sistemas de puesta a tierra que se indican normalmente en los Reglamentos. Las salidas para conexiones adicionales, para las medidas o para la expansión del sistema de puesta a tierra deben colocarse en lugares apropiados de la cimentación. 9.3.7 Cimentación en zona rocosa

En zona rocosa, normalmente la resistividad más baja se da en las superficies de las rocas. Deben emplearse sistemas de puesta a tierra del tipo B. Para más información y detalles de diseño, véase el apartado I.1.1. Se recomienda emplear, al menos, para la protección contra la tensión de paso y de contacto, dos electrodos anulares concéntricos, que pueden combinarse con electrodo verticales colocados mediante perforación en la roca. Los tornillos de anclaje deben interconectarse entre sí y al sistema anular de la puesta a tierra. Si se emplease la armadura metálica de la cimentación, véase el punto 9.3.6. En zonas rocosas, puede no ser posible obtener un valor bajo de la resistencia de puesta a tierra sin instalar un sistema de puesta a tierra muy extenso. En tales zonas, debería ponerse énfasis en conseguir una superficie en la que la diferencia de potencial superficial limite las tensiones de paso y de contacto en las zonas en las que más probabilidad hay de que se encuentren las que las personas y los animales, lo que puede conseguirse colocando uno o más electrodos anulares alrededor del aerogenerador y otras instalaciones, a la vez que se provee protección contra los impulsos transitorios para todas las líneas de servicio que conectan el aerogenerador con los sistemas de potencia y de telecomunicación (véase 8.5). 9.3.8 Cimentación con un monopilar metálico

Una cimentación con un monopilar metálico es por naturaleza un gran electrodo. Debe emplearse como electrodo principal de puesta a tierra. Puede ser necesario, en función de la resistividad del terreno, el empleo de un electrodo anular para controlar los gradientes de tensión en las proximidades de la cimentación. 9.3.9 Cimentación en el mar

La resistividad del agua del mar es considerablemente inferior a la de la mayoría de los terrenos. Por tanto, en el mar se considera que una cimentación monopilar metálica, o de hormigón armado, cumplen con todos los requisitos de los sistemas de puesta a tierra por lo que no se necesitan medidas adicionales, tales como electrodos anulares, etc. Por lo general, no se requiere otras interconexiones entre las cimentaciones que la se obtiene conectando las pantallas de los cables. Los sistemas externos de puesta a tierra de cobre no pueden emplearse en el mar debido a los fenómenos de corrosión.

9.4 Dimensiones de los electrodos

La longitud mínima l1, de los electrodos de puesta a tierra depende del nivel de protección contra el rayo (I-IV) y de la resistividad del terreno. Para terrenos con resistividad superior a 500 Ωm, la longitud mínima l1, aumenta linealmente hasta los 80 m para una resistividad de 3 000 Ωm.


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Una disposición tipo B está formada por un electrodo anular externo a la estructura, en contacto con el terreno en al menos en el 80% de su longitud, o un electrodo de cimentación. Estos electrodos de tierra pueden también estar mallados. En los electrodos anulares (o electrodos de cimentación) el radio medio, re, de la superficie encerrada por el electrodo anular (o electrodo de cimentación) no debe ser inferior a l1. re ≥ l1 (17) Donde l1 se representa en el anexo I, figura I.1 de acuerdo con los niveles de protección I, II, III, IV. Cuando se necesiten longitudes superiores l1 a la dimensión de re, deben instalarse electrodos adicionales horizontales, verticales (ó inclinados) con longitudes lr (horizontales) o lv (verticales) dadas por las fórmulas siguientes: lr = l1 – re (18) lv = (l1 – re)/2 (19) El número de electrodos no será inferior a dos. Los electrodos adicionales deberían conectarse lo más equidistantes posibles. La longitud mínima l1 puede no tenerse en cuenta si la resistencia del sistema de puesta a tierra es inferior a 10 Ω medido a una frecuencia diferente de la del sistema de potencia (50 Hz – 60 Hz) y de armónicos de orden inferior. La información sobre la resistividad del terreno, sobre las corrientes previstas de falta a tierra y el tiempo de disparo es de la mayor importancia en el planteamiento y diseño del sistema de puesta a tierra. La resistividad del terreno diferirá mucho en función de la característica del terreno. En el anexo I se especifican métodos de cálculo del electrodo de tierra apropiados de acuerdo con las formas físicas y geométricas de los electrodos.

9.5 Parques eólicos

Normalmente un parque consiste en un número de estructuras, tales como aerogeneradores, edificios, infraestructuras de cables o líneas aéreas, subestaciones de alta tensión y cables de señales. Cada aerogenerador debe tener su propio sistema de puesta a tierra. Las puestas a tierra de cada aerogenerador y la de la subestación de alta tensión deben conectarse, a ser posible, mediante cables horizontales, con el fin de formar un único sistema de puesta a tierra. Esto es especialmente beneficioso en el caso de que sea difícil obtener un valor de resistencia de puesta a tierra adecuado en cada aerogenerador. NOTA Las conexiones entre los sistemas de puesta a tierra de los aerogeneradores deberían realizarse con conductores que siguiesen el mismo

trazado del de los cables de potencia que conectan los aerogeneradores. El sistema de puesta a tierra de un parque es muy importante para la protección de los sistemas eléctricos, debido a que un valor bajo de la resistencia de puesta a tierra reduce las diferencias de potencial entre las diferentes estructuras y, por tanto, reduce las interferencias que se producen en las conexiones eléctricas. Con el fin de reducir la probabilidad de impactos directos en los cables subterráneos y por tanto reducir las sobretensiones inducidas en los cables y el conductor de puesta a tierra, o en el caso de un trazado ancho de cables, se recomienda instalar cables de puesta a tierra en la parte superior del trazado de los cables.

9.6 Ejecución y mantenimiento del sistema de puesta a tierra

El proyectista del sistema de puesta a tierra debe preparar un plan para la instalación, en el que se describa con detalle la disposición del sistema de puesta a tierra y los puntos de conexión, el empleo de los conectores, grapas y soldaduras, la posición y número de las salidas y su tipo y calidad.


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Durante los trabajos de ejecución deben llevarse a cabo inspecciones, especialmente antes del vertido del hormigón. NOTA Los reglamentos eléctricos pueden pedir medidas del valor de la resistencia de puesta a tierra. En el manual de servicio y de mantenimiento debe indicarse la frecuencia y cómo inspeccionar y llevar a cabo el mantenimiento del sistema de puesta a tierra. Los intervalos entre inspecciones deberían acordarse entre el proyectista y el operador de los aerogeneradores. Deberían tenerse en cuenta los ambientes agresivos ya que necesitan inspecciones más regulares. Si se espera una determinada vida de servicio de los componentes del sistema de puesta a tierra, los intervalos entre inspecciones no pueden ser superiores a la vida de servicio más corta de uno de los componentes. 10 SEGURIDAD DEL PERSONAL

Debido al tiempo que se tarda en montar y desmontar las grúas, el montaje en tierra de los grandes aerogeneradores dura varios días. En cambio, las turbinas eólicas marinas pueden montarse en menos de un día mediante el empleo de buques o dispositivos especiales. En cualquier caso, transcurren, por lo general, algunas semanas después de haberse realizado los trabajos de montaje hasta que el aerogenerador se pone en servicio. Durante este tiempo muchas personas que trabajan alrededor del aerogenerador se encuentran en un riesgo considerable de verse afectadas si los rayos impactan sobre el aerogenerador. Por tanto deben establecerse procedimientos de seguridad en relación con los rayos. Estos procedimientos deberían incluir: • comprobación periódica de los pronósticos meteorológicos locales (por ejemplo, cada mañana); • formación del personal en primeros auxilios en relación con las lesiones producidas por los rayos y debidas a

accidentes eléctricos; • tan pronto como sea posible establecer conexiones con el sistema de puesta a tierra; • identificación de lugares seguros; • información a todo el personal del emplazamiento sobre la señal de alerta por rayo; • instrucciones al personal para: – que observe el desarrollo de las nubes de tormenta, los truenos y los rayos; – que esté pendiente de las señales de existencia de grandes campos eléctricos producidos por las nubes de

tormenta, como cabellos en punta, crujidos o resplandores provenientes de extremidades puntiagudas, tales como los sistemas de captación de rayos;

– que interrumpa el trabajo y vaya hasta el lugar seguro más próximo cuando se haya comprobado la amenaza del

rayo o se haya recibido una señal de alarma. Tales procedimientos de seguridad deberían incluirse en el Plan de Seguridad y Salud de la obra y en el Manual de montaje de los aerogeneradores, así como en el Manual de Mantenimiento y Servicio suministrado por el proveedor de la turbina eólica. Los servicios meteorológicos suelen proporcionar pronósticos suficientemente precisos sobre previsiones de tormenta e incluso suministrar servicios de aviso por teléfono, fax o Internet, lo que, sin duda, debería tenerse en consideración. Sin embargo, estos servicios no deberían sustituir a la formación del personal “in situ” para que puedan observar el desarrollo de las nubes de tormenta, los truenos (el trueno es audible de 10 km a 15 km) y los relámpagos (el relámpago es visible a unos ~ 30 km). También pueden ser útiles sistemas de detección de rayos portátiles locales y dispositivos de aviso de tormenta, disponibles hoy día en el mercado.


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Algunos sistemas de alarma de rayo, en una tormenta en desarrollo, no proporcionan alarma de todas las descargas, en especial de la primera descarga, por lo que es esencial que todo el personal esté enterado, para su seguridad personal, de los riesgos debidos a los rayos. Durante los trabajos de construcción, conexión de las grúas, generadores, etc. el sistema de puesta a tierra debería montarse lo antes posible. Las personas que trabajan en el exterior de la góndola y en las palas no está en un lugar seguro, igual que personas que salgan de la torre del aerogenerador, permanezcan de pie junto a la torre, suban o bajen escaleras, trabajen en circuitos eléctricos, etc., que estarán en riesgo si el rayo impacta en el aerogenerador. Por lo tanto, debería instruírseles para que dejen el trabajo y vayan a lugares seguros hasta que el peligro haya pasado. Las plataformas situadas en el interior de las torres tubulares, en general, se consideran lugares seguros, ya que la torre es prácticamente una jaula de Faraday. Al personal debe instruírsele en el sentido de que deben dejar el trabajo e irse a la plataforma más próxima dentro de la torre y permanecer allí hasta que la tormenta haya pasado. Otros lugares seguros son el interior de los vehículos con techo de metal, contenedores de metal, etc. NOTA 1 Al personal debe instruírsele para que permanezcan de pié o sentados en las plataformas y para que no toquen sistemas conductores de la

electricidad que se extiendan verticalmente por la torre, tales como los sistemas eléctricos. Como puede ser difícil comunicarse eficazmente en un área de construcción, debería implementarse algún tipo de señal acústica de aviso, radio u otro medio equivalente efectivo (podría ser el sonido repetitivo de la bocina de un coche o el empleo de una bocina de aire comprimido). NOTA 2 La documentación del aerogenerador debería definir los lugares seguros en el aerogenerador, las distancias de seguridad necesarias y otras

precauciones que debe adoptar la gente mientras estén en el lugar seguro. La Norma IEC 62305-3 proporciona orientación sobre cómo hacer una evaluación detallada de la distancia de seguridad.

11 DOCUMENTACIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN CONTRA RAYOS 11.1 Generalidades

En este capítulo se resume toda la documentación que se requiere en otros capítulos. Las descripciones se han acortado y agrupado para mejorar su visión. La documentación para la evaluación del diseño se indica en el apartado 11.2, y para la valoración del lugar, en el apartado 11.3. La documentación necesaria antes de la inspección del sistema de protección contra el rayo se da en el apartado 11.4, y los manuales se encuentran listados en el apartado 11.5. La documentación puede ser, o bien un documento, o referencias a la documentación de las normas.

11.2 Documentación necesaria para la evaluación del diseño

Los documentos generales (véase 11.2.1) deben considerar el aerogenerador como un todo indicando la filosofía empleada en su protección. Estos documentos deben tener relación con otros documentos más detallados para palas, sistemas mecánicos, eléctricos, conexiones equipotenciales, puesta a tierra y otros sistemas (véanse 11.2.2 a 11.2.6). 11.2.1 Documentación general a) Esquema unifilar del sistema de protección de los aerogeneradores, en el que debe figurar: 1) las estructuras separadas y su interconexión; 2) los esquemas de los circuitos indicando las ZPR y sus límites, en el anexo E hay ejemplos básicos; 3) sistemas de captación de los rayos;


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4) situación de los conductores de bajada; 5) electrodos de puesta a tierra y control del potencial de la superficie; 6) situación de los conductores y de las barras equipotenciales; 7) situación de los DPS; 8) puntos de la conexión equipotencial de las pantallas de los cables. b) Diseño 1) descripción de cómo e conduce la corriente del rayo a partir de los puntos de captura; 2) nivel de protección considerado para el diseño; 3) si se emplea un NPR inferior a I la valoración del riesgo debería documentarse; 4) un análisis de la distribución de la corriente del rayo en el aerogenerador, 5) selección y verificación de la coordinación por energía de los DPS. c) Procedimientos de seguridad para las personas en relación con los rayos. 11.2.2 Documentación de las palas a) Dibujo de las palas que debe tener: 1) conductor de bajada en una sección transversal; 2) componentes conductores adicionales; 3) detalles de las conexiones equipotenciales. b) Descripción con el siguiente contenido: 1) montaje del sistema de captación y de los conductores de bajada; 2) medidas tomadas para impedir arcos internos en la pala; 3) definición de las medidas necesarias para inspeccionar y mantener el sistema de captación, los descargadores de

aire o las escobillas; 4) definición de las medidas necesarias para inspeccionar y mantener el sistema de los conductores de bajada y los

componentes de conexión; 5) instrucciones para la inspección y el mantenimiento. c) Documentación de los métodos de verificación en el que se demuestre la capacidad del sistema de captación para

interceptar los rayos y conducir sus corrientes. 11.2.3 Documentación de los sistemas mecánicos a) Verificación de la capacidad para soportar el paso de la corriente del rayo. b) Descripción de las medidas tomadas para proteger los rodamientos y los sistemas hidráulicos de las corrientes del

rayo. La descripción debe contener documentación y evidencia de que se ha probado tecnológicamente y/ó los informes de los ensayos en los que se demuestre la efectividad de las medidas de protección.


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c) Si no se instalan protecciones, informes de ensayos en los que se demuestre que, incluso con impactos de rayos regulares, los rodamientos son capaces de funcionar a lo largo de la su vida de servicio.

11.2.4 Documentación de los sistemas eléctricos y electrónicos a) Diseño de la instalación y apantallamiento de los sistemas eléctricos y electrónicos. b) Selección y coordinación de los DPS. c) Niveles de inmunidad de los equipos en las ZPR. d) Plan de mantenimiento para los DPS. e) Análisis en el que se analice la necesidad de colocar pararrayos autoválvulas de alta tensión. 11.2.5 Documentación de los sistemas de puesta a tierra y conexiones equipotenciales a) Plano equipotencial general de todas las conexiones equipotenciales y puestas a tierra en el aerogenerador, en el que

se muestre el sistema de las conexiones equipotenciales. b) Descripciones y dibujos con datos relevantes. c) Descripción del Control de Calidad llevado a cabo en las conexiones. 11.2.6 Documentación de la cubierta de la góndola, buje y sistemas de protección de la torre a) Dibujos que contengan la información siguiente: 1) cubierta de la góndola, capota en la que se indique las partes metálicas empleadas como sistema de captación; 2) sistemas de captación; 3) conexiones equipotenciales; 4) redes metálicas o conductos metálicos cerrados, según los casos; 5) medidas de apantallamiento para el buje y la góndola. b) Informes de ensayos, caso de ser aplicables. c) Conexiones equipotenciales del sistema de protección externa en torres de hormigón a la armadura metálica de la

torre. d) Dimensiones de los elementos estructurales de la torres de celosía.

11.3 Información específica del emplazamiento a) Incidencia de rayos en la región en la que se encuentra el parque. b) En la documentación de la puesta a tierra: 1) resistividad del terreno; 2) valor de la corriente de falta a tierra; 3) tiempo de despeje de la falta.


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c) Plan de seguridad y salud durante la construcción.

11.4 Información a suministrar para realizar la inspección del SPCR a) Descripción del SPCR. b) Descripción del sistema de puesta a tierra. c) Informes de las inspecciones previas, caso de ser necesario. 11.4.1 Informe de la inspección visual del SPCR 11.4.2 Informe de la inspección completa del SPCR

11.5 Manuales

Los siguientes manuales deben cubrir temas relevantes en relación con la protección contra el rayo y los sistemas de puesta a tierra: a) manuales de calidad; b) manual de la instalación de la cimentación; c) manual de mantenimiento de la cimentación; d) manual de colocación del aerogenerador; e) manuales de servicio y de mantenimiento de los aerogeneradores. 12 INSPECCIÓN DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN CONTRA EL RAYO 12.1 Objeto de la inspección

Como parte del concepto de un sistema de protección contra el rayo debe establecerse un programa de inspección. El objetivo de las inspecciones es asegurar que: • el SPCR está conforme al diseño original basado en esta norma; • todos los componentes del SPCR se encuentran en buenas condiciones y son capaces de cumplir con la misión

asignada. El SPCR debe diseñarse de manera que permita al operador inspeccionar las partes vitales del sistema. El fabricante del aerogenerador es el responsable de preparar un plan de inspección y de instrucción incluyendo los puntos de autocontrol en las instrucciones de trabajo, en los manuales de servicio y mantenimiento del aerogenerador, y en el manual de mantenimiento de la cimentación, etc.

12.2 Orden de las inspecciones 12.2.1 Generalidades

Debe establecerse un programa de inspección. Las inspecciones deberían llevarse a cabo de acuerdo con el apartado 12.1, y debe realizarse, al menos, durante los procesos siguientes; • fabricación del aerogenerador;


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• instalación del aerogenerador; • puesta en marcha del aerogenerador; • a intervalos razonables en función del lugar de emplazamiento del aerogenerador (los intervalos máximos entre

inspecciones regulares se indican en la tabla 7); • después de situaciones en las que partes del aerogenerador han tenido que desmontarse o repararse (es decir, palas,

componentes principales, sistemas de control, etc.). 12.2.2 Inspecciones durante la fabricación del aerogenerador

Los programas de inspección pueden hacerlos inspectores de control de calidad o hacerse por autocontrol en función de lo que indique el plan de inspección. Durante la fabricación, elevación e instalación del aerogenerador debe asegurarse que todas las instalaciones y las medidas relacionadas con el sistema de protección contra rayos se han realizado adecuadamente. En las instrucciones de trabajo deben describirse todos los detalles importantes, etc. 12.2.3 Inspecciones durante la instalación del aerogenerador

El sistema de puesta a tierra debe inspeccionarse cuidadosamente durante la instalación, con especial énfasis en: • daños mecánicos durante la excavación y el relleno; • estabilidad mecánica durante el vaciado; • conexión eléctrica a otras partes metálicas de acero (por ejemplo, escaleras situadas exteriormente); • conexión a la puesta a tierra de la cimentación; • conexión a sistemas exteriores de puesta a tierra; • corrosión galvánica. Puede haber otras partes del sistema no visibles para poder ser inspeccionadas posteriormente, lo que requerirá una atención especial durante la instalación. 12.2.4 Inspecciones durante la puesta en marcha del aerogenerador e inspección periódica

El sistema de protección contra rayos debe inspeccionarse como parte de las inspecciones a realizar cuando se pone en marcha el aerogenerador. Debe realizarse, al menos por inspección visual – y por medidas de continuidad en los sitios donde no puede el SPCR no puede inspeccionarse. Cuando se prepara el plan de inspección, deben tenerse en cuenta los siguientes puntos: • erosión y corrosión de los elementos del sistema de captación (solo mediante inspecciones periódicas); • propiedades mecánicas y eléctricas de los conductores, conexiones, escobillas o descargadores de aire; • estado de las conexiones, conexiones equipotenciales, fijaciones, etc.; • estado de los DPS; • corrosión de los electrodos de puesta a tierra (solo mediante inspecciones periódicas). En determinados intervalos (se indican en la tabla 7) debe realizarse una inspección completa que incluya medidas de continuidad en partes vitales del SPCR e inspecciones en los DPS que no estén monitorizados.


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El fabricante de las palas y el del aerogenerador pueden indicar en sus manuales de servicio y de mantenimiento intervalos para inspecciones específicas en función de Nd, número anual de impactos de rayos en el aerogenerador en base a la durabilidad del sistema de protección documentada mediante análisis y ensayos. Las medidas de continuidad pueden realizarse en base a medidas en corriente continua o métodos similares. El objetivo principal es asegurar la continuidad de la conexión sin obtener un valor determinado. Los valores obtenidos pueden emplearse como referencias de medidas periódicas posteriores. En el manual de servicio y de mantenimiento deben definirse los puntos de medida y los límites de los valores a medir. La continuidad de los conductores de bajada situados en la pala debería asegurarse mediante la construcción del sistema de protección y comprobarse durante la fabricación, de esa manera no se necesitan las medidas de continuidad en el campo.

Tabla 7 – Intervalos de inspección general en un SPCR

Niveles de protección Inspección visual

(cada X años)

Inspección completa incluyendo las medidas de continuidad

(cada X años) I y II 1 2

III y IV 1 4 12.2.5 Inspecciones tras desmontar o reparar partes principales

Después de desmontar o reparar partes principales del aerogenerador, debe asegurarse que todas las partes relacionadas con el SPCR se han restituido adecuadamente. Si es necesario, debe realizarse una inspección total. Cuando el aerogenerador está operando con normalidad, la frecuencia de las inspecciones se determinará en función de las condiciones ambientales, pero debe inspeccionarse, al menos con las frecuencias indicadas en la tabla 7.

12.3 Mantenimiento

La realización de inspecciones regulares es una condición fundamental para un mantenimiento fiable del SPCR de un aerogenerador. Si el diseño del SPCR contiene partes con desgaste (puntos del sistema de captación, contactos deslizantes, descargadores de aire, aparatos de protección contra impulsos transitorios, etc.), debe asegurarse, mediante las inspecciones periódicas, que estas partes se mantienen correctamente – de acuerdo con su esperanza de vida- o que están monitorizadas mediante un sistema automático que informe al operador del aerogenerador de que un componente ha fallado. Todos los componentes desgastados o defectuosos deben cambiarse sin demora.


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ANEXO A (Informativo)

EL FENÓMENO DEL RAYO EN RELACIÓN CON LOS AEROGENERADORES A.1 Los rayos en los aerogeneradores A.1.1 Generalidades

El objetivo de este anexo A es presentar de manera resumida la información más necesaria y relevante sobre el fenómeno del rayo para entenderlo así como los procesos involucrados cuando el rayo interactúa con los aerogeneradores. Más información se encuentra en la literatura [1]2).

A.1.2 Las propiedades del rayo

El rayo puede considerarse como una fuente de corriente, y los cuatro parámetros de corriente del rayo a tener en cuenta en el diseño y dimensionamiento del sistema de protección contra rayos son: el valor pico de la corriente (I), la pendiente de los impulsos de corriente del impacto del rayo (di/dt), la carga transferida (Q), y la energía específica (W/R). Los valores máximos registrados de una corriente de rayo producida por un impacto simple se encuentra en el intervalo de 2 kA a 300 kA. Los valores máximos registrados de carga transferida y de energía específica son, respectivamente, de algunos cientos de Culombios (C) y, en muy raras ocasiones llega hasta los 20 MJ/Ω. Estos parámetros son los que intervienen en los daños que se producen en las palas de los aerogeneradores y en el sistema de protección. Las corrientes de los impactos producen altas presiones que algunas veces dan lugar a la ruptura de la estructura compuesta de las palas. Estos parámetros también tienen influencia sobre las magnitudes de los efectos indirectos en los sistemas eléctricos y electrónicos. La carga transferida produce fusión en los puntos en los que impactan los rayos, tales como los receptores y en otros lugares en los que las corrientes de rayos pueden pasar a través de descargadores de aire. Los efectos de los cuatros parámetros de la corriente del rayo se resumen en la tabla A.3. Los valores máximos de estos parámetros ocurren solamente en un porcentaje pequeño de las descargas que se producen en todo el mundo. El valor medio de la corriente pico del rayo es aproximadamente 30 kA con un valor medio de carga transferida y energía específica de 5 C y 55 kJ/Ω, respectivamente. Además, las características eléctricas de la corriente del rayo varían con el tipo de descarga, estación del año y la localización geográfica. Los campos eléctricos que preceden inmediatamente al impacto del rayo forman también parte del ambiente producido por los rayos, determinando estos campos el punto en que el rayo impactará sobre la estructura dando lugar o bien a perforaciones en las superficies no conductoras o a líderes de conexión inducidos por estos campos en elementos conductores internos.

A.1.3 Formación de las descargas del rayo y parámetros eléctricos

Las descargas atmosféricas se producen a partir de una separación de cargas en las nubes de tormenta, con un proceso que se detalla en múltiples publicaciones (por ejemplo, [1]). Se observa un impacto de rayo cuando esta carga se descarga en tierra o en una región de la misma nube con polaridad opuesta o en una nube próxima. Este capítulo se refiere solamente a las descargas que impactan en tierra, dando lugar a una transferencia de carga entre la nube de tormenta y tierra. Una descarga atmosférica está formada, normalmente, por varias fases. El suceso completo que transcurre por el canal ionizado se llama rayo y puede durar hasta 1s. Los componentes individuales de los rayos se denominan impactos de rayo de corta y de larga duración, conocidos más comúnmente como corrientes continuas.

2) Las cifras entre corchetes se refieren a la bibliografía.


- 59 - EN 61400-24:2010

Las descargas son básicamente de dos tipos, descendentes o ascendentes. La descarga descendente comienza en la nube de tormenta y se dirige hacia tierra. Por contra, una descarga ascendente comienza en tierra desde una zona expuesta (por ejemplo partes superiores de las montañas) o desde las partes superiores de las estructuras altas, y se dirigen hacia las nubes. Comúnmente, a estos tipos básicos se les denomina "descargas nube-tierra" o "descargas descendentes" y "descargas tierra-nube" o "descarga ascendente", respectivamente. Ambos tipos de descargas se subdividen, a su vez, de acuerdo con la polaridad de la carga que sale de la nube. Una descarga negativa baja carga negativa desde la nube a tierra. Una descarga positiva transfiere carga positiva desde la nube a tierra. La mayoría de las descargas son negativas siendo, aproximadamente, el 90% de todas las descargas nube-tierra. El 10% restante son descargas positivas nube-tierra. Estas últimas presentan, normalmente, los parámetros eléctricos más poderosos (es decir, mayor I, Q y W/R), mientras que las descargas negativas presentan las mayores pendientes en los impulsos de corriente (es decir, los mayores valores di/dt). Cada descarga es diferente debido a las variaciones naturales en las nubes de tormentas que las producen y en los caminos individuales a tierra. Por ejemplo, no es posible predecir que el próximo rayo que impacte en una determinada estructura tendrá un valor de pico de corriente determinado. Lo que se puede decir es que la estructura tiene una determinada probabilidad de ser alcanzada por impactos de rayos cuya corrientes sobrepasen un determinado valor. Las funciones distribución de probabilidad de los parámetros eléctricos que se emplean para describir un impacto de rayo, se han obtenido de medidas reales de rayos en torres [2] [3]. Estos datos estadísticos de los parámetros de las corrientes de los rayos se emplean en las Normas IEC 62305 sobre protección contra el rayo (véase la tabla A.1). de. A nivel mundial se está obteniendo más información a partir de los sistemas de localización de rayos, tanto regionales como nacionales. Estos sistemas pueden registrar la localización de un rayo y estimar su valor pico de corriente. Las funciones de distribución de probabilidad que describen los parámetros eléctricos de los rayos son diferentes para cada tipo de rayos (ascendentes/descendentes y positivos/negativos). Las funciones de distribución correspondientes a cada tipo se describen más adelante junto con la forma de la onda típica de cada tipo de rayo. El nivel de probabilidad indica la probabilidad de que el valor de un parámetro eléctrico específico exceda el valor indicado en las tablas.

A.1.4 Descargas nube-tierra

Una descarga nube-tierra (descarga descendente) se forma inicialmente por una descarga en la nube. La física de este proceso aún no se conoce totalmente. El proceso de la descarga que se produce desde la nube a tierra se conoce mejor. A.1.4.1 Descargas negativas nube-tierra

En el caso de una descarga negativa, un líder desciende desde la nube hacia tierra, avanzando por saltos de varias decenas de metros y con una pausa entre saltos de aproximadamente 50 μs. Los saltos tienen una duración corta (valor típico de 1 μs) con impulsos de corrientes de más de 1 kA. El canal líder, cuando está desarrollado totalmente, contiene una carga de unos 10 C o más. El diámetro del canal está en el rango de unas pocas decenas de metros. La duración total del proceso del líder por saltos es de una pocas decenas de milisegundos. El canal del líder no es visible a simple vista. El extremo del líder se encuentra a un potencial superior a 10 MV respecto a tierra. Conforme la punta del líder se acerca a tierra, el campo eléctrico en la superficie de la tierra aumenta. Cuando el campo eléctrico al nivel de tierra excede la rigidez dieléctrica del aire, se emite desde tierra o desde las estructuras situadas en tierra un líder ascendente (respuesta). Estos líderes ascendentes se denominan comúnmente líderes de conexión. Los líderes de conexión juegan un papel importante para determinar el punto de impacto de la descarga en un objeto. Cuando el líder descendente se encuentra con el líder de conexión se establece un paso continuo de carga desde la nube a tierra. La carga depositada en el canal líder se descarga a tierra por medio de una onda de corriente que se propaga hacia arriba por el canal ionizado a una velocidad de alrededor de un tercio de la velocidad de la luz. A este proceso se le denomina primera descarga de retorno. Esta primera descarga de retorno puede tener un valor pico de hasta algunos de cientos de kiloamperios y una duración de algunos cientos de microsegundos. El proceso de propagación de la descarga descendente y el de la captación se muestran en la figura A.1.


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Figura A.1 – Proceso inv Después de un intervalo de tiempo del orddescarga de retorno, pueden producirse otrdescargas subsiguientes de retorno no avamilisegundos). Como valor medio, una descdescargas de retorno constituyen la parte vis A continuación de una o más corrientes de corrientes continuas son muy diferentes en duración y de gran amplitud: el valor medio mientras que la duración puede ser tan ltransfieren grandes cantidades de carga elétodas las descargas nubes-tierra contienen co La figura A.2 muestra un perfil típico de la cdescendente y el de conexión, se produce corriente que dura algunos cientos de microsiendo el valor medio 30 kA aproximadaproducirse otras subsiguientes descargas subsiguientes tienen, generalmente, un valopresentan un valor mayor de la variación depueden estar formada por combinaciones deindica en la figura A.5.

- 60 -

volucrado en la formación de una descarga nube-tier

den de 10 ms a varios cientos de ms, y siguiendo la ros procesos líder/descarga de retorno. El líder (dardoanza por tramos y su velocidad es mayor (duracióncarga contiene de 3 a 4 descargas de retorno (incluyenible de las descargas.

retorno, puede fluir una corriente continua a través delcomparación con las descargas de retorno formadas pode la corriente continua es del orden de unos pocos de arga como de varios cientos de milisegundos. Las

éctrica directamente desde la nube a tierra. Aproximadomponentes de corriente continua.

corriente del rayo en una descarga nube-tierra. Después una primera descarga de retorno (a tierra) resultando segundos. El pico de la corriente es del orden de algun

amente (tabla A.1). Después de la primera descargade retorno y corrientes continuas. Aunque las de

or pico menor y una duración menor que la primera de la corriente con el tiempo (pendiente). Las descargas ne las diferentes componentes de las corrientes antes me

rra

traza de la primera o) que precede a las n de unos pocos de ndo la primera). Las

l canal ionizado. Las or corrientes de corta cientos de amperios, corrientes continuas damente la mitad de

de la unión del líder un gran impulso de

nos kA hasta 100 kA, a de retorno pueden escargas de retorno descarga de retorno, negativas nube-tierra encionadas, como se


Figura A.2 – Perfil típico Una corriente de rayo está formada por uno o • descargas de duración inferior a 2 ms (fig • descargas de duración superior a 2 ms (fi

Leyenda O1 Origen virtual I Pico de corriente i Corriente t Tiempo T1 Tiempo del frente T2 Tiempo hasta la mitad del valor

Figura A.3 – Definición de los parám

- 61 - EN

de una descarga negativa nube - tierra (no está a esc

o más diferentes descargas:

gura A.3);

igura A.4).

metros de los impactos de corta duración (normalme

N 61400-24:2010

ala)

nte T2 < 2 ms)


EN 61400-24:2010

Leyenda Tlargo Tiempo de duración Qlarga Carga del impacto de larga duración

Figura A.4 – Definición de los parámetr(Figu

Tabla A.1 – Pará(adaptada d

Parámetro Valores fijadopara el nivel I

I (kA) 50

200 Qdescarga( C)

300 Qcorto( C)

100 W/R (kJ/Ω)

10 000 di/dtmáx. (kA/μs)

20 di/dt30%/90% (kA/μs) 200 Qlarga (C) 200 tlargo (s) 0,5 Duración del frente (μs)

Duración del impacto (μs)

Intervalo de tiempo (ms) Duración total de la descarga (μs)

NOTA Los valores I = 4 kA e I = 20 kA corresponde

- 62 -

ros de los impactos de larga duración (normalmente 2ura A.2 de la Norma IEC 62305-1)

ámetros de las descargas negativas nube- tierra de la tabla A.1 de la Norma IEC 62305-1)

s I

Valores Tipo

95% 50% 5% 4(98%) 20(80%) 90 Primer corto

4,9 11,8 28,6 Subsiguiente4,6 35 250 Primer corto1,3 7,5 40 Descarga neg20 80 350 Descarga po1,1 4,5 20 Primer corto

0,22 0,95 4 Subsiguiente2 16 150 Primer corto6 55 550 Primer corto

0,55 6 52 Subsiguiente25 650 15 000 Primer corto9,1 24,3 65 Primer corto9,9 39,9 161,5 Subsiguiente0,2 2,4 32 Primer corto4,1 20,1 98,5 Subsiguiente

Largo Largo

1,8 5,5 18 Primer corto0,22 1,1 4,5 Subsiguiente3,5 22 200 Primer corto30 75 200 Primer corto6,5 32 140 Subsiguiente25 230 2 000 Primer corto7 33 150 Impactos neg

0,15 13 1 100 Descarga neg31 180 900 Descarga neg14 85 500 Descarga po

en, respectivamente, a las probabilidades de 98% y 80%.

2 ms < Tlarga < 1 s)

de impacto

o negativo e corto negativo o positivo (solo) gativa sitiva

o negativo e corto negativo o positivo (solo) o negativo e corto negativo o positivo o negativo e corto negativo o positivo e corto negativo

o negativo e corto negativo o positivo (solo) o negativo e corto negativo o positivo (solo) gativos múltiples gativa (todas) gativa (sin simple) sitiva


Figura A.5 – Posibles componente

y en estructuras A.1.4.2 Descargas positivas nube-tierra

En contraste con las descargas negativas, continuo sin saltos. El líder de conexión y anteriormente para las descargas negativas una sola descarga de retorno que puede estar Las descargas positivas nube-tierra son de gvalores de la corriente de pico (I), de la cargque los de las descargas nube-tierra negativadescarga de retorno nube tierra negativa. Un Los parámetros típicos están indicados, junto

Figura A.6 – Per

- 63 - EN

es de las descargas descendentes (normalmente en te bajas) (Figura A.3 de la Norma IEC 62305-1)

las descargas positivas nube-tierra se inician con ulas fases de las descargas de retorno tienen un procesdescendentes. Una descarga positiva nube-tierra cons

r seguida por una corriente continua.

gran importancia para la práctica de la protección contrga total transferida (Q) y de la energía específica (W/R),as. La descarga de retorno tiende a tener una pendiente mperfil típico de una descarga positiva nube-tierra se mue

os con los de las descargas negativas nube-tierra, en la tab

rfil típico de una descarga positiva nube-tierra

N 61400-24:2010

erreno llano

un líder descendente so similar al descrito sta, normalmente, de

ra el rayo porque los , pueden ser mayores menor que la primera estra en la figura A.6. bla A.1 [2] [3].


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A.1.5 Descargas ascendentes

La carga de la nube de tormenta produce suficiente, normalmente, como para producpuede aumentar de manera significativa en laerogeneradores situados en montañas. En einiciar una líder ascendente desde la tierra hen 100 m (como los nuevos aerogeneradores Una descarga líder ascendente comienza concorriente (figura A.7). Esta fase de corrientemueven por el mismo canal. Estas corrientedescargas nube-tierra. La descarga líder asretorno de las descargas nube-tierra. El punten el que se forma este líder.

Figura A.7 – Perfil típi

Las medidas de los parámetros de estas deslos trabajos reseñados en [1] pueden encodistintos países, así como comentarios comphan estudiado mediante medidas realizadas e La información que se da a continuación es medidas, las descargas ascendentes positivas Aunque los valores pico de la corriente soncorriente continua inicial en raras ocasionesascendentes, también, pueden estar formadaanteriormente, como se muestran en la figura En general, los parámetros de las descargas con excepción, posiblemente, de la carga emplazamientos expuestos pueden experimetormentas de invierno, cuando se han observ

- 64 -

en la superficie de la tierra una elevación del campo cir el lanzamiento de un líder ascendente. Sin embargolos objetos colocados en zonas altas, o en estructuras esbestas situaciones, el campo eléctrico puede alcanzar un hacia la nube. Las estructuras que exceden en altura al ts) están expuestas a que se produzcan en ellas estos líder

n una fase de corriente continua a la que pueden supere continua puede estar seguida por descargas de retorns de retorno son muy similares a las descargas posterioscendente no contiene una componente análoga a la pto donde una descarga líder ascendente alcanza a una es

ico de una descarga negativa ascendente tierra - nube

cargas se han hecho en objetos altos propicios a este tiontrarse información detallada procedente de observacpletos realizados por Rakov y Uman. En los últimos añoen aerogeneradores [4].

sobre los parámetros de las descargas ascendentes negas son raras.

n relativamente bajos, alrededor de 10 kA, la carga trans llega al valor de 300 C como se indica en la tabla A.as por combinaciones de diferentes componentes de la A.8.

ascendentes son menores que los parámetros de las desctotal transferida. Además, es evidente que los objeto

entar muy frecuentemente descargas ascendentes, en pvado decenas de descargas ascendentes en objetos altos

eléctrico que no es o, el campo eléctrico beltas, como torres o valor suficiente para terreno que las rodea res ascendentes.

rponerse impulsos de no posteriores que se ores de retorno de las primera descarga de structura es el mismo

e

ipo de descargas. En ciones realizadas en os estas descargas se

ativas ya que, aunque

nsferida asociada a la .2 [1]. Las descargas as corrientes citadas

cargas descendentes, os altos situados en

particular durante las muy expuestos.


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Esto es muy relevante para los aerogeneradores ya que debido a la búsqueda de condiciones de vientos favorables los aerogeneradores se colocan en lugares de altura y expuestos. Por tanto, hay que considerar el riesgo de descargas ascendentes, y los diseñadores deben buscar información sobre los rayos de invierno en los emplazamientos elegidos. Como la iniciación de la descarga ascendente se origina en los extremos del aerogenerador (es decir, en las palas y los sistemas de captación que protegen a la instrumentación meteorológica situada en la góndola), el punto de impacto es conocido, y considerando un diseño adecuado del sistema de protección éste debe tener en cuenta y funciona bien ante las descargas ascendentes. Por tanto, cuanto mayor es la frecuencia de rayos de invierno, más resistentes deben ser los sistemas de captación o más cambios periódicos de estos sistemas deben realizarse.

Tabla A.2 – Parámetros de las descargas ascendentes

Parámetro Valor máximo Carga total transferida C 300 Duración total s 0,5 a 1,0 Pico de la corriente kA 20

Valor medio de la pendiente de los impulsos superpuestos kA/μs 20

Número de impulsos superpuestos 50


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Figura A.8 – Posibles componentes de(Figu

A.2 Parámetros de la corriente del rayo r

Los parámetros del rayo que juegan un papeQ, la energía específica W/R, la duración T yun mecanismo diferente de fallo. Los parámseleccionan para representar en el laboratortabla A.3 se muestran los valores máximos dde protección requerido (véase la Norma IEC

- 66 -

e las descargas ascendentes (típicos de estructuras altura A.4 de la Norma IEC 62305-1)

relevantes en el punto de impacto

el importante en un SPCR son, en general, el pico de lay la pendiente media de la corriente di/dt. Cada parámeetros a considerar para los ensayos son combinaciones drio el mecanismo de fallo de la parte del SPCR que sede I, Q, W/R, T, y di/dt a tener en cuenta en los ensayos C 62305-1, anexo D para más detalles).

tas o expuestas)

a corriente I, la carga etro tiende a dominar de estos valores, y se e va a ensayar. En la

en función del nivel


- 67 - EN 61400-24:2010

Tabla A.3 – Resumen de los parámetros del rayo a considerar en el cálculo de los valores de ensayo de los diferentes componentes de los SPCR y para los diferentes niveles de protección

(Tabla D.1 de la Norma IEC 62305-1)

Componente Problemas principales Parámetros del rayo Notas

Dispositivo de captación

Erosión en el punto de impacto (por ejemplo, hojas delgadas de metal)

NPR Qlarga C

T

I II

III-IV

200 150 100

< 1 s (aplicar Qlarga en un

impacto solo)

Dispositivo de captura y conductores de bajada

Calentamiento óhmico

NPR W/R kJ/Ω

T El dimensiona-miento según la Norma IEC 62305-3 hace superfluos los ensayos

I II

III-IV

10 000 5 600 2 500

Aplicar W/R en configuración

adiabática

Efectos mecánicos

NPR I kA

W/R kJ/Ω

I II

III-IV

200 150 100

10 000 5 600 2 500

Componentes de conexión

Efectos combinados (térmicos, mecánicos y arcos)

NPR I kA

W/R kJ/Ω

T

I II

III-IV

200 150 100

10 000 5 600 2 500

< 2 ms (para I y W/R en un impacto

solo)

Tomas de tierras

Erosión en el punto de impacto

NPR Qlarga C

T Dimensiona-miento determi-nado por los aspectos mecá-nicos y quími-cos (corrosión, etc.)

I II

III-IV

200 150 100

< 1 s (aplicar Qlarga en un

impacto solo)

Pararrayos con explosores

Efectos combinados (térmicos, mecánicos y arcos)

NPR I kA

Qcorta C

W/R kJ/Ω

di/dt kA/μs

Aplicar I, Qcorta y W/R en un impacto solo (duración T < 2 ms), aplicar di/dt en un impacto separado

I II

III-IV

200 150 100

100 75 50

10 000 5 600 2 500

200 150 100

Pararrayos autoválvulas con varistores

Efectos energéticos (sobrecargas)

NPR Qcorta C

Deben controlarse los dos aspectos

I II

III-IV

100 75 50

Efectos dieléctricos (cebados/ perforaciones

NPR I kA

T Pueden realizarse ensayos por separado

I II

III-IV

200 150 100

< 2 ms (aplicar I en un

impacto solo)


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A.3 Corriente del líder sin impacto de retorno

Los líderes ascendentes se inician en el aerogenerador cuando hay grandes campos electrostáticos producidos por las nubes de tormenta o por los líderes que se aproximan desde la nube. Cuando estos líderes ascendentes no conectan con un líder proveniente de la nube de tormenta, no se produce descarga de retorno. Los impulsos de corriente asociados con los líderes van desde unos pocos kA hasta 10 kA. Los líderes ascendentes solamente pueden salir cuando se producen altos campos electrostáticos. A.4 Efectos del impulso electromagnético del rayo IEMR

El IEMR produce sobretensiones, que pueden ser de menor energía que las producidas por los impactos directos pero pueden ser más frecuentes. Estas sobretensiones e impulsos pueden provenir de: • conducción parcial de las corrientes del rayo; • acoplamientos inductivos/capacitivos; • descargas cerca del aerogenerador; • transmitidos por las líneas (líneas de potencia y/o de comunicación por descargas cerca o en las líneas).


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ANEXO B (Informativo)

VALORACIÓN DE LA EXPOSICIÓN A LOS RAYOS B.1 Generalidades

En el capítulo B.2 de este anexo, se explican los términos empleados para los daños y las pérdidas (véase B.2.1), para los riegos y sus componentes (véase B.2.2), para la composición de los componentes de riesgo relacionados con los aerogeneradores (véase B.2.3) y para la composición de los componentes del riesgo relacionados con un servicio (véase B.2.4). En el capítulo B.3 se encuentra la valoración de la probabilidad, Px, de los distintos tipos de daños calculados según el anexo B la Norma IEC 62305-2, así como los comentarios relativos a la importancia que tienen en los aerogeneradores. En el capítulo B.4 se encuentra la valoración de las pérdidas Lx, calculadas según el anexo C de la Norma IEC 62305-2, así como los comentarios relativos a la importancia que tienen en los aerogeneradores. En el capítulo B.5 se indica la valoración de la probabilidad P´x, de daños en un servicio, calculados de acuerdo con el anexo D de la Norma IEC 62305-2 así como los comentarios relativos a la importancia que tienen en los aerogeneradores En el capítulo B.6 se indica la valoración de las pérdidas L´x, en un servicio, calculados de acuerdo con el anexo E de la Norma IEC 62305-2. En el capítulo B.7 se indica la valoración del coste de las pérdidas, calculados de acuerdo con el anexo G de la Norma IEC 62305-2. B.2 Explicación de los términos B.2.1 Pérdidas y daños

Los términos que cubren los conceptos de pérdidas y daños están recogidos en la Norma IEC 62305-2. En esta norma se incluyen los términos y conceptos que se consideran importantes en los aerogeneradores. La corriente del rayo es la fuente primaria de los daños. La fuentes que se indican a continuación se definen en función del punto en el que impacte el rayo (véase la tabla B.1). S1: impactos de rayos en un aerogenerador; S2: impactos de rayos cerca de un aerogenerador; S3: impactos de rayos en un servicio (por ejemplo, en un cable de potencia o de telecomunicación); S4: impactos de rayos cerca de un servicio. NOTA 1 S2 Los impactos de rayos cerca de un aerogenerador no se consideran una amenaza si existe protección contra el impacto directo del rayo. NOTA 2 S4 Los impactos de rayos cerca de un servicio no se consideran una amenaza si existe protección contra el impacto directo del rayo. Los tres tipos de básicos de daños que se consideran (véase la tabla B.2) son: D1: daños a seres vivos; D2: daños físicos;


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D3: fallos de sistemas eléctricos y electrónicos. El daño a un aerogenerador producido por el rayo puede limitarse a una parte o a la totalidad del aerogenerador. Los rayos que afectan a un servicio pueden puede causar daños al propio servicio (por ejemplo, cables) o a los sistemas eléctricos y electrónicos conectados al servicio. Cada tipo de daño, solo o en combinación con otros, pueden producir una pérdidas en el aerogenerador. Los tipos de pérdidas que se consideran importantes para los aerogeneradores son: L1: pérdidas de vidas humanas; L4: pérdidas de valor económico (coste de reparación de los daños, y pérdidas de producción). NOTA 3 No se consideran en los aerogeneradores, las L2 pérdida de un servicio público y L3 pérdida de patrimonio cultural. Los tipos de pérdidas que se consideran importantes para un servicio (por ejemplo, cables de potencia y de telecomunicación) son: L´4: pérdidas de valor económico (coste de reparación de los daños, y pérdidas de producción). NOTA 4 No se considera importante, L´2 pérdida de un servicio público

Tabla B. 1 – Fuentes de daños, tipo de daños y tipo de pérdidas en función del punto de impacto (corresponde a la tala 1 de la Norma IEC 62305-2)

Estructura Servicio

Punto de impacto Fuente del daño Tipo de daño Tipo de

pérdidas Tipo de daño Tipo de pérdidas

Impacto en el aerogenerador

S1

D1 D2 D3

L1, L4b L1, L4 L1a, L4

D2 D3

L´4 L´4

Impacto cerca del aerogenerador S2 D3 L1a, L4

Impacto en una línea de servicio

S3

D1 D2 D3

L1, L4b L1, L4 L1a, L4

D2 D3

L´4 L´4

Impacto cerca de una línea de servicio S4 D3 L1a, L4 D3 L´4

a Solamente si los fallos de los sistemas internos dan lugar a un riesgo inmediato para la vida humana. b Sólo donde puedan perderse animales (por ejemplo, si están a menos de 3 m del aerogenerador).


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Tabla B.2 – Riesgos en un aerogenerador para cada tipo de daños y pérdidas (corresponde a la tabla 2 de la Norma IEC 62305-2)

Pérdidas

Daños L1

pérdida de vidas humanas L4

pérdida de valor económico D1 daño a los seres vivos

RS RSb

D2 daño físico

RF RF

D3 Fallo de los sistemas eléctricos y electrónicos

ROa RO

a Solamente si los fallos de los sistemas internos dan lugar a un riesgo inmediato para la vida humana. b Sólo donde puedan perderse animales (por ejemplo, si el ganado se encuentra a menos de 3 m del aerogenerador).

B.2.2 Riesgos y componentes del riesgo

El riesgo R es el valor de una probable pérdida media anual. Para cada tipo de pérdida que puede presentarse en un aerogenerador o servicio, debe valorarse el riesgo correspondiente. Los riesgos a valorar en un aerogenerador pueden ser los siguientes: R1: riesgo de pérdida de vida humana; R4: riesgo de pérdida de valor económico. Los riesgos a valorar en un servicio pueden ser los siguientes: R´4: riesgo de pérdida de valor económico. Para valorar los riesgos, R, deben definirse y calcularse las componentes del riesgo correspondientes (riesgos parciales en función de la fuente y del tipo de daño). Cada riesgo, R, es la suma de sus componentes de riesgo. Cuando se calcula un riesgo, las componentes de riesgo pueden agruparse de acuerdo con la fuente y el tipo de daño. Los componentes de riesgo en un aerogenerador por impactos de rayos son: RA: Componente relacionado con daños a las personas que se encuentran en el aerogenerador y daños a los seres

vivos producidos por tensiones de contacto y de paso en una zona de hasta 3 m exterior a la estructura. Pueden aparecer pérdidas de tipo L1 y, en el caso de ganado del tipo L4.

RB: Componente relacionado con los daños físicos producidos por chispas en el interior de la estructura, causantes de

fuegos. Pueden presentarse los tipos de pérdidas L1 y L4. RC: Componente relacionado con los fallos de los sistemas internos debidos al impulso electromagnético del rayo

IEMR. En caso de fallo de que los sistemas internos pongan en peligro inmediato la vida humana pueden aparecer pérdidas del tipo L4 o L1.

Los componentes de riesgo en un aerogenerador por impactos de rayo en un servicio conectado al aerogenerador son: RU: Componente relacionado con los daños a las personas por tensiones de contacto en el interior del aerogenerador,

debidas a la corriente inyectada en una línea que entra en el aerogenerador. Puede haber pérdidas de tipo L1.


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RV: Componente relacionado con daños físicos (fuego producido por chispas producidas entre las instalaciones externas y las partes metálicas en el punto de entrada de la línea en el aerogenerador) debidas a corrientes del rayo transmitidas por medio de los servicios entrantes. Puede haber pérdidas del tipo L1 y L4.

RW: Componente relacionado con los fallos de los sistemas internos por sobretensiones inducidas en las líneas que

entran y transmitidas al aerogenerador. Podrían producirse pérdidas del tipo L4, junto con pérdidas del tipo L1 en aquellos casos en los que el fallo de los sistemas internos ponga en peligro inmediato la vida humana.

Componente de riesgo para un aerogenerador por descargas cerca de un servicio conectado al mismo: RZ: Componente relacionado con los fallos de los sistemas internos por sobretensiones inducidas en las líneas que

entran y transmitidas al aerogenerador. Podrían producirse pérdidas del tipo L4, junto con pérdidas del tipo L1 en aquellos casos en los que el fallo de los sistemas internos ponga en peligro inmediato la vida humana.

Los componentes de riesgo para un servicio por impacto de rayos en el servicio conectado al aerogenerador son: R´V: Componente relacionado con los daños físicos debidos a los efectos mecánicos y térmicos de la corriente del

rayo, Podría haber pérdidas del tipo L´4. R´w: Componente relacionado con los fallos de líneas y equipos conectados debido a sobre tensiones inducidas en las

líneas, Podría haber pérdidas del tipo L´4. Componentes de riesgo para un servicio por descargas cerca del servicio conectado a un aerogenerador R´Z: Componente relacionado con los fallos de las líneas y de los equipos conectados por sobre tensiones inducidas

en las líneas. Podría haber pérdidas del tipo L´4. Componentes de riesgo para un servicio por impactos de rayos en el aerogenerador al que está conectado R´B: Componente relacionado con los daños físicos debidos a los efectos mecánicos y térmicos de la corriente del

rayo que circula por la línea de conexión, Podría haber pérdidas del tipo L´4. RĆ: Componente relacionado con los fallos de los equipos conectados debido a sobretensiones por acoplamientos

resistivos. Podría haber pérdidas del tipo L´4.

B.2.3 Composición de los componentes del riesgo correspondientes a un aerogenerador

Los componentes del riesgo a considerar para cada tipo de pérdidas en un aerogenerador son los que se indican a continuación: R1: riesgo de pérdida de vida humana; R1 = RA + RB + RC

3) + RU + RV + RW3) + RZ

3) (B.1) R4: riesgo de pérdida de valor económico: R4 = RA

4) + RB + RC + RU4) + RV + RW + RZ (B.2)

Composición de los componentes del riesgo en relación con la fuente del daño: R = RD + RI (B.3) 3) Solamente en el caso de que los fallos internos pongan en peligro inminente la vida humana. 4) Solamente en los aerogeneradores donde pueden perderse vidas de animales (por ejemplo, si el ganado se encuentra a menos de 3 m del

aerogenerador).


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donde RD es el riesgo por impactos de rayos en el aerogenerador (fuente S1), definido como la suma: RD = RA + RB + RC (B.4) RI es el riesgo por descargas no directas en el aerogenerador pero que influyen en él (fuentes S3 y S4), y que se

define como la suma: RI = RU + RV + RW + RZ (B.5) Composición de los componentes del riesgo en relación con el tipo del daño R = RS + RF + RO (B.6) donde RS es el riesgo de daños a los seres vivos (D1), definido como la suma: RS = RA+ RU (B.7) RF es el riesgo de daños físicos (D2), definido como la suma: RF = RB+ RV (B.8) RO es el riesgo por fallo de los sistemas internos (D3), definido como la suma: RO = RC + RW + RZ (B.9)

B.2.4 Composición de los componentes del riesgo en relación con un servicio

Los componentes del riesgo a considerar para cada tipo de pérdidas en un servicio son los que se indican a continuación: R´4: riesgo de pérdida de valor económico; R´4 = R´V+ R´W + R´Z+ R´B + RĆ (B.10) Composición de los componentes del riesgo en relación con la fuente del daño R´ = R´D+ RÍ (B.11) donde R´D es el riesgo por descargas en las líneas de servicio (fuente S3), definido como la suma: R´D = R´V + R´W (B.12) RÍ es el riesgo por descargas no directas en el servicio pero que influyen en él (fuentes S1 y S4), definido como la

suma: RÍ = R´B+ RĆ + R´Z (B.13) Composición de los componentes del riesgo en relación con tipo de daño R´ = R´F+ RÓ (B.14)


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donde R´F es el riesgo de daños físicos (D2), definido como la suma: R´F = R´V + R´B (B.15) RÓ es el riesgo de fallos internos (D3), definido como la suma: RÓ = R´W+ R´Z + RĆ (B.16) B.3 Evaluación de la probabilidad de daños en un aerogenerador B.3.1 Probabilidad PA de que una descarga en la estructura produzca daños a los seres vivos

Los valores de la probabilidad PA de impactos eléctricos en los seres vivos por tensiones de paso y de contacto producidas por los impactos de los rayos en una estructura (es decir, un aerogenerador) dependen de las medidas de protección indicadas en la tabla B.3. Si se ha tomado más de una medida de protección, el valor resultante de PA es el producto de los PA correspondientes a cada medida de protección. Tabla B.3 – Valores de la probabilidad PA de que una descarga en un aerogenerador produzca impacto eléctrico

en los seres vivos por tensiones de paso y de contacto (corresponde a la tabla B.1 de la Norma IEC 62305-2)

Medidas de protección PA Comentarios Sin medidas de protección 1 Aislamiento eléctrico de los conductores expuestos (por ejemplo, al menos 3 mm de polietileno reticulado)

10–2 No relevante en aerogeneradores que empleen la estructura de la torre como conductor de bajada

Equipotencialización efectiva del terreno 10–2 Obligatorio para los aerogeneradores que contengan equipos de AT de acuerdo con los reglamentos

Avisos 10–1

B.3.2 Probabilidad PB de que una descarga en un aerogenerador produzca daños físicos

En la tabla B.4 se indican, en función del nivel de protección contra rayos (NPR), los valores de la probabilidad PB de que una descarga en el aerogenerador produzca daños físicos.

Tabla B.4 – Valores de PB en función de las medidas de protección para reducir los daños físicos (corresponde a la tabla B.2 de la Norma IEC 62305-2)

Características de la estructura Niveles de protección PB

Aerogenerador no protegido por un SPCR – 1 Aerogenerador protegido por un SPCR IV 0,2

III 0,2 II 0,05 I 0,02

Aerogeneradores con sistema de protección de nivel I en las palas y en la góndola, actuando la torre como conductor de bajada

0,01

Aerogeneradores con sistemas de protección en las palas, con techo metálico en la góndola (malla metálica equivalente) con protección completa contra rayos de cualquier instalación situada en el techo de la góndola y en los que la torre actúe como conductor natural de bajada.

0,001

NOTA Otros valores de PB diferentes a los de la tabla B.4 son posibles si están basados en una investigación detallada, véase como referencia el

capítulo B.2 de la Norma IEC 62305-2.


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B.3.3 Probabilidad PC de que una descarga en un aerogenerador produzca fallos en los servicio interiores

La probabilidad PC de que una descarga en un aerogenerador produzca un fallo de los sistemas internos depende de la coordinación adoptada para los DPS. PC = PDPS (B.17) En la tabla B.5 se indican los valores de PDPS en función del nivel de protección adoptado

Tabla B.5 – Valores de la probabilidad PDPS en función del nivel de protección para el que se han diseñado los DPS (Tabla B.3 de la Norma IEC 62305-2)

Nivel de protección PDPS

Sin protección coordinada de los DPS 1 III-IV 0,03 II 0,02 I 0,01 Véase la nota 3 0,005 a 0,001

NOTA 1 Como medida para reducir PC solamente es deseable la protección coordinada mediante los DPS. La protección coordinada mediante los

DPS es efectiva para reducir PC solamente si el buje, la góndola y la torre están protegidos con SPCR, o si las estructuras con armaduras metálicas continuas o de hormigón armado actúan como un SPCR natural y se cumplen los requisitos de equipotencialidad y puesta a tierra de la Norma IEC 62305-3.

NOTA 2 El apantallamiento de los sistemas internos conectados a las líneas externas, formado por cables con pantallas metálicas, o por sistemas de

cables en conductos o tubos metálicos, pueden no precisar de la protección coordinada de los DPS. NOTA 3 Son posibles valores más pequeños de PDPS en el caso de que las características de los DPS sean superiores (mayor capacidad de soportar

corrientes, menor nivel de protección, etc.) a los requisitos del nivel de protección I en los puntos importantes de la instalación.

B.3.4 Probabilidad PM de que una descarga cerca de un aerogenerador produzca fallos en los servicio internos

Debido a la altura de los aerogeneradores, la mayor parte de las descargas de rayos impactarán en el aerogenerador y no en sus proximidades. Además, sus grandes estructuras metálicas apantallarán los sistemas internos. Por lo tanto la probabilidad de que un impacto cerca de la estructura produzca daños en los sistemas internos puede considerarse despreciable si el buje, la góndola y la torres del aerogenerador están protegido por un SPCR o si las estructuras con armaduras metálicas continuas o con hormigón armado actúan como un SPCR natural y se cumplen con los requisitos de equipotencialidad y puesta a tierra de la Norma IEC 62305-3.

B.3.5 Probabilidad PU de que una descarga en una línea de servicio produzca daños a los seres vivos

Los valores de la probabilidad, PU ,de daños a los seres vivos por tensiones de contacto producidas por la acción de una descarga en una línea de servicio (cable de potencia o de comunicación) que entra en un aerogenerador depende de las características del apantallamiento del servicio, de la tensión soportada a impulso de los sistemas internos conectados a la línea de servicio, de las medidas de protección típicas adoptadas (restricciones físicas, avisos, etc. (véase la tabla B.3) y de los DPS previstos a la entrada de la línea de servicio. Cuando no hay previstos DPS para realizar la conexión equipotencial, de acuerdo con la Norma IEC 62305-3, el valor de PU es igual al de PLD, donde PLD es la probabilidad de fallo de los sistemas internos debidos a una descarga en el servicio conectado. En la tabla B.6 se dan los valores de PLD.


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Cuando los DPS están previstos para realizar la conexión equipotencial de acuerdo con la Norma IEC 62305-3, el valor de PU es el valor más pequeño de los valores de PDPS (tabla B.5) y PLD. NOTA Cuando la coordinación por protección mediante DPS está de acuerdo con la Norma IEC 62305-4, no es necesario reducir PU. En este caso

son suficientes los DPS de acuerdo con la Norma IEC 62305-3.

Tabla B.6 – Valores de la probabilidad PLD en función de la resistencia, RS, de la pantalla del cable y de la tensión soportada a impulso UW del equipamiento (corresponde a la tabla B.6 de la Norma IEC 62305-2)

UW

kV 5 < RS ≤ 20

Ω/km

1 < RS ≤ 5 Ω/km

RS ≤ 1 Ω /km

1,5 1 0,8 0,4 2,5 0,95 0,6 0,2 4 0,9 0,3 0,04 6 0,8 0,1 0,02

RS (Ω/km) es la resistencia de la pantalla del cable.

Para un servicio sin apantallar se debe tomar PLD = 1. Cuando se proveen medidas de protección, tales como las restricciones físicas, avisos, etc. la probabilidad PU debe reducirse más multiplicándola por los valores de PA dados en la tabla B.3.

B.3.6 Probabilidad PV de que una descarga de rayo en una línea de servicio produzca daños físicos

Los valores de la probabilidad PV de daños físicos por la acción de una descarga de rayo en una línea servicio que entra en un aerogenerador depende de las características del apantallamiento de la línea de servicio, de la tensión soportada a impulso de los sistemas internos conectados al servicio, y de los DPS previstos. Cuando no hay previstos DPS para realizar la conexión equipotencial de acuerdo con la Norma IEC 62305-3 el valor de PV es igual al de PLD, donde PLD es la probabilidad de fallo de los sistemas internos debidos a una descarga en el servicio conectado. En la tabla B.6 se dan los valores de PLD. Cuando hay previstos DPS para realizar la conexión equipotencial de acuerdo con la Norma IEC 62305-3, el valor de PV es el valor más pequeño de los valores de PDPS (tabla B.5) y PLD. NOTA Cuando la coordinación por protección mediante DPS está de acuerdo con la Norma IEC 62305-4, no es necesario reducir PU. En este caso

son suficientes los DPS de acuerdo con la Norma IEC 62305-3.

B.3.7 Probabilidad PW de que una descarga en una línea de servicio produzca fallos en los sistemas internos

Los valores de la probabilidad, PW. de que una descarga en un servicio que entra en un aerogenerador produzca fallos depende de las características del apantallamiento de la línea de servicio, de la tensión soportada a impulso de los sistemas internos conectados al servicio, y de los DPS previstos. Cuando no hay previstos DPS para realizar la conexión equipotencial de acuerdo con la Norma IEC 62305-4 el valor de Pw es igual al de PLD, donde PLD es la probabilidad de fallo de los sistemas internos debidos a una descarga en la línea de servicio conectado. En la tabla B.6 se dan los valores de PLD.


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Cuando está prevista la coordinación de los DPS de acuerdo con la Norma IEC 62305-4, el valor de PW es el valor más pequeño de los valores de PDPS (tabla B.5) y PLD.

B.3.8 Probabilidad, PZ, de que una descarga cerca de una línea de servicio produzca fallos en los sistemas internos

Los valores de la probabilidad PZ de que una descarga cerca de una línea de servicio que entra en la estructura produzca un fallo de los sistemas internos depende de las características del apantallamiento de la línea de servicio, de la tensión soportada de impulso de los sistemas internos conectados a la línea servicio, y de las medidas de protección previstas. Cuando no hay previstos DPS para realizar la conexión equipotencial de acuerdo con la Norma IEC 62305-4 el valor de PZ es igual al de PLI, donde PLI es la probabilidad de fallo de los sistemas internos debidos a una descarga en la línea de servicio conectada. En la tabla B.7 se dan los valores de PLI. Cuando está prevista la coordinación de los DPS de acuerdo con la Norma IEC 62305-4, el valor de PZ es el valor más pequeño de los valores de PDPS (tabla B.5) y PLI.

Tabla B.7 – Valores de la probabilidad, PLI, en función de la resistencia, Rs, de la pantalla del cable y de la tensión soportada a impulso, UW, del equipo (tabla B.7 de la Norma IEC 62305-2)

UW

kV Sin pantalla

Pantalla sin conectar a la barra equipotencial a la

que está conectado el equipo

Pantalla conectada a la barra equipotencial a la que está conectado el equipo

5 < RS ≤ 20 Ω/km

1 < RS ≤ 5 Ω/km

RS ≤ 1 Ω/km

1,5 1 0,5 0,15 0,04 0,02 2,5 0,4 0,2 0,06 0,02 0,008 4 0,2 0,1 0,03 0,008 0,004 6 0,1 0,05 0,02 0,004 0,002

RS es la resistencia de la pantalla del cable (Ω/km). NOTA Puede encontrarse una evaluación más precisa de KS para secciones apantalladas y no apantalladas en la Recomendación ITU K.46.

B.4 Valoración de las pérdidas, Lx, en un aerogenerador B.4.1 Generalidades

El valor de las pérdidas Lx debería valorarse y fijarse por el proyectista del sistema de protección contra el rayo (o por el propietario del aerogenerador). Los valores medios dados en este anexo son solamente valores propuestos por la IEC. Cada comité nacional puede asignar otros valores (o pueden concretarse acuerdo entre el comprador y el cliente).

B.4.2 Valor medio relativo de las pérdidas anuales

Las pérdidas Lx se refieren al valor medio relativo de un tipo de daño particular que puede producir una descarga, considerándose tanto su extensión como sus efectos. Su valor depende: • del número de personas y del tiempo que permanecen en el lugar peligroso; • del valor de la pérdida de producción;


EN 61400-24:2010 - 78 -

• del valor de los componentes del aerogenerador afectados por el daño. Las pérdidas Lx varían con el tipo de pérdidas consideradas (L1, L2, L3 y L4) y, para cada tipo de pérdidas, con el tipo de daño que producen las pérdidas (D1, D2 y D3). Se emplean los siguientes símbolos: • Lt son las pérdidas debidas a daños por tensiones de paso y de contacto; • Lf son las pérdidas debidas a daños físicos; • Lo son las pérdidas debidas a fallos de los sistemas internos.

B.4.3 Pérdidas de vidas humanas

Los valores Lt, Lf y Lo pueden determinarse en términos del número aproximado de víctimas a partir de la siguiente expresión: Lx = (np/ nt) · (tp/8 760) (B.18) donde np es el número medio de posibles personas en peligro (víctimas); nt es el número total de personas previstas (en el aerogenerador); tp es el tiempo en horas y año que las personas se encuentran en un sitio peligroso, tanto fuera del aerogenerador

(solo Lt) , como en su interior (Lt, Lf,y Lo). Las pérdidas de vidas humanas están afectadas por las características de la estructura del aerogenerador. Esto se tiene en cuenta mediante factores amplificadores (hZ) y reductores (rf, rp, ra, ru), como se indica a continuación: LA = ra · Lt (B.19) LU = ru · Lt (B.20) LB = LV = rp · hZ · rf · Lf (B.21) LC = LM = LW = Lz = Lo (B.22) donde LA es la pérdida relacionada con los daños a los seres vivos; LB es la pérdida en una estructura por los daños físicos (descargas en la estructura); LC es la pérdida relacionada con los fallos de los sistemas internos (descargas en las líneas de servicio); LM es la pérdida relacionada con los fallos de los sistemas internos (descargas cerca de la estructura); LU es la pérdida relacionada con los daños a los seres vivos (descargas en una línea de servicio); LV es la pérdida en una estructura por daños físicos (descargas en una línea de servicio); ra es un factor reductor de las pérdidas de vidas humanas en función del tipo de terreno (véase la tabla B.8); ru es un factor reductor de las pérdidas de vidas humanas en función del tipo de suelo (véase la tabla B.8);


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rp es un factor reductor de las pérdidas por daños físicos en función de las medidas tomadas para reducir los efectos del fuego (véase la tabla B.9);

rf es un factor reductor de las pérdidas por daños físicos en función del riesgo de incendio en el aerogenerador

(véase la tabla B.10); hZ es un factor amplificador de las pérdidas por daños físicos cuando se presenta un daño especial (véase la tabla

B.11).

Tabla B.8 – Valores de los factores reductores ra, ru en función del tipo de terreno y del suelo (corresponde con la tabla C.2 de la Norma IEC 62305-2)

Tipo de superficie Resistencia de contacto

kΩ a ra y ru

Agrícola, hormigón ≤ 1 10–2

Mármol, cerámica 1 a 10 10–3 Grava, 10 a 100 10–4 Asfalto, madera ≥ 100 10–5 a Valores medidos en un electrodo de 400 cm2 comprimido con una fuerza de 500 N entre el electrodo y un punto del infinito.

Tabla B.9 – Valores del factor reductor rp en función de las medidas tomadas para reducir los efectos del fuego

(corresponde con la tabla C.3 de la Norma IEC 62305-2)

Medidas rp Sin medidas 1 Una de las siguientes medidas: extintores; instalaciones fijas de extinción manuales; instalaciones manuales de alarma; tomas de agua; compartimentos a prueba de fuego; vías de evacuación

0,5

Una de las siguientes medidas: instalaciones fijas de extinción automáticas; instalaciones automáticas de alarma a

0,2

a Sólo si están protegidas contra sobretensiones y otros daños o si los bomberos pueden llegar en menos de 10 min. Si se han tomado más de una medida, debe tomarse el valor más pequeño de rp. NOTA 1 El riesgo de explosión no se considera importante en los aerogeneradores.

Tabla B.10 – Valores del factor reductor rf en función del riesgo de incendio en la estructura (corresponde con la tabla C.4 de la Norma IEC 62305-2)

Riesgo de incendio rf

Alto 10–1 Normal 10–2 Bajo 10–3 Ninguno 0


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NOTA 2 Puede considerarse que las estructuras con un riesgo alto de incendio son las fabricadas con materiales combustibles (palas, techos de las góndolas) con una energía calorífica específica superior a 800 MJ/m2.

NOTA 3 Puede considerarse que las estructuras con un riesgo normal de incendio son las fabricadas con materiales combustibles (palas, techos de

las góndolas) con una energía calorífica específica entre 800 MJ/m2 y 400 MJ/m2. NOTA 4 Puede considerarse que las estructuras con un riesgo bajo de incendio son las fabricadas con materiales combustibles (palas, techos de las

góndolas) con una energía calorífica específica inferior a 400 MJ/m2. NOTA 5 La energía calorífica específica es la relación entre la energía total del material combustible en una estructura y la superficie total de la

estructura.

Tabla B.11 – Valores del factor amplificador hz de los daños físicos por la presencia de un daño especial (corresponde con la tabla C.5 de la Norma IEC 62305-2)

Tipos de daños especiales hZ

Sin daño especial 1 Nivel bajo de pánico (pocas personas y profesionales) 2 Dificultad de evacuación 5

NOTA 6 La pérdida de un servicio público no se considera relevante en los aerogeneradores, y deberían evaluarse solo económicamente las

pérdidas por la no producción de electricidad. NOTA 7 La pérdida de un legado cultural irremplazable no se considera relevante en los aerogeneradores.

B.4.4 Pérdidas económicas

Los valores de Lt, Lf y Lo pueden determinarse en términos de cantidad relativa de posibles pérdidas a partir de la expresión aproximada siguiente: Lx = c/ ct (B.23) donde c es el valor económico medio de las posibles pérdidas en el aerogenerador (incluyendo su contenido, ingresos y

sus consecuencias); ct es el valor monetario total del aerogenerador (incluyendo su contenido e ingresos). En la tabla B.12 se dan los valores medios de Lt, Lf y Lo que pueden usarse cuando la determinación de c y de ct es incierta o difícil.

Tabla B.12 – Valores medios típicos de Lt, Lf y Lo (corresponde con la tabla C.7 de la Norma IEC 62305-2)

Aerogenerador Valor

Lt Interior 10–4 Lt Exterior 10–2 Lf 10–1 Lo 10–4


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Las pérdidas de valor económico están afectadas por las características de la estructura. Esto se tiene en cuenta mediante factores amplificadores (hZ) y reductores (rp, ra, rt,, ru) de la siguiente manera: LA = ra · Lt (B.24) LU = ru · Lt (B.25) LB = LV = rp. · hZ · rf · Lf (B.26) LC = LM = LW = LZ = LO (B.27) donde LA es la pérdida relacionada con los daños a los seres vivos; LB es la pérdida en una estructura por los daños físicos (descargas en la estructura); LC es la pérdida relacionada con los fallos de los sistemas internos (descargas en las líneas de servicio); LM es la pérdida relacionada con los fallos de los sistemas internos (descargas cerca de la estructura); LU es la pérdida relacionada con los daños a los seres vivos (descargas en una línea de servicio); LV es la pérdida en una estructura por daños físicos (descargas en una línea de servicio); ra es un factor reductor de las pérdidas de vidas humanas en función del tipo de terreno (véase la tabla B.8); ru es un factor reductor de las pérdidas de vidas humanas en función del tipo de suelo (véase la tabla B.8); rp es un factor reductor de las pérdidas por daños físicos en función de las medidas tomadas para reducir los efectos

del fuego (véase la tabla B.9); rf es un factor reductor de las pérdidas por daños físicos en función del riesgo de incendio en el aerogenerador

(véase la tabla B.10); hZ es un factor amplificador de las pérdidas por daños físicos cuando se presenta un daño especial (véase la tabla

B.11). B.5 Evaluación de la probabilidad P´x de daños en un servicio B.5.1 Líneas de servicio con conductores metálicos B.5.1.1 Probabilidades P´B y PĆ de que una descarga en un aerogenerador a la que está conectada la línea de servicio produzca daños

La probabilidad P´B de que una descarga en un aerogenerador a la que está conectada la línea de servicio produzca daños, y la probabilidad PĆ de que una descarga en un aerogenerador a la que está conectada la línea de servicio produzca fallos en los equipos de servicio, están relacionadas con la corriente de falta Ia, que, a su vez, depende de las características de la línea de servicio, del número de líneas de servicios entrantes en el aerogenerador y de las medidas de protección adoptadas. Para líneas de servicio sin apantallar debe considerarse Ia = 0 kA. Para líneas de servicio apantalladas, la corriente de falta Ia (kA) debe evaluarse de acuerdo con: Ia = 25 n · UW/(RS · Kd · Kp) (B.28)


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donde Kd es el factor que depende de las características de la línea de servicio (véase la tabla B.13); Kp es el factor que tiene en cuenta el efecto de las medidas de protección adoptadas (véase la tabla B.14); UW [kV] es la tensión soportada a impulso (kV) (véase la tabla B.15 para los cables y la tabla B.16 para los

aparatos); RS [Ω/km] es la resistencia de la pantalla del cable; n es el número de líneas de servicio que entran en la estructura. NOTA Los DPS en el punto de entrada en el aerogenerador aumentan la corriente de fallo Ia y pueden tener un efecto positivo de protección.

Tabla B.13 – Valores del factor Kd en función de las características del apantallamiento de la línea de servicio (corresponde a la tabla D.1 de la Norma IEC 62305-2)

Línea de servicio Kd

Con pantalla en contacto con el terreno 1 Con pantalla sin contacto con el terreno 0,4

Tabla B.14 – Valores del factor Kp en función de las medidas de protección

(Tabla D.2 de la Norma IEC 62305-2)

Medida de protección Kp Sin medidas de protección 1 Cables de apantallamiento adicionales – Un conductor a 0,6 Cables de apantallamiento adicionales – Dos conductores a 0,4 Conducto de protección contra el rayo 0,1 Cable de protección contra el rayo 0,02 Cables de apantallamiento adicionales – Tubo de acero 0,01 a El cable de apantallamiento se instala 30 cm por encima del cable; los dos cables de apantallamiento están colocados 30 cm por

encima simétricamente respecto al eje del cable.

Tabla B.15 – Tensión soportada a impulso UW en función del tipo de cable (Tabla D.3 de la Norma IEC 62305-2)

Tipo de cable Un

kV UW

kV Línea de telecomunicación – papel aislado – 1,5 Línea de telecomunicación , PVC o PE aislado – 5 Potencia ≤ 1 15 Potencia 3 45 Potencia 6 60 Potencia 10 75 Potencia 15 95 Potencia 20 125


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Tabla B.16 – Tensión soportada a impulso UW en función del tipo de los aparatos (Tabla D.4 de la Norma IEC 62305-2)

Tipo de aparatos UW

kV Electrónico 1,5 Aparatos electrónicos (Un < 1 kV) 2,5 Aparatos eléctricos de red (Un < 1 kV) 6

En la tabla B.17 se dan las probabilidades P´B y PĆ en función de la corriente de fallo Ia.

Tabla B.17 – Valores de las probabilidades P´B, PĆ, P´V y P´W, en función de la corriente de fallo Ia (Tabla D.5 de la Norma IEC 62305-2)

Ia

kA P´B, PĆ, P´V, P´W

0 1 3 0,99 5 0,95 10 0,9 20 0,8 30 0,6 40 0,4 50 0,3 60 0,2 80 0,1

100 0,05 150 0,02 200 0,01 300 0,005 400 0,002 600 0,001

B.5.1.2 Probabilidades P´V y P´W de que una descarga en una línea de servicio produzca daños

La probabilidad P´V de que una descarga en una línea de servicio produzca daños, y la probabilidad P´W de que una descarga en una línea de servicio sea la causa de fallo de los equipos de servicio, están relacionadas con la corriente de falta Ia, que, a su vez, depende de las características de la línea y de las medidas de protección adoptadas. Para líneas sin apantallar debe considerarse Ia = 0 kA. Para líneas apantalladas, la corriente de falta Ia (kA) debe evaluarse de acuerdo con: Ia = 25 · UW/(RS · Kd · Kp) (B.29)


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donde Kd es el factor dependiente de las características de la línea de servicio (véase la tabla B.13); Kp es el factor que tiene en cuenta el efecto de las medidas de protección adoptadas (véase la tabla B.14); UW [kV] es la tensión soportada a impulso (kV) (véase la tabla B.15 para los cables y la tabla B.16 para los

aparatos); RS [Ω/km] es la resistencia de la pantalla del cable. Cuando se evalúa P´V en líneas de telecomunicación, los valores máximos de la corriente de fallo Ia pueden evaluarse como sigue: Ia = 40 kA para cables con pantalla de plomo; Ia = 20 kA para cables con pantalla de aluminio. NOTA Estos valores son una estimación aproximada de la corriente de ensayo (It) que daña a los cables de telecomunicación en el punto de impacto.

Si hay alguna evidencia de que estos valores no son aplicables a un tipo de cable determinado pueden emplearse otros valores. En este caso, deberían hacerse ensayos para evaluar la corriente de fallo.

En la tabla B.17 figuran las probabilidades P´V y P´W en función de la corriente de fallo Ia. B.5.1.3 Probabilidad P´Z de que una descarga cerca de una línea de servicio produzca daños

La probabilidad P´Z de que una descarga cerca de una línea de servicio produzca fallos de los aparatos conectados depende de las características de la línea y de las medidas de protección adoptadas. Cuando no se prevean DPS, de acuerdo con la Norma IEC 62305-4, el valor de P´Z es igual al valor de PLI. Los valores de PLI se indican en la tabla B.7. Cuando se prevean DPS, de acuerdo con la Norma IEC 62305-4, el valor de P´Z es el valor más bajo de entre los valores de PPSP (véase la tabla B.5) y de PLI. B.5.1.4 Líneas de fibra óptica

En estudio. B.6 Evaluación del valor de pérdidas L´x en un servicio B.6.1 Generalidades

Las pérdidas L´x se refieren al valor medio relativo de un tipo específico de daño que puede producirse como consecuencia de una descarga de rayo en un servicio, considerando tanto su extensión como los efectos consiguientes. Su valor depende: – del tipo y de la importancia del servicio público prestado; – del valor de los bienes afectados por el daño. Las pérdidas L´x varían con el tipo de pérdidas consideradas (L´1, L´2 y L´4) y, para cada tipo de pérdidas, con el tipo de daño (D2, D3) que producen las pérdidas. Se emplean los siguientes símbolos: L´f pérdidas por daños físicos;


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Ló pérdidas por fallo de los sistemas internos. NOTA No se consideran relevantes las pérdidas de servicio público en un aerogenerador, por lo que las pérdidas L´x de un servicio se consideran

solamente económicas.

B.6.2 Pérdidas económicas

Los valores de L´f y Ló pueden determinarse en términos del valor relativo de las posibles de pérdidas, de forma aproximada, a partir de la expresión: L´x = c/ ct (B.30) donde c es el valor monetario medio de las posibles pérdidas de la estructura, su contenido y las actividades relevantes; ct es el valor total de L´f y Ló, y para su aplicación en todos los tipos de líneas de servicio; cuando la determinación

de los valores de c y ct es incierta o difícil se emplea el valor:

L´f = 10-1

Ló = 10-3 La pérdida de valor económico está afectada por las características del servicio de acuerdo a: L´B = L´V = L´f (B.31) LĆ = L´W = L´Z = Ló (B.32) B.7 Evaluación del coste de las pérdidas

El coste total de las pérdidas CL puede calcularse mediante la siguiente ecuación: CL = (RA + RU) · CA + (RB + RV) · (CA + CB + CS + CC) + (RC + RM + RW + RZ) · CS (B.33) donde RA y RU son las componentes de riesgo relativas a pérdidas de animales sin medidas de protección; RB y RV son las componentes de riesgo relativas a los daños físicos sin medidas de protección; RC, RM, RW y RZ son las componentes de riesgo relacionadas con el fallo de los sistemas eléctricos y electrónicos

sin medidas de protección; CA es el coste de los animales; CS es el coste del aerogenerador; CB es el coste de los sistemas en el aerogenerador; CC es el coste del contenido del aerogenerador. El coste total CRL de las pérdidas residuales, a pesar de las medidas de protección, puede calcularse mediante la expresión: CRL = (RÁ + RÚ) · CA + (R´B+ R´V) · (CA + CB + CS + CC) + (RĆ + R´M + R´W + R´Z) · CS (B.34)


EN 61400-24:2010 - 86 -

donde RÁ y RÚ son las componentes de riesgo relativas a pérdidas de animales con medidas de protección; R´B y R´V son las componentes de riesgo relativas a los daños físicos con medidas de protección; RĆ, R´M, R´W y R´Z son las componentes de riesgo relacionadas con el fallo de los sistemas eléctricos y electrónicos

con medidas de protección. El coste anual CPM de las medidas de protección puede calcularse mediante la ecuación: CPM = CP · (i + a + m) (B.35) donde CP es el coste de las medidas de protección; i es el tipo de interés; a es la tasa de amortización; m es la tasa de mantenimiento. El ahorro monetario anual S vale: S = CL – (CPM + CRL) (B.36) La protección es conveniente si S > 0. B.8 Casos en estudios

En consideración.


- 87 - EN 61400-24:2010

ANEXO C (Informativo)

MÉTODOS DE PROTECCIÓN DE LAS PALAS C.1 Generalidades C.1.1 Tipos de palas y de métodos de protección de las palas

Las modernas palas de los aerogeneradores son grandes estructuras huecas fabricadas con materiales compuestos, tales como las fibras de vidrio con plástico reforzado (FVPR), madera, madera laminada y fibra de carbono con plástico reforzado (FCPR). El FCPR se emplea normalmente para reforzar la estructura de la pala o componentes especiales como el extremo superior del su mástil cuando lleva frenos (mecanismos de frenado extremo-mástil). Algunas de las partes y componentes tales como las bridas, contrapesos, bisagras, rodamientos, cables, cableado eléctrico, muelles, son elementos metálicos. Durante algún tiempo fue grande la esperanza de que los rayos no impactarían en palas fabricadas solamente con materiales no conductores, pero la experiencia ha demostrado claramente que no es así. De hecho los rayos impactan en palas sin componentes metálicos, y siempre que se ha formado en su interior un arco por rayos el daño en la pala ha sido grande. Ambos lados de la palas se fabrican normalmente por separado como piezas de fibra de vidrio u otros materiales compuestos que se pegan a lo largo de los bordes de entrada y de salida, así como la estructura que soporta la carga se fabrica también con fibra de vidrio. En el interior de las palas hay grandes cavidades de aire, extendidas a todo lo largo de las palas, formadas por sus superficies y la estructura interna. A su vez las superficies de las palas también soportan los esfuerzos mecánicos de la pala que no se permiten que soporte el mástil. Finalmente, las palas pueden vaciarse en una pieza no necesitando la interfaz del pegado. Dependiendo del mecanismo de control, del frenado y de los materiales conductores o aislantes empleados hay diferentes tipos de palas. En la figura C.1 se muestran cinco tipos de palas. Las palas del tipo A emplean para el frenado un alerón en la parte exterior del borde de entrada. En este tipo de palas los puntos de impactos de los rayos se encuentran con frecuencia en las bisagras metálicas de los alerones y muchos de los daños observados son debidos a la sección insuficiente para soportar la corriente del rayo del cable de acero empleado para manejar el alerón.


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Figura C La palas del tipo B emplean un freno supcentrífuga excesiva debida a la velocidad deobservado unas pocas decenas de centímetrsuperior del eje. A partir del punto de impaextremo superior del eje, y desde el otro exprincipal de la pala hacia las bridas de fijacpalas de los tipos A y B normalmente se emp La pala del tipo C tiene un freno situado epuntos de impacto de los rayos se han obserpalas, o en los lados de la parte extrema suformado dentro de la sección superior, entrdaños severos. En las palas del tipo C, el dañsido capaz de soportar la corriente del rayo12 mm para las palas largas de 17 m. Estos de esta manera protegen de daños la parte prdimensiones de los sistemas de protección). La pala del tipo D está fabricada enteramenque, como en otros tipos de palas, los puntcomparación con otros tipos de palas, los puotros puntos a lo largo de la pala. La pala del tipo E es una pala en la que algúnSegún el diseño, el FCPR puede emplearseestructurales que soportan las cargas comointegrase en el sistema de protección contra la protección contra rayos de las palas con F

- 88 -

.1 – Tipos de palas de aerogeneradores

perior retenido por un muelle y liberado cuando se e rotación. En estas palas tipo B los puntos de impactosos de la parte más superior de las palas, o en los ladosacto se ha formado un arco por rayo dentro de la seccixtremo del eje se ha formado un arco descendente en eción. Estos arcos, producen invariablemente destruccionplean en aerogeneradores antiguos y de potencia hasta 1

en la parte superior y controlado por un cable de acerorvado unas pocas de decenas de centímetros de la parteuperior del eje. Tanto en las tablas del tipo B como lare el punto de impacto del rayo hasta el extremo superño en la parte principal de la pala se observa cuando el

o. Los cables de acero empleados tienen un diámetro mcables son capaces de conducir la mayor parte de las c

rincipal de la pala (véase más adelante el capítulo C.6 p

nte con materiales no conductores. La experiencia contos de impacto se encuentran principalmente cerca de luntos de impacto también pueden encontrarse aleatoriam

n componente de la estructura se ha sustituido por fibrae como refuerzo de la superficie de la pala, así como o el mástil y laminados principales. Por sus propiedad

los rayos formado parte del sistema de bajada. Los temCPR se tratan en el capítulo C.3.

produce una fuerza s de los rayos se han s de la parte extrema ión superior hasta el

el interior de la parte nes de las palas. Las 00 kW.

o. En estas palas los e más superior de las a del tipo C, el arco rior del eje, produce cable de acero no ha

mínimo de 10 mm o corrientes del rayo, y para el análisis de las

n este tipo de pala es la parte superior. En

mente distribuidos en

a de carbono (FCPR). en los componentes

des eléctricas, puede mas relacionados con


- 89 - EN 61400-24:2010

Las descargas de rayo que impactan en las palas no conductoras o en las partes aislantes de las palas que tienen partes conductoras pueden explicarse, en parte, teniendo en cuenta que la polución y el agua hacen a las palas más conductoras a lo largo del tiempo. Los ensayos en los laboratorios de alta tensión han mostrado que en palas no conductoras rociadas con agua salina se producen arcos en las zonas de impacto prácticamente igual a los que se producen en las palas metálicas [9]. Otra parte de la explicación es que las palas se encuentran en el camino del rayo cuando este impacta en la pala. Se sabe, además, que las descargas se desarrollan más fácilmente sobre la superficie de la pala que en el aire, y especialmente si está contaminada con polución salina y agua. En cualquier caso, la experiencia muestra que es muy normal que haya daños severos tanto en palas no conductoras (tipo D) como en palas que tienen FCPR (tipo E), por lo es necesario un sistema de protección. NOTA Las referencias a literatura están numeradas en este anexo como [x] y está citada en la Bibliografía.

C.1.2 Mecanismo del daño en las palas

Los daños típicos en los puntos de impacto son la deslaminación, la quemadura de la superficie del material compuesto, y el calentamiento o la fusión de los componentes metálicos que actúan como puntos de impacto. Sin embargo, el daño más severo en las palas de los aerogeneradores se produce cuando el rayo forma arcos en el interior de la pala debido a un impacto en una parte desprotegida de la superficie de la pala. Los arcos pueden formarse en las cavidades de aire existentes en el interior de la pala o a lo largo de las superficies internas. Otro tipo de daños se observan cuando la corriente del rayo, o parte de ella, circula en o entre las capas de los materiales compuestos, o en grietas del pegamento que conectan con el sistema de bajada, presumiblemente porque estas capas y grietas contienen algo de humedad. La onda de presión producida por estos arcos internos puede hacer explotar literalmente la pala, rasgando la piel de la superficie de la pala, separándola a lo largo de los bordes y desde la parte interna del mástil. Se han observado todo tipo de daños, desde grietas en la superficies de las palas hasta su total desintegración. En algunos casos, las ondas de presión se han propagado desde la pala alcanzada por el rayo a través del buje a otras palas causándoles problemas debida a la presión. Frecuentemente, los arcos internos se forman entre el punto de impacto, en el extremo superior de la pala, y otros componentes metálicos situados en el interior de la pala. Con la pala tipo C el daño, normalmente, se limita a la sección superior, mientras que el resto de la pala queda sin daño. Los daños en la parte principal de las palas tipo C se han observado cuando se ha formado un arco en el interior de la pala. Por lo general, esto ha sucedido en los casos en los que la sección del cable de acero que controla el freno tiene poca sección para llevar la corriente del rayo desde la parte superior de la pala al buje. Con las palas tipo A la parte principal de la pala se destruye. El fenómeno responsable de los daños más importante en la estructura de las palas de los aerogeneradores es, por tanto, la formación en el interior de la pala de una onda de presión originada por un arco debido al rayo. Los daños menores pueden ocurrir cuando un arco se forma en la superficie exterior o cuando la corriente del rayo pasa por componentes metálicos con insuficiente sección. La alta energía interna del arco, responsable de los daños estructurales no debe confundirse con las descargas parciales de baja energía comentada en el apartado C.2.4. C.2 Métodos de protección C.2.1 Generalidades

El problema general de la protección contra el rayo de las palas de los aerogeneradores es llevar la corriente del rayo con seguridad desde el punto de impacto hasta el buje, de manera que no se produzcan arcos eléctricos debidos al rayo en el interior de la pala. Esto puede conseguirse desviando la corriente del rayo desde el punto de impacto de la descarga a lo largo de la superficie de la pala hasta la base de la pala, mediante el empleo de conductores metálicos, bien fijados en la superficie de la pala o en su interior. Otro método es añadir un material conductor a la superficie de la pala haciendo la pala lo suficientemente conductora para permitir el paso de la corriente del rayo de manera segura hasta la base de la pala. En las palas de los aerogeneradores también se emplean variaciones de estos métodos (véase la figura C.2).


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Figura C.2 – Conceptos para la p

C.2.2 Sistema de captadores externos en l

Los conductores metálicos situados en la supde bajada deben tener suficiente sección pAdemás, se necesitan ciertas dimensiones mínima para el aluminio es de 50 mm2 y laconductores montados en la superficie de lano deseados [10] [11]. Para los conductores embebidos en la palaliteratura, se describen diferentes sistemas dpala, se coloca en la superficie de la pala biconstrucciones de palas tienen conductores C). Adicionalmente, algunas tienen alrededmetálicos situados en la superficie, estando bordes de la pala [11] [12] [13] [14] [15].

C.2.3 Cintas metálicas adhesivas y segme

En numerosas investigaciones se han empleSin embargo, tales cintas tienden a despegadhesión de las cintas pueda resolverse, especialmente para las palas existentes sin ondas de presión asociadas con la conduccilugar a daños estructurales.

- 90 -

protección contra el rayo en grandes aerogeneradores

la superficie de las palas o embebidos en la superficie

perficie de la pala que actúan como un sistema captadorara soportar un impacto directo y llevar toda la corripara obtener fijaciones seguras en la superficie de la

a fijación segura de tales conductores puede ser probleas palas pueden comprometer la aerodinámica de las pal

a, se emplean cables o trenzas, tanto de aluminio code protección en los que un conductor metálico, conectien en la unión de los bordes de la pala o embebido en metálicos colocados tanto en el borde de ataque como

dor de la pala y en diferentes posiciones a lo largo de cada uno de ellos conectados a los conductores que es

entos de tiras dispersoras

eado las cintas de aluminio adhesivas colocadas en la sgarse a los pocos meses [12] [16]. Considerando quees posible que este método sea un método interesprotección. Sin embargo, debería tenerse el cuenta [1

ión de las descargas próximas a la superficie de las pa

s modernos

e

r externo o conductor iente de la descarga. as palas. La sección emática. Además, los las o producir ruidos

omo de cobre. En la tado en la base de la esta unión. Algunas en el de salida (tipo la pala, desviadores

stán colocados en los

superficie de la pala. e el problema de la sante de protección, 10] que hay grandes alas, lo que puede da


- 91 - EN 61400-24:2010

Hace tiempo se llevaron a cabo algunos experimentos prometedores con los segmentos de tiras dispersoras, [17] [18]. Estos se emplean en los "radomos" de los aviones, debido a que no interfieren con las señales del radar. La utilización de segmentos de tiras dispersoras de larga duración como parte de la protección contra el rayo en palas de aerogeneradores con FCPR está descrito en la literatura [26]. Es posible que las cintas metálicas y los segmentos de tiras puedan emplearse como una protección (de un solo uso), debiendo ser reemplazadas después de cada impacto de rayo.

C.2.4 Sistemas de conductores internos descendentes

Una solución a los problemas con conductores colocados en la superficie de la pala es tener un conductor para el rayo colocado en el interior de la pala. Los accesorios metálicos que conectan con el conductor penetran la superficie de la pala y sirven como receptores de las descargas. Este sistema de protección se emplea en aviación [10]. El sistema de protección empleado en muchas palas, actualmente en fabricación, tienen estos receptores colocados en la parte superior de la pala (véase los tipos A y B de la figura C.2). Desde el receptor, en la parte superior, un conductor interno, descendente, conduce la corriente del rayo hasta la base de la pala. Para palas con frenos en la parte superior, el cable de acero que controla la parte superior se emplea como cable conductor de bajada (tipo A). Si la pala no tiene freno en la parte superior se coloca como conductor descendente un cable de cobre a lo largo del mástil, (tipo B). En estos últimos años se han producido varios miles de palas con este sistema de protección (véase los tipos A y B de la figura C.2). Las primeras experiencias con este sistema de protección, en palas de hasta 20 m, son muy prometedoras [19]. El principio de colocar uno o más sistemas de captación externos conectados a un sistema de bajada ha sido usado ampliamente por muchos fabricantes de palas, hasta la fecha de publicación de este documento, en palas de hasta 60 m. La experiencia ha demostrado que en estas palas de gran longitud existe un riesgo de impacto directo del rayo a través del laminado hasta el conductor de bajada produciendo daños severos. Estos problemas parecen estar unido a las descargas parciales sin control que se producen a partir de las partes internas conductoras (conductores de bajada, componentes de conexión, etc.). Cuando se permite que se formen estas descargas parciales de baja energía desde las partes conductoras de las palas, estas se propagarán igual de rápido que las producidas en los receptores. Una vez que estas descargas parciales descargan en el interior de la superficie de la pala, en combinación con las descargas parciales producidas en el exterior de la pala, incrementarán el valor del esfuerzo eléctrico a que está sometida la parte laminada. Este aumento del esfuerzo podría no ser un problema para un número limitado de cambios rápidos del campo (rayos impactando en los receptores o en estructuras próximas), pero cuando, a lo largo de su vida la pala está expuesta a muchos impactos, el esfuerzo podría producir una perforación eléctrica completa. El impacto físico en la pala de este canal de perforación de alta tensión es más bien limitado, pero el daño asociado con la corriente del rayo subsiguiente será desastroso tal como se comenta en el apartado C.1.2. Estas descargas pueden impedirse o retrasarse encapsulando el conductor interno de bajada y otras partes conductoras de la pala con material aislante eléctrico, con lo que se reduce el problema [27] [28].

C.2.5 Superficies metálicas conductoras

Una alternativa a los sistemas de captación, situados en las superficie de las palas, es hacer la superficie conductora. En la industria de la aviación, la protección contra el rayo de los materiales expuestos a los rayos, compuestos de fibra de vidrio y de fibra de carbón en las alas, se lleva a cabo añadiendo un material conductor a las capas exteriores, con lo que se reduce el daño a zonas pequeñas en el punto de impacto. El metal conductor puede ser metal rociado (spray) sobre la superficie, fibras de metal en las capas exteriores del material compuesto, o mallas de metal colocadas justo debajo de la superficie [10] [15] [21] y [20]. La protección de las palas de los aerogeneradores se ha hecho con una malla metálica colocada a lo largo de ambos lados de las palas, justo debajo de la capa adhesiva (Véase el tipo D en la figura C.2). A veces el extremo superior de la pala es metálico o está cubierto con una chapa metálica [12] [13] [14] [15] [22] y [23].


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La ventaja de emplear como conductores de bajada mallas metálicas u otros conductores de poco espesor en las superficies es que los conductores internos (FCPR) están apantallados contra los campos eléctricos, y por tanto contra los impactos directos. Las tensiones inducidas a lo largo del conductor y asociadas con el alto gradiente de corriente se reducirán ligeramente, lo que es un importante efecto teniendo en cuenta la posibilidad de impactos laterales. Sin embargo, deben tenerse en cuenta el riesgo de los impactos directos en los filos de estas geometrías de poco espesor, y la posibilidad de un reparto irregular de la corriente, debido al efecto pelicular. C.3 Componentes estructurales FCPR

Los compuestos de fibra de carbono FCPR se han empleado en la parte superior de los ejes de las palas pequeñas y ahora se emplean normalmente en las palas grandes. El material se emplea tanto en el mástil como directamente en las superficies de las palas por sus propiedades mecánicas. Se espera que el empleo de estos componentes siga en aumento conforme siga aumentando el tamaño de las palas. El aspecto principal con los FCPR es cómo reaccionan ante la corriente de un rayo que impacte y circule por ellos. Ha y dos propiedades que los hacen notablemente diferentes de los conductores isotrópicos como los metales, su conductividad en c.c. y su grado de anisotropía. A la conductividad en c.c. se le asigna un valor del orden de 1 000 veces inferior a la del aluminio, es decir 3,5·104 S/m. Éste es un valor aproximado para capas biaxiales tejidas empleadas en pequeñas superficies de aviones, y medidas en sentido paralelo al de la superficie de la muestra [25] [21]. En función de cuál sea la técnica de fabricación del tejido, la conductividad del FCPR presenta un alto grado de anisotropía. En muestras de FCPR empleadas en ensayos de rayos en la industria de la aviación, se ha medido la conductividad y se han encontrado variaciones de los valores hasta de cuatro órdenes de magnitud para diferentes direcciones de la corriente [29]. Además, el calentamiento del FCPR cuando se expone a altas densidades de corriente del rayo puede ser crítico. Especialmente en los puntos de impacto del rayo, donde la corriente del rayo entra en una zona más bien reducida, la temperatura por pérdidas de joule puede alcanzar la temperatura de evaporación de la matriz (aproximadamente 200 ºC). Cuando se vaporiza la matriz, la presión de los gases que la rodean puede producir la ruptura y la deslaminación de las capas de FCPR. El FCPR puede incluso arder, especialmente en el punto de impacto de las descargas [21]. En aviación, donde se emplean el FCPR, se considera prioritario que la protección contra el rayo se encomiende a los componentes de FCPR que pueden ser impactados o conducir la corriente del rayo [10]. Se conocen casos en los que la parte superior del eje, fabricado con FCPR, ha sido dañado por el rayo. Algunos ensayos de laboratorio también han mostrado problemas con los ejes hechos de FCPR cuando conducen corrientes del rayo [24]. Los ensayos de laboratorio en palas con superficies de FCPR han mostrado deslaminación de la superficie y quemaduras en el punto de impacto [9] y [26]. Por lo tanto, se requiere protección contra los impactos directos del rayo en las superficies de FCPR, bien mediante encapsulación mediante una capa suficiente de material aislante o mediante apantallamiento mediante sistemas de captura externos. Ya que el FCPR por su conductividad puede considerarse como un circuito paralelo al sistema de bajada se deben hacer conexiones equipotenciales entre el FCPR y otros componentes conductores. En cada diseño específico de pala debería determinarse si el espacio entre las conexiones equipotenciales es demasiado pequeño para poder impedir el desarrollo de tensiones críticas entre el FCPR y el conductor de bajada, lo que puede afectar a la resistencia mecánica de la estructura. Una vez que la corriente del rayo se ha distribuido sobre una sección ancha de FCPR, esas estructuras pueden conducir la corriente del rayo sin sufrir daños.


C.4 Aspectos particulares relativos los co

En este capítulo, el término componentes receptores y de los sistemas de bajada descri

Figura C.3 – Tensiones inducid

El cableado de los sensores instalados en el pueden dar lugar a tensiones peligrosas entrfigura C.3. En lo posible deberían impedirseprotegerse mediante conexiones equipotencmediante receptores externos. Habiéndose componentes conductores internos deberían Además, el riesgo de tener descargas parconductor mediante materiales aislantes. Hinducirse en bucles aislados situados en las pueden provocar descargas internas. Es posotros sistemas con el sistema de protecciónimpedir daños. La coordinación del diseño protección contra rayos de la pala y el funcio Los componentes metálicos de las estructuradeben tratarse de manera similar. Todas lascampo eléctrico y conectarse equipotenciacableados, es importante que los sistemas conductores internos, protegiendo, a su vez, Si se encuentran en la pala otros componentsensores de rayos, equipos de monitorizacexternos, minimizando el riesgo de impactodescargas internas que pueden perforar la sulas partes conductoras internas con material

- 93 - EN

omponentes conductores

conductores cubre todas las partes conductoras en la itos en el capítulo C.2, y lo relativo a los FCPR descrito

das entre el conductor de la corriente de rayo o la esty el cableado de un sensor

interior de las palas puede estar expuesto a fuertes camre el conductor del rayo y otro cableado en la pala, tal ce estos cableados. En caso contrario, tanto el sensor comciales apropiadas al sistema conductor de bajada y apacolocado los receptores externos de los rayos directaprotegerse las partes interiores de la estructura del impa

rciales a partir del cableado interno se minimiza cubHay que hacer notar que las altas corriente y las alta

proximidades del sistema conductor de bajada. Estos isible que los diseños que integran cableados asociadosn contra rayos, incluyendo el conductor de bajada, sede todos los sistemas contenidos en la pala es esencia

onamiento de los sistemas que se encuentran en ella.

as que se encuentran en la pala, es decir, pesos, regulados partes conductoras en la pala deben diseñarse con ellmente para reducir el riesgo de descargas internas. de captación externos apantallen de campos eléctricosesas zonas de impactos directos.

tes conductores, es decir, luces de navegación situadas ción, etc. deben estar siempre apantalladas por el si

os directos en la estructura. Como se ha descrito anteriouperficie de la pala puede minimizarse encapsulando cuaislante.

N 61400-24:2010

pala además de los en el C.3.

tructura

mpos magnéticos que como se indica en la

mo el cableado deben antallarse o cubrirse amente fuera de los acto directo del rayo. briendo el cableado as tensiones pueden impulsos transitorios s a sensores, luces, y ean los mejores para al para el éxito de la

ores, plataformas etc. fin de minimizar el Al igual que en los s a los componentes

en la parte superior, stema de receptores ormente, el riesgo de uidadosamente todas


EN 61400-24:2010 - 94 -

C.5 Eficacia de la intercepción

La eficacia de la intercepción es un tema relacionado con los métodos de protección contra el rayo cuando se emplean captadores no continuos en las superficie de las palas. Cualquier sistema de captación y sus extensiones (conductores continuos, y segmentos dispersores en la superficie) deben colocarse de tal manera que la probabilidad de que la descarga perfore una superficie no conductora se reduzca a un nivel aceptable. La colocación de los receptores debería ser tal que la tensión de cebado a lo largo de la superficie no conductora de la pala sea menor que la tensión de perforación de la superficie de la pala. En la práctica, estos valores de la tensión de cebado son difíciles de establecer debido a las variaciones de los materiales compuestos, así como al envejecimiento, grietas, humedad y polución que se pueden presentar. Además, la eficacia de la intercepción de los segmentos y de los receptores no continuos está influenciada por la presencia de materiales conductores en el interior de la pala [10]. Se ha probado en palas de hasta 20 m de largo que los receptores situados en la parte superior de la pala son adecuados. Publicaciones recientes sobre la distribución de los puntos de impactos en palas de fibra de vidrio de 39 m de longitud muestran que la mayoría de los impactos se producen en la parte superior de la pala (88%) mientras que el resto de los impactos se producen hasta 5 m desde el extremo de la pala [30]. Los ensayos de Alta Tensión sobre muestras que representen el diseño son útiles para mostrar la ineficacia del sistema receptor. Sin embargo, se necesitan más estudios, principalmente relacionados con la humedad, polución y envejecimiento de las palas. Se han desarrollado métodos numéricos para determinar las zonas con más probabilidad de impacto, tanto en las palas como en las góndolas, y el número anual de impactos directos en determinadas estructuras [32] [33]. Una vez comprendido el potencial y el uso de estos modelos, pueden emplearse para estimar las superficies en las que los rayos pueden impactar con mayor probabilidad, si fuesen conductoras o tuviesen receptores. Sin embargo, no es probable, que los sistemas numéricos puedan predecir con certeza si una pala no conductora puede ser perforada, o establecer el número y situación de los receptores que son necesarios para que no se produzcan las perforaciones. Esto es debido a la complejidad de la mayor parte de las estructuras de las palas y a la dinámica de la formación y crecimiento de las descargas corona. Así, los métodos numéricos pueden ser una herramienta útil para el diseño, pero los ensayos de alta tensión, como se describe en el capítulo D.2, deberían usarse para tener una seguridad adicional sobre la efectividad de la protección. C.6 Dimensionamiento de los sistemas de protección

Los materiales empleados en los aerogeneradores para la protección contra el rayo deben ser capaces de soportar los efectos combinados, eléctricos, térmicos y electrodinámicos debidos a las corrientes del rayo. Las dimensiones nominales para los materiales empleados en los elementos captadores y conductores de bajada están indicadas en la tabla C.1 (véase también la Norma IEC 62305-3).


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Tabla C.1 – Materiales, configuraciones y dimensiones mínimas de las secciones de los conductores y de las varillas de los sistemas de captura, así como las de los conductores de bajada

(corresponde a la tabla 6 de la Norma IEC 62305-3, futura edición 25))

Materiales Configuración Sección mínima

mm2 Comentarios i, j

Cobre Pletina Varilla g Cable Pica c, d

50 h

50 h

50 h

200

Espesor mínimo 2 mm Diámetro de 8 mm Diámetro mínimo de cada hilo 1,7 mm Diámetro de 15 mm

Recubrimiento de cobre a

Pletina Varilla g Cable

50 h

50 h

50 h

Espesor mínimo 2 mm Diámetro de 8 mm Diámetro mínimo de cada hilo 1,7 mm

Aluminio Pletina Varilla Cable

70

50 h

50 h

Espesor mínimo 3 mm Diámetro de 8 mm Diámetro mínimo de cada hilo 1,7 mm

Aleación de aluminio

Pletina Varilla Cable Varilla c

Varilla recubierta de cobre

50 h

50

50 h

200 50

Espesor mínimo 2,5 mm Diámetro de 8 mm Diámetro mínimo de cada hilo 1,7 mm Diámetro de 15 mm Recubrimiento radial de cobre (99,9% en contenido) de 250 μm mín.

Acero galvanizado en caliente b

Pletina Varilla

Cable Varilla c, d

50 h

50

50 h

200

Espesor mínimo 2,5 mm Diámetro de 8 mm Diámetro mínimo de cada hilo 1,7 mm Diámetro de 15 mm

Acero inoxidable e Pletina f

Varilla f

Cable Varilla c, d

50 h

50

70 h

200

Espesor mínimo 2 mm Diámetro de 8 mm Diámetro mínimo de cada hilo 1,7 mm Diámetro de 15 mm

Acero Varilla recubierta de cobre

50 Recubrimiento radial de cobre (99,9% en contenido) de 250 μm mín.

a Espesor mínimo del revestimiento 1 μm (galvanizado en caliente o electrolisis). b El revestimiento debería ser liso, continuo y libre de manchas, con un peso mínimo de recubrimiento de 350 g/m2 para varillas y 500 g/m2

para gelatinas. c Solamente se aplica a las varillas de los captadores. En lugares donde los esfuerzos mecánicos tales como los debidos a la carga del viento no

es crítica, puede emplearse varillas de 1m de largo (máximo) y 10 mm de diámetro, con fijaciones adicionales. d Solamente aplicable a los electrodos de tierra guiados. e Cromo ≥ 16%, níquel ≥ 8%, carbono ≤ 0,07%. f Para aceros inoxidables embebidos en hormigón, y/o en contacto directo con materiales inflamables, los tamaños mínimos deberían

aumentarse hasta 78 mm2 (10 mm de diámetro) para las varillas y a 75 mm2 (3 mm mínimo de espesor) para las pletinas. g En aquellas aplicaciones en las que el esfuerzo mecánico no es un requisito esencial los 50 mm2 (8 mm de diámetro) puede reducirse hasta

28 mm2 (6 mm de diámetro). En este caso debería tenerse en cuenta la reducción de distancia entre fijaciones. h Si los aspectos térmicos y mecánicos son importantes, estas dimensiones pueden aumentarse hasta 60 mm2 en las varillas y 78 mm2 en las

pletinas. i La sección mínima para que no se produzca fusión para una energía específica de 10 000 kJ/Ω es de 16 mm2 (cobre), 25 mm2 (aluminio),

50 mm2 (acero) y 50 mm2 (acero inoxidable). Para más información véase el anexo E de la Norma IEC 62305-3. j Las tolerancias permitidas para las secciones son del 3%.

5) Pendiente de publicación.


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Las secciones dadas anteriormente son una guía para conductores simples. Para tales geometrías el calentamiento asociado con el paso de corriente del rayo puede evaluarse analítica o numéricamente. Considerando componentes para aplicaciones especiales, tales como conductores flexibles de bajada y geometrías más complejas tales como receptores, componentes de conexión, hojas expandidas, etc., pueden considerarse diferentes dimensiones; para estos componentes la verificación del diseño debería basarse en los ensayos de laboratorio. Cuando los componentes individuales del sistema de protección se unen formando la instalación completa de la pala, se recomienda el ensayo como solución final. Los componentes bajo carga, como los cables de acero empleados en los frenos de la parte superior, pueden tener más dimensiones que el material macizo, debido a que la capacidad mecánica se reduce si se calientan a altas temperaturas. Hay algunas experiencias de cables de acero para los frenos que han roto o se han fundido por las corrientes de los rayos, inclusive con diámetros de hasta 10 mm (sección de 78 mm2). El calentamiento de un conductor recorrido por una corriente de rayo puede valorarse mediante la expresión C.1 (véase también la norma IEC 62305-1). El fabricante debe tener en cuenta el calentamiento de todos los componentes sometidos a todas o a parte de las corrientes de los rayos y asegurar que tales componentes son capaces de cumplir su misión inmediatamente después de ser alcanzado por una descarga.

00 2

W

/1- exp 1W R

q cα ρθ θ

α γ

⋅ ⋅ = ⋅ − ⋅ ⋅

C.1)

donde θ – θ0 [K] es el calentamiento de los conductores;

α [1/K] es el coeficiente de temperatura de la resistencia;

W/R [J/Ω] es la energía específica del impulso de corriente;

ρ0 [Ω.m] es la resistencia óhmica específica del conductor a temperatura ambiente;

q [m2] es el área de la sección transversal del conductor;

γ [kg/m3] es la densidad del material;

cW [J/kgK] es la capacidad térmica. La tabla C.2 muestra las entradas de esta ecuación para los materiales más comunes, y la tabla C.3 el calentamiento para diferentes conductores. Debería tenerse en cuenta que en caso de cables precargados la elevación de temperatura no debe alcanzar el punto de fusión.

Tabla C.2 – Características físicas de materiales típicos empleados en los sistemas de protección contra el rayo (tabla D.2 de la Norma IEC 62305-1)

Cantidad Material

Aluminio Cobre Acero dulce Acero inoxidable* ρ0 [Ω/m] 29 ·10-9 17,8 · 10-9 120 · 10-9 0,7 · 10-6

α [1/K] 4,0 ·10-3 3,92 · 10-3 6,5 · 10-3 0,8 · 10-3

γ [kg/m3] 2 700 8 920 7 700 8 000

θs(punto fusión) [ºC] 658 1 080 1 530 1 500

cs [J/kg] 397 · 103 209 · 103 272 · 103 –

cw [J/kgK] 908 385 469 500 θs [ºC] es la temperatura de fusión; cs [J/kg] es el calor latente de fusión.

* Austenítico no magnético.


- 97 - EN 61400-24:2010

Tabla C.3 – Calentamiento (K) para diferentes conductores en función de W/R (tabla D.3 de la Norma IEC 62305-1)

Sección transversal

mm2

Material Aluminio Acero dulce Cobre Acero inoxidable*

W/R MJ/Ω

W/R MJ/Ω

W/R MJ/Ω

W/R MJ/Ω

2,5 5,6 10 2,5 5,6 10 2,5 5,6 10 2,5 5,6 10 4 – – – – – – – – – – – –

10 564 – – – – – 169 542 – – – – 16 146 454 – 1120 – – 56 143 309 – – – 25 52 132 283 211 913 – 22 51 98 940 – – 50 12 28 52 37 96 211 5 12 22 190 460 940

100 3 7 12 9 20 37 1 3 5 45 100 190 * Austenítico no magnético.

Considerando el impacto en el sistema captador, la Norma IEC 62305-1 sugiere el uso del modelo de caída de tensión ánodo cátodo. El modelo considera que toda la energía desarrollada en el punto donde se genera el arco, despreciándose el calor de difusión en el metal, se utiliza para la evaporación del metal El volumen fundido empleando esta aproximación conservadora puede obtenerse mediante la ecuación C.2.

( )

a,c

W s u s

1u QV

c cγ θ θ⋅

= ⋅− +

(C.2)

donde V [m3] es el volumen del metal fundido; ua,c [V] es la caída de tensión ánodo/cátodo (considerada constante); Q [C] es la carga de la corriente del rayo; γ [kg/m3] es la densidad del material; cW [J/kgK] es la capacidad térmica; θs [ºC] es la temperatura de fusión; θu [ºC] es la temperatura ambiente; cs [J/kg] es el calor latente de fusión. Empleando un valor de caída de tensión ánodo-cátodo ua,c de alguna pocas decenas de voltios, el modelo trabaja con una sobreestimación del volumen fundido.


EN 61400-24:2010 - 98 -

C.7 Conexión de las palas al buje

En la raíz de la pala, el sistema conductor de bajada termina o bien en la brida o en el buje. Si la pala tiene regulación de posición (tipo D), a la corriente del rayo se le permite pasar incontrolada a través de los rodamientos del control de posición si no se prevé algún tipo de conexiones a través de los rodamientos, como escobillas o cables flexibles con suficiente holgura para que permita el movimiento del control de posición. Las conexiones flexibles a través de los rodamientos pueden combinarse con el conductor de bajada situado en la parte más interior de la pala. En las palas con freno en su extremo superior (tipo C), el sistema hidráulico, que actúa controlando el cable, debe protegerse. Los cilindros hidráulicos normalizados que se emplean normalmente pueden dañarse por cebados desde el captador a la envoltura en la que se alojan los cilindros. Normalmente, el cilindro hidráulico se protege diversificando la corriente del rayo a través de una cinta flexible que tenga la suficiente holgura para que permita el movimiento, o de manera alternativa pueden emplearse descargadores de aire o escobillas. Otra aproximación por medio de descargadores de aire deslizantes se describe en [24]. Debe ponerse un cuidado especial en reducir las holguras en las conexiones mediante cintas flexibles, ya que la tensión inducida en toda la longitud de la holgura puede ser muy alta, dando lugar a una protección ineficaz del cilindro [24].


- 99 - EN 61400-24:2010

ANEXO D (Informativo)

ESPECIFICACIONES DE ENSAYOS D.1 Generalidades

Este anexo describe los posibles métodos de ensayo para desarrollar nuevos diseños de palas o para verificar los diseños existentes en relación a su capacidad para soportar la descarga de un rayo. Los ensayos que se describen aquí son para las palas, pero también pueden aplicarse a otros objetos tales como capota, buje, góndola y otras partes. Las piezas a ensayar deberían ser muestras de las palas que incluyan la parte superior y una buena parte de la pala a partir de esta parte superior que represente el sistema completo de protección contra los rayos y la estructura de la pala, así como la interacción entre el sistema de captación, los conductores de bajada con sus componentes, otros componentes del sistema de protección y la estructura de la muestra. La especificación de ensayo se divide en dos secciones. Los ensayos de alta tensión se realizan para determinar los puntos de impacto y los caminos de ruptura eléctrica en los materiales no conductores tales como palas y góndola. Ya que la corriente que circula en estos ensayos solamente representa la corriente del líder, y no otras corrientes de impactos más intensas, los ensayos de impactos solamente tratan de mostrar el(los) paso(s) que pueden tener las descargas. El daño producido en estos ensayos no es comparable al que pueden producir las corrientes del rayo. Los ensayos de altas corrientes se realizan para valorar los daños reales producidos por la corriente del rayo. Los métodos de ensayo que se presentan son aplicables tanto al diseño de la parte superior y de las secciones menores del conductor de bajada como de los componentes de conexión, etc. Estos ensayos no informan sobre cuáles serían los puntos en los que con más probabilidad impactase el rayo. Los criterios de paso/fallo de cada ensayo deben definirse y establecerse por el fabricante. NOTA Las referencias a la literatura en este anexo se numeran [x] y están listadas en la Bibliografía. D.2 Ensayos de impactos en alta tensión

Estos ensayos se hacen para determinar los puntos de impactos y los caminos de ruptura eléctrica en los materiales no conductores.

D.2.1 Ensayo de impacto del primer líder D.2.1.1 Objeto del ensayo

Este ensayo es para las palas, pero también puede aplicarse a otros objetos tales como góndolas fabricadas con fibra de vidrio u otros materiales no conductores. Este ensayo puede emplearse para valorar: • localización de posibles puntos de impacto del líder y el paso de las perforaciones eléctricas o el contorneamiento en

las palas y otras estructuras no conductoras; • optimización de la situación de los aparatos de protección (sistemas de captación , receptores); • caminos de perforaciones o cebados a lo largo o a través de superficies dieléctricas; • funcionamiento de los dispositivos de protección.


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D.2.1.2 Muestra de ensayo

La muestra a ensayar debería ser una pala entera o una sección de la misma. La sección de la pala que se necesita para ensayar depende de los detalles estructurales de la pala y del diseño del sistema de protección contra rayos. Más abajo se dan algunas guías para la selección de las muestras de las palas. Los principios son exponer todos los aspectos de la pala y de su diseño de protección contra los campos eléctricos que preceden al impacto del rayo. • Si la pala tiene el mismo espesor de material compuesto en la mayor parte de su longitud, puede ensayarse una parte

exterior de la pala. • Si el sistema de protección de la pala consta de solamente uno o dos terminales de captación situados en la parte

superior de la pala, puede ensayarse una parte exterior de la pala, pero si el conductor de bajada se encuentra en el interior de la pala, la sección a ensayar debe tener la suficiente longitud para poder verificar que no se producirán perforaciones eléctricas interiores, a través de la superficie al sistema conductor de bajada.

• Si el sistema de protección de la pala consta de múltiples pares de captadores (es decir, captadores situados en

ambas superficies de la pala), o consta de captadores espaciados cada x metros y el objeto del ensayo es determinar la máxima distancia x, entonces la muestra debe tener, al menos, dos pares de sistemas de captación más una distancia mínima de una vez y media hasta el siguiente captador. La longitud de las muestras que han dado lugar a resultados similares a las experiencias en servicio está el rango de entre 6 m y 20 m de longitud.

• Si el sistema de protección contra rayos en la pala emplea otros diseños de sistemas captadores y de sistemas de

bajada, el tamaño de la muestra debería abarcar todos los detalles a ensayar. Para conductores montados exteriormente, los terminales de la muestra deberían estar redondeados por medio de conductores toroidales para impedir aumentos de campos eléctricos en esas extremidades.

• Si la finalidad del ensayo es investigar y desarrollar una parte del diseño de una parte pequeña de la pala (es decir, el

extremo superior o una sección media de la pala), pueden ensayarse muestras pequeñas que contengan el aspecto a ensayar. Sin embargo, debe saberse que el campo eléctrico presente entre una muestra pequeña y el electrodo opuesto es diferente que cuando está presente una pala entera. Debido a estas diferencias, pueden ser necesarios toroides o electrodos opuestos ligeramente redondeados para graduar el campo eléctrico y evitar cebados no reales desde la parte interior de estas muestras, en función de la geometría real.

• Con el objeto de optimizar el diseño de las palas, las longitudes de las muestras que dan lugar a resultados similares

a las experiencias en servicio están en un rango de entre 3 m y 6 m. Cualquier acabado final y pintura de la superficie debería incluirse para asegurar que los ensayos sean lo más reales posibles. Los elementos conductores, tales como luces, sensores, y conductores del rayo, normalmente instalados en la muestra (pala, extremo superior o sección media de la pala) deberían estar representados en la muestra de ensayo. Estas piezas deben situarse en la muestra a ensayar en el mismo sitio que el que tendría en la pala o en la góndola. Si las muestras pueden orientarse en diferentes posiciones, deberían tomarse las posiciones que representan las peores situaciones. Normalmente son aquellas en las que se tienen las distancias menores a las superficies no conductoras, o las que dan lugar a las mayores intensidades de campos eléctricos en direcciones normales a las superficies exteriores. También podrían emplearse muestras de palas nuevas o muestras que han sido envejecidas previamente mecánicamente siempre y cuando no se hayan dañado por el proceso mecánico de envejecimiento. D.1.2.3 Disposición para los ensayos

Pueden emplearse tres tipos de disposiciones designadas como disposición de ensayo tipo A, disposición de ensayo tipo B, disposición de ensayo tipo C. Las disposiciones A y B son las más adecuadas para la verificación y el desarrollo del diseño en las palas completas. La disposición tipo C es la más apropiada para evaluar la construcción de las superficies y las posibles configuraciones de los segmentos derivadores.


Cada disposición de ensayo intenta dar lugalíderes (y no en el electrodo externo), de la mde que se produzca el impacto del rayo. Uncorna avanzarán hacia el electrodo opuesto una superficie equipotencial a cierta distanelectrodo exterior en los resultados de los elos ensayos A, B y C en los que se ve la situa La disposición de ensayo tipo A es la másdimensiones (es decir, una superficie condudel campo eléctrico alrededor de la muestra La disposición de ensayo tipo B intenta cdisposición A permitiendo colocar en el labdisposición debe suspenderse un electrodo ddiámetro es necesario para impedir intensifica los bordes del electrodo suspendido. La disposición de ensayo tipo C es la másrigideces dieléctricas de materiales candidaembargo, las piezas de ensayo no deberíantienen todas las características importantes d D.2.1.3.1 Disposición de ensayo tipo A

La disposición general para los ensayos tipo

Figura D.1 – Disposición de ensayque representen las dif

- 101 - EN

ar al inicio de una actividad eléctrica en las muestras, misma manera que se produce en la pala del aerogenera

na vez que ha comenzado la ionización del aire en la mucon una forma geométrica de grandes dimensiones qu

ncia del extremo de la pala. De esta manera se minimensayos. En las figuras D.1, D.3, D.4, D.5 se muestran ación del generador de alta-tensión, la muestra y el elect

s deseable ya que permite el empleo de un electrodo uctora en el suelo del laboratorio) a la que se obtiene ude la pala.

crear un campo eléctrico similar al que se obtiene eboratorio estructuras que permitan muestras más grandede grandes dimensiones sobre la muestra de ensayo. Escaciones del campo eléctrico no realistas en los bordes d

s apropiada para llevar a cabo ensayos que permitan atos a formar las superficies de las palas o los sisteman emplearse para la verificación de todo el diseño, ya de las estructuras no conductoras que se desean comprob

A se ilustra en la figura D.1.

yo tipo A (la muestra debería ensayarse en diferentesferentes direcciones en que se puede acercar el líder)

N 61400-24:2010

tales como corona y ador justamente antes uestra, los líderes de

ue intenta representar miza la influencia del

las disposiciones de trodo externo.

exterior de grandes un ambiente más real

en la muestra en la es y pesadas. En esta ste electrodo de gran del electrodo, debida

evaluar y comparar as de protección. Sin

que estas piezas no bar.

s posiciones )


EN 61400-24:2010

La muestra de ensayo, con su sistema de prsobre el electrodo externo formado por una tamaño suficiente para impedir la formaciónelectrodo. La muestra debe ensayarse en difpueden incidir sobre esta parte de la pala en Un ejemplo de estas orientaciones se indica al plano de tierra (90º, 60º, y 30º respecto apolaridad y en cada orientación, la pala se en Las palas de gran longitud deberían ensayamayor posibilidad de aproximación de los lpala situado en el extremo superior mientras Las limitaciones prácticas de espacio verticalugar a que los ensayos a 60º y 90º se realice

Figura D.2 – Posibles orientaciones

- 102 -

otección contra rayos conectado a la salida de un genergran superficie plana conectada a tierra. Este electrodon de efectos en los bordes, es decir, impedir los cebad

ferentes posiciones, para representar las direcciones del el aerogenerador.

en la figura D.2. Aquí se emplean tres ángulos diferentea la horizontal) y cuatro ángulos de giro. Aplicando trensayará con 54 impactos.

arse con muestras que formen 5º y 10º con la horizontlíderes del rayo, dentro de la distancia de cebado, a unla pala se encuentra en posición horizontal.

al y las posibilidades que permiten las grúas de los laben sobre muestras más cortas, quizás de 2 m a 4 m de lon

s para los ensayos de impacto del líder según la dispo

rador Marx, se eleva o plano debe tener un dos en los bordes del

campo eléctrico que

es de la pala respecto es descargas de cada

tal, representando la n lugar interior de la

oratorios pueden dar ngitud.

osición tipo A


Deberían cumplirse dos condiciones para la a) Las conexiones de los líderes deberían p

el plano de tierra, es decir, más de la mmediante fotografías de los cebados. Loscumple normalmente manteniendo las sig

1) El plano de tierra debería estar, al m

muestra). 2) El plano de tierra debería estar, al me

previas. b) El plano de tierra no debe producir lídere

de tierra.

Figura D.3 – El punto Las dimensiones y las orientaciones de la mu D.2.1.3.2 Disposición de ensayo tipo B

La disposición general del ensayo tipo B se i La muestra debería ensayarse en diferentes p

- 103 - EN

validez de un ensayo de acuerdo con la disposición tipo

roducirse en la parte inferior del intervalo de aire entre mitad de la distancia de cebado desde la muestra. Estos puntos de conexión del líder se muestran en la figura Dguientes distancias.

menos, a 2 m de la parte conductora más cercana (inte

enos, a 1,5 m de la parte más próxima de la superficie co

es desde los bordes. En ese caso debe aumentarse las di

de conexión del líder debe estar fuera de la muestra

uestra deberían describirse en el plan de ensayos.

indica en la figura D.4.

posiciones para representar diferentes direcciones de apr

N 61400-24:2010

o A:

la pala energizada y o puede confirmarse D.3. Este requisito se

erior o exterior de la

on las condiciones a)

imensiones del plano

a

roximación del líder.


EN 61400-24:2010

Figura D.4 – Dis La disposición tipo B es apropiada parameteorológicos, bujes, capotas, etc. Esta disel campo eléctrico cerca de la muestra. LaNorma IEC 60060-1, 1,5 veces la mínima dicampo eléctrico existente en espacio de aireser, al menos, 1,5 veces la distancia de la disde 2 m como se indica en la figura D.4. La muestra se levanta sobre el plano de tiersistema de captación en la muestra y el eresultados de los ensayos. El electrodo excomienza el ensayo. El electrodo externo deimpedir la presencia de descargas desde los una o dos orientaciones, para representar laestructuras pueden experimentar en servicio. Deberían aplicarse tres condiciones en un en a) La conexión de los líderes debería produ

la muestra de ensayo, es decir a más de lmediante fotografías de los cebados. Loscumple normalmente manteniendo las sig

1) El electrodo externo debería estar, al

muestra). 2) El electrodo externo debería estar, al

a) previas.

- 104 -

sposición de ensayo de impacto del líder tipo B

a muestras muy elevadas para poder ensayar, tales sposición presenta la desventaja de que el plano de tierra mínima distancia a objetos que no intervienen en el istancia de cebado entre los dos electrodos. Para minim

e entre los electrodos, el plano de tierra y otras estructurstancia entre los electrodos, es decir, 3 m para una dista

rra sobre soportes a una distancia superior a 1,5 veces electrodo externo para minimizar la influencia del plaxterno se suspende sobre la muestra y se pone a altaebe tener un tamaño suficiente para evitar los efectos de

bordes al electrodo externo. La muestra debería ensayas posibles direcciones del campo eléctrico que esta par.

nsayo válido en la disposición de ensayo B:

ucirse en la parte superior del espacio de aire entre el elela mitad de la distancia de cebado desde la muestra. Ests puntos de conexión del líder se indican en la figura Dguientes distancias.

l menos, a 2 m de la parte conductora más cercana (inte

menos, a 1,5 m de la parte más próxima de la superficie

como instrumentos ra puede distorsionar ensayo es, según la

mizar la distorsión del ras conductoras debe ncia entre electrodos

la distancia entre el ano de tierra en los a tensión cuando se

e los bordes, es decir, arse normalmente en rte de la pala u otras

ectrodo energizado y to puede confirmarse

D. 4. Este requisito se

erior o exterior de la

e con las condiciones


b) El electrodo externo no debe producir líelectrodo externo.

c) La terminación del dispositivo de protecc

el plano de tierra a una distancia de 1,5 vexterno.

Las dimensiones y las orientaciones específi D.2.1.3.3 Disposición de ensayo tipo C

La disposición general del ensayo tipo C se i En esta disposición los posibles dispositivospuede valorarse antes de establecer un diseñcompleta. Una pared típica tendría una superficie de 1 puedan situarse a escala normal los dispositisus acabados y pinturas. Una aplicación típicsuperficie de la pala y de la góndola. Una muestra de cualquier pieza conductora apropiada a la distancia (d). Los dispositivosestá a alta tensión. Con el fin de aplicar colocarse en la distancia mitad de las tiras dcerca de los bordes o un resultado no real. igual a la dimensión del panel si este es cudispersores pueden recolocarse a mayor o m

Determinación de la distancia D en función de la distan La distancia a es la dimensión más pequeña de los pane

Figura D.5 – Disposición para disposi

- 105 - EN

íderes desde los bordes. En ese caso debe aumentarse

ción u otros elementos metálicos situados en la muestraveces la distancia entre el sistema de captación en la m

icas de la muestra deberían describirse en el plan de ensa

indica en la figura D.5.

s de protección y su colocación en una muestra de supeño de protección e instalando esos dispositivos en una m

m2 a 2 m2, aunque pueden aceptarse otros tamaños y foivos de protección. Deberían ensayarse los materiales dca de este ensayo es determinar la distancia (D) de las ti

situada detrás de la superficie protectora debería colocs de protección se conectan normalmente a potencial decondiciones reales, la experiencia ha mostrado que

de los descargadores, como se indica en la figura D.5, pEl electrodo debería elevarse sobre la superficie del p

uadrado, o igual a la más pequeña si fuese rectangularmenor distancia para optimizar el diseño y prevenir perfor

ncia d a un conductor interno

eles (anchura o altura)

itivos de protección local (por ejemplo dispersores) –

N 61400-24:2010

las dimensiones del

a debe elevarse sobre muestra y el electrodo

ayos.

erficie no conductora muestra mayor y más

rmas, de manera que de las superficies con iras dispersoras en la

carse en una posición e tierra y el electrodo el electrodo debería ara prevenir cebados

panel a una distancia r. Las cintas con los raciones.

– Ensayo tipo C


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La disposición de ensayo tipo C de la figurdisposiciones tipo A y B, pero la experienensayo tipo C han tenido éxito en ensayosDebería hacerse un ensayo de verificación co D.2.1.4 Forma de onda de la tensión de e

La forma de onda empleada debería ser u250 μs ± 20% y un tiempo de caída hasta la de onda ya que es la más representativa delinicial del líder. En el ensayo de impacto dela onda antes de llegar al valor cresta. El tiemenos de 50 μs. Esta onda puede obtenerse empleando la onaplica para producir el cebado en el frente, ese muestra en la figura D.6.

Figura D.6 – Típica onda de imp Deberían aplicarse, a cada orientación de lelectrodo opuesto [30] y [34]. Los ensayos caseguran, en caso de un diseño no apropiado En caso de que durante el ensayo se produzresinas poliméricas adecuadas. Sin embargnúmero de impactos se degradan eléctricamreparaciones sino también al laminado pridescargas en cada muestra no debería pasar Los procedimientos de ensayos del apartado

- 106 -

ra D.5 no es equivalente a las verificaciones que se llcia ha demostrado que los espacios de los dispersores

s subsiguientes realizados sobre sistemas de captación on las disposiciones tipos A y B.

ensayo

una onda doble exponencial tipo maniobra con un tmitad del valor de cresta de 2 500 μs ± 60%. Se ha sele

l campo eléctrico en las proximidades de una estructurael líder, la tensión se aplicará para que el cebado se prodempo entre el comienzo de la onda y el cebado en la e

nda impulso tipo maniobra de la Norma IEC 60060-1. Yel tiempo de caída no tiene un interés en particular. Una

pulso de maniobra con cebado en el frente (100 μs po

la muestra, al menos tres descargas de cada polaridadcon diferentes orientaciones de las muestras en relación o de la pala, una significante probabilidad de fallo.

zca perforaciones de la superficie, el daño puede limpiago, la experiencia ha demostrado que las muestras s

mente con el transcurso del tiempo; situación que no soincipal. De ahí que el fabricante debe asegurarse dede aproximadamente 100 y así impedir daños por enveD. 2.1.6 están pensados para minimizar el impacto por

levan a cabo con las s obtenidos según el o paredes de palas.

tiempo de frente de eccionado esta forma a durante el impacto duzca en el frente de

estructura debe ser al

Ya que la tensión se forma de onda típica

r división)

d en relación con el al electrodo opuesto

arse y corregirse con sometidas a un gran olamente afecta a las e que el número de ejecimiento eléctrico. envejecimiento.


- 107 - EN 61400-24:2010

El problema del envejecimiento eléctrico de las palas laminadas por los impactos del rayo no está totalmente entendido al tiempo de esta publicación. En futuras ediciones se mejorarán las secciones que traten de este tema. La corriente de descarga del generador de Alta Tensión normalmente es inferior a 2 000 A lo que engloba a la mayoría de las corrientes de los líderes. Los efectos físicos de estas corrientes no representan, sin embargo, los de las corrientes de impactos más severos, o las corrientes continuas, que tienen el mismo camino que el del líder. D.2.1.5 Registros de datos y de medidas

Deberían registrarse los siguientes datos y medidas • Fotografías y descripción de cada disposición de ensayo. • Registros de las forma de onda del ensayo. • Registros fotográficos de todos los detalles. Esto debería cubrir toda el área de la muestra. Una cámara debería

permitir un análisis preliminar del ensayo y así poder identificar inmediatamente cualquier perforación. Una cámara extra situada en el interior de la muestra de la pala puede ser útil con el fin de monitorizar el comportamiento del líder durante los ensayos.

• Fotografías de cada posición del electrodo. • Fotografías de la localización de perforaciones u otros efectos significativos. • Registro de los datos ambientales del laboratorio (tales como temperatura, presión y humedad), fechas del ensayo,

personal que realiza y presencia los ensayos, así como el lugar del ensayo. • Registro de cualquier desviación respecto al procedimiento de ensayo. • Registro de los resultados de cada ensayo, indicando la polaridad de los electrodos, el valor de la tensión y la forma

de onda. D.2.1.6 Procedimiento de ensayo

Este procedimiento de ensayo es aplicable a todas las disposiciones de ensayo (A, B y C). a) Medida de las condiciones ambientales del laboratorio. b) Revisión e implementación de los procedimientos de seguridad. Algunos aspectos que deben tenerse en cuenta son:

Las áreas deben ser seguras y libres de personal antes de que se comience a cargar el equipo de ensayo. Los bancos de condensadores deben cortocircuitarse después de cada ensayo y antes de que el personal vuelva a entrar en la zona de ensayo. La protección de los ojos y de los oídos debe ser apropiada.

c) Calibrar el generador de AT y la instrumentación como se indica: 1) Inspeccionar cuidadosamente la muestra a ensayar observando cualquier imperfección que podrían confundirse

posteriormente con los efectos de los ensayos, e identificar estos efectos para que no se confundan con los resultados de ensayos subsiguientes.

2) Cubrir las superficies que se encuentran hacia el electrodo opuesto (es decir, el electrodo de tierra) con una

lámina conductora y conectarla al conductor de bajada de la pala. 3) Seleccionar la polaridad inicial y comenzar un ensayo con el electrodo de tierra mientras se mide la tensión

aplicada, independientemente de si la disposición de ensayo es A o B es aconsejable que la polaridad del primer ensayo sea positiva (+). La experiencia ha mostrado que con esta premisa es menor la probabilidad de perforación en los materiales no conductores, ya que los líderes que se originan en los aparatos de protección en la muestra de ensayo progresan más en la distancia de cebado entre los electrodos antes de unirse con los líderes opuestos del electrodo negativo.


EN 61400-24:2010 - 108 -

4) Si la forma de onda no es la correcta o el cebado no ocurre en el frente de la onda antes de llegar al valor de cresta, ajustar los parámetros del generador o modificar la distancia de cebado entre la muestra y el electrodo opuesto lo necesario hasta conseguir lo especificado para la forma de onda y el cebado.

5) Repetir los pasos 3) al 4) las veces que sean necesarios hasta obtener las condiciones requeridas. 6) Retirar la lámina de la muestra. d) Limpiar la muestra con la técnica apropiada para quitar la humedad, polvo, restos y otros contaminantes que

pudieran afectar a los resultados. e) Aplicar una descarga a la muestra, mientras se mide la tensión aplicada y se toma fotografía del camino del cebado.

Asegurarse de que el cebado se produce en el frente de la onda antes del valor de cresta de la onda. f) Inspeccionar la muestra y documentar los resultados. g) Si se produce una perforación, realizar una evaluación para determinar si la muestra ha fallado durante el ensayo. Si

se considera que ha fallado, pueden finalizarse los ensayos, o reparar el daño, o modificar el sistema de protección de la pala antes de continuar los ensayos.

h) Repetir los pasos e) a h) hasta que se hayan aplicado tres descargas de polaridad positiva en las mismas condiciones. i) Cambiar la polaridad del generador de AT para asegurar que la polaridad de la muestra de en ensayo es negativa con

respecto al plano de tierra (disposición de ensayo A) o al electrodo externo (disposición de ensayo B). j) Calibrar el generador de AT y la instrumentación como se indica a continuación: 1) Cubrir la muestra de ensayo con una hoja conductora. 2) Comenzar un ensayo en la hoja mientras se mide la tensión aplicada. 3) Si la forma de onda no es la correcta o el cebado no ocurre en el frente de la onda antes de llegar al valor de

cresta, ajustar los parámetros del generador o modificar la distancia de cebado entre la muestra y el electrodo opuesto lo necesario hasta conseguir lo especificado para la forma de onda y el cebado.

4) Repetir los pasos 2) y 3) tantas veces como sea necesario para obtener las condiciones requeridas. 5) Retirar la hoja de la muestra de ensayo. k) Repetir los pasos e) a i) hasta haber aplicado tres descargas de polaridad negativa en las mismas condiciones. l) Reponer la muestra de ensayo (disposición A) o el electrodo externo (disposición B) según requiera el

procedimiento de ensayo. m) Repetir los pasos c) a m) según requiera el procedimiento de ensayo. Los ensayos de impacto del líder pueden realizarse en muestras de palas contaminadas y mojadas. Dado que los cebados se producen más fácilmente en superficies mojadas o contaminadas, produciendo así menos perforaciones, puede no ser importante aplicar contaminación a las superficies externas. Sin embargo, las superficies interiores mojadas o contaminadas pueden guiar más rápidamente a los líderes a las conexiones de los extremos de las palas, donde se producen perforaciones. Por tanto, los ensayos en palas con superficies interiores mojadas o contaminadas pueden ser adecuados si estas condiciones van a darse en la pala en servicio debido a las condiciones ambientales. NOTA Aunque un aerogenerador se diseña para que pueda trabajar durante 20 años con mantenimiento mínimo, es importante que el número de

descargas sea comparable con la amenaza esperada en el lugar donde se encuentra actualmente. Por tanto, deberían de aplicársele un mínimo de 3 descargas de cada polaridad u orientación para probar y demostrar este objetivo, aunque podrían realizarse un mayor número de ensayos en el desarrollo de un nuevo diseño.


- 109 - EN 61400-24:2010

D.2.1.7 Interpretación de los datos

Las muestras deberían pasar por una evaluación después de los ensayos para determinar la adecuación del diseño con los criterios de aceptación/fallo.

D.2.2 Ensayo con barrido del canal D.2.2.1 Objeto del ensayo

Este ensayo se aplica normalmente a las superficies de las palas de un aerogenerador que están expuestas a un impacto de líder cuando se encuentran girando, por lo que líder puede producir un “barrido” de corta longitud a lo largo de la superficie antes de que se produzca el primer impacto. Este ensayo puede usarse para valorar: • localización de posibles lugares en que se produzcan perforaciones de superficies no conductoras (es decir,

dieléctricos); • caminos de cebados en superficies no conductoras; o • funcionamiento de dispositivos de protección, tales como tiras dispersoras. D.2.2.2 Muestra de ensayo

La muestra de ensayo debería ser una sección de la pala a escala natural, tal como la parte superior de la pala u otras superficies que contengan receptores de rayos u otros dispositivos de protección. Cualquier acabado de superficie, incluyendo masillas o pinturas deberían incluirse para asegurar un cebado más real sobre la superficie. Si el sistema de protección contra rayos incluye en el interior de la pala un conductor de rayo, la muestra debería incluir este conductor. D.2.2.3 Disposición del ensayo

La disposición del ensayo es de acuerdo a: • Una supervisión de la disposición del ensayo en la que observe la sección transversal de la muestra y la posición del

electrodo, tal como se indica en la figura D.7. El ensayo debería realizarse normalmente con distintas posiciones del electrodo, para representar las posibles direcciones de barrido del líder.

• La distancia del soporte de la muestra sobre el plano de tierra debe estar a una distancia de al menos 1,5 veces la

distancia mínima de cebado que se indica en la Norma IEC 60060-1; • El receptor (receptores) y cualquier sistema de protección asociado debe estar al potencial de tierra; • Conectar el terminal de AT del generador al electrodo de alta tensión. El electrodo debería ser esférico de radio entre

25 mm y 50 mm. La superficie del electrodo debería colocarse a 50 mm de la superficie de la muestra para que el esfuerzo represente la tensión aplicada por un canal de rayo que barra la superficie de muestra;

• Disponer el equipo de medida y registrar la forma de onda aplicada.


EN 61400-24:2010

Figura D.7 – D.2.2.4 Forma de onda de la tensión de e

El campo eléctrico asociado con un barridofluyen por el canal del líder. Estos impulsos de manera apropiada por la forma de onda onda tiene una duración del frente hasta el vvalor de cresta de T2 = 50 μs tal como se def La onda se aplica con una tensión de cresta sy la superficie de la muestra de manera quefigura D.9.

Figura D.8 – Forma de onda

- 110 -

Disposición de ensayo de barrido del canal

ensayo

o del líder es debido principalmente a los impulsos deproducen un incremento rápido de los campos eléctricode la tensión de impulso definida en la Norma IEC 60valor de cresta de T1 = 1,2 μs, y una duración hasta la fine en la Norma IEC 60060-1 y se muestra en la figura

superior a la que se necesita para ionizar el aire entre ele el cebado se produzca en el frente de la onda, tal co

de impulso de tensión (Figura 6 en la Norma IEC 60

e carga eléctrica que os que se representan 0060-1. La forma de caída a la mitad del D.8.

l electrodo de ensayo mo se muestra en la

0060-1)


Figura D.9 – Forma de ond(Fig

D.2.2.5 Registros de datos y de medidas

Deberían registrarse los siguientes datos y m • Fotografías y descripción de cada disposi • Registro fotográficos de todos los detalle

cámara debería permitir un análisis pperforación. Una cámara extra situada enel comportamiento del líder durante los e

• Fotografías de las perforaciones y de otro • Registro de los datos ambientales del lab

personal que realiza y presencia los ensay • Registro de cualquier desviación respecto • Registro de los resultados de cada ensayo

de onda. D.2.2.6 Procedimiento de ensayo

El procedimiento de ensayo es el siguiente. a) Medida de las condiciones ambientales d b) Revisión e implementación de los proce

los siguientes: Las áreas de ensayo debequipo de ensayo. Los bancos de condepersonal vuelva a entrar en la zona de apropiada.

- 111 - EN

da de impulso de tensión mostrando el cebado en el frgura 7 en la Norma IEC 60060-1)

medidas

ición de ensayo y posición del electrodo.

es. Las cámaras deberían proporcionar cobertura de 360preliminar del ensayo y así poder identificar inmedn el interior de la muestra de la pala puede ser útil con ensayos.

os efectos significativos.

boratorio (tales como temperatura, presión y humedad)yos, así como el lugar del ensayo.

o al procedimiento de ensayo.

o, indicando la polaridad de los electrodos, el valor de

del laboratorio.

dimientos de seguridad. Algunos aspectos que deben teben ser seguras y libres de personal antes de que se censadores deben cortocircuitarse después de cada ensay

ensayo. Puede requerirse protección de los ojos y de

N 61400-24:2010

rente

0º de la muestra. Una diatamente cualquier el fin de monitorizar

), fechas del ensayo,

la tensión y la forma

enerse en cuenta son comience a cargar el yo y antes de que el e los oídos debe ser


EN 61400-24:2010 - 112 -

c) Inspeccionar cuidadosamente la muestra a ensayar observando cualquier imperfección que podrían confundirse, posteriormente con los efectos de los ensayos, e identificar estos efectos para que no se confundan con los resultados de ensayos subsiguientes.

d) Calibrar el generador de AT y los instrumentos de la siguiente forma: 1) Cubrir la muestra con una lámina metálica. 2) Los ensayos deberían realizarse con ambas polaridades en el electrodo. Seleccionar la polaridad inicial y

producir una descarga sobre la lámina metálica mientras se mide la tensión aplicada. Es aconsejable comenzar el ensayo con la polaridad negativa (-). Esto produce que la muestra tenga polaridad positiva. La experiencia ha mostrado que con esta premisa es menor la probabilidad de perforación en los materiales no conductores, ya que los líderes que se originan en los aparatos de protección en la muestra de ensayo progresan más en la distancia de cebado entre los electrodos antes de unirse con los líderes opuestos del electrodo negativo.

3) Si la forma de onda no es la correcta o el cebado no ocurre en el frente de la onda antes de llegar al valor de

cresta, ajustar los parámetros del generador o modificar la distancia de cebado entre la muestra y el electrodo opuesto lo necesario hasta conseguir lo especificado para la forma de onda y el cebado.

4) Retirar la lámina de la muestra. e) Limpiar la muestra de ensayo con la técnica apropiada para quitar la humedad, polvo, restos y otros contaminantes

que podrían afectar a los resultados. f) Aplicar una descarga a la muestra, mientras se mide la tensión aplicada y se toman fotografías del cebado. g) Inspeccionar la muestra y documentar los resultados. Marcar y fotografiar cualquier perforación ú otros efectos en la

muestra. h) Si se produce una perforación, realizar una evaluación para determinar si la muestra ha fallado durante el ensayo. Si

se considera que ha fallado, pueden finalizarse los ensayos. i) Repetir los pasos e) a h) hasta que se hayan aplicado tres descargas de polaridad positiva en las mismas condiciones. NOTA Dado que un aerogenerador se diseña para que pueda trabajar durante 20 años con mantenimiento mínimo, es importante que el número de

descargas sea comparable con la amenaza esperada en el lugar donde se encuentra realmente. Por tanto, deberían aplicársele un mínimo de 3 descargas de cada polaridad u orientación para probar y demostrar este objetivo, aunque podrían realizarse un mayor número de ensayos en el desarrollo de un nuevo diseño.

D.2.2.7 Interpretación de los datos

Las muestras deberían pasar por una evaluación después de los ensayos para determinar la adecuación del diseño con los criterios de aceptación/fallo. D.3 Ensayos de daños físicos por altas corrientes D.3.1 Generalidades

Estos ensayos tienen por objeto determinar los efectos del impacto del rayo en la superficie de una pala o góndola y la corriente que fluye desde el punto de impacto. Estos efectos pueden evaluarse en los puntos de impactos y a lo largo del camino recorrido por el rayo.

D.3.2 Ensayo de formación del arco D.3.2.1 Objeto del ensayo

Este ensayo es aplicable a estructuras tales como palas y góndolas de aerogeneradores que están expuestas a los impactos directos de los rayos o de las corrientes.


- 113 - EN 61400-24:2010

Este ensayo se hace para determinar el efecto directo (daño físico) que pueden producirse en los puntos de posible impacto del canal del rayo en las palas y donde grandes densidades de corrientes y de energía pueden fluir desde el punto de impacto. Ejemplos son los sistemas de captación y los conductores eléctricos asociados, hojas metálicas, tiras con dispersores, accesorios y conectores situados en el camino de paso de la corriente del rayo. El ensayo puede hacerse para valorar: • daños por el arco del impacto; • formación de puntos calientes; • erosión del metal del sistema de captación; • aptitud de los materiales de protección y dispositivos; • efectos de la fuerza magnética; • efectos de la onda de presión y de choque; • comportamiento de las juntas y de los montajes; • tensiones y corrientes en puntos de interés a lo largo del sistema de protección. D.3.2.2 Muestras de ensayo

Estos ensayos pueden realizarse en productos de tamaño real o con prototipos representativos. También pueden realizarse en paneles, trozos o sub-secciones de la pala u otro montaje del aerogenerador. Los paneles, trozos y sub-secciones deberían fabricarse con los procesos de fabricación apropiados, pinturas y otros acabados, juntas y materiales. Para los dispositivos de protección que requieren una tensión específica de ionización, como las cintas con dispersores, la longitud de la muestra ionizable debería ser lo suficientemente corta para que se ionice durante el ensayo de altas corrientes, aunque los generadores de altas corrientes no producen más de 100 kV. D.3.2.3 Disposición del ensayo

La disposición del ensayo es la siguiente: • Montar la muestra en una estructura que sea capaz de soportar la muestra con seguridad. • Conectar todos los soportes a la estructura de la muestra que normalmente está puesta a tierra. • Conectar el retorno del generador al montaje para que las corrientes del rayo se conduzcan fuera de la muestra de

manera que se represente lo que ocurre cuando la pala o la góndola es impactada por el rayo. Asegurarse de que las fuerzas magnéticas y otras interacciones asociadas con el paso de la corriente por la instalación están controladas de manera que represente la situación natural y no influya demasiado en los resultados de los ensayos.

• Orientar un electrodo de ensayo 50 mm sobre la zona de la muestra que va a evaluarse. En la mayor parte de los

ensayos de formación del arco el electrodo debería ser del tipo hilo desviador, tal como se indica en la figura D.10. Se ha observado que este tipo de electrodo representa de la mejor manera los efectos de la onda de choque que se produce cuando impacta el rayo, a la vez que minimiza la cantidad de material del electrodo que se deposita en la superficie de la muestra [31].

• Colocar la polaridad del electrodo en negativa con el fin de producir el mayor daño ya que las raíces del arco se

concentran más en el ánodo.


EN 61400-24:2010 - 114 -

• Si se desea puede emplearse un hilo metálico, que no exceda de 0,1 mm de diámetro, para dirigir el arco a un punto específico de interés en la muestra. Esta disposición es útil en generadores que emplean bajas tensiones. Los resultados de los ensayos no deben estar afectados por el hilo metálico, ya que se vaporiza tan pronto como comienza a circular la corriente.

• Disposición de los equipos de sensores y registros. D.3.2.4 Forma de onda de la corriente de ensayo Las corrientes de ensayos que deben aplicarse son las indicadas en el capítulo 8 de la Norma IEC 62305-1. Incluyen el primer impacto de corta y de larga duración. Normalmente se aplican en una sola descarga. Los parámetros de estas corrientes se indican en la tabla A.1. Los parámetros, I, W/R y Qdescarga con sus tolerancias hay que obtenerlos en el mismo impulso. Esto puede obtenerse, aproximadamente, mediante una onda exponencial que caiga en un tiempo T2 en el rango de los 350 μs seguida de una corriente continua que suministre el resto de la carga. Las corrientes que hay que aplicar vienen determinadas por el nivel de protección (NPR) que se ha asignado a la parte de la pala u otra parte de la estructura del aerogenerador que se vaya a ensayar. D.3.2.5 Registros de datos y de medidas

Deberían registrarse los siguientes datos y medidas: • Fotografías y descripción de cada disposición de ensayo. • Fotografías de la muestra antes, durante y después de cada ensayo. El empleo de vídeos infrarrojos para determinar

los lugares calientes podría ser de utilidad. • Fotografías y descripción de los daños en la muestra. • Registro de los datos ambientales del laboratorio (tales como temperatura, presión y humedad), fechas del ensayo,

personal que realiza y presencia los ensayos, así como el lugar del ensayo. • Registro de cualquier desviación respecto al procedimiento de ensayo. • Registro de los resultados de cada ensayo, indicando la polaridad, amplitudes de las corrientes, formas de onda,

energías específicas y carga transferida a los puntos de ensayo. NOTA A veces se necesitan medidas indirectas de sistemas eléctricos tales como luces, calentadores y control de sensores que se encuentran

instalados en la parte ensayada (véase el capítulo 8). Si se requieren, algunas de estas medidas pueden hacerse durante el ensayo de los efectos directos, siempre que los parámetros clave de la forma de onda tales como el valor de la cresta o de la pendiente sean correctos o, si no, representativos.


Figura D.10 – Dispos D.3.2.6 Procedimiento de ensayo


los que se indican a continuación: Las árel equipo de ensayo. Los bancos de condpersonal vuelva a entrar en la zona de en

c) Calibrar el generador de AT y los instrum 1) Insertar una barra o un panel cond

similares a los de la muestra. 2) Conectar la barra o el panel al retorno 3) Comenzar a ensayar sobre la barra mi 4) Si el nivel de la corriente o las formas 5) Repetir los pasos 3) a 4) las veces que 6) Retirar la barra o el panel y sustituirlo d) Aplicar un ensayo a la muestra. e) Inspeccionar la muestra y documentar el

- 115 - EN

ición típica de los electrodos del tipo hilo desviador

del laboratorio.

dimientos de seguridad. Algunos aspectos que deben teeas deben ser seguras y libres de personal antes de que sdensadores deben cortocircuitarse después de cada ensasayo. Puede requerirse la protección de los ojos y de los

mentos de la siguiente forma:

ductor en el lugar de la muestra, con materiales que

o de la corriente del generador.

ientras se mide la forma(s) de onda de la corriente aplic

s de ondas no son las correctas, ajustar los parámetros d

e sean necesarias hasta conseguir la forma (s) de onda re

o por la muestra de ensayo.

resultado.

N 61400-24:2010

enerse en cuenta son se comience a cargar ayo y antes de que el s oídos.

tengan propiedades

ada.

del generador.

equeridas.


EN 61400-24:2010 - 116 -

f) Si se requiere, colocar el electrodo en una nueva posición sobre la muestra y repetir los pasos d) a e). De manera general, este ensayo debería representar, al menos, la amenaza esperada a los impactos de rayos reales en las palas durante su vida de trabajo de, por ejemplo, 20 años. Teniendo en cuenta la energía específica y las fuerzas magnéticas, solo se consideran las corrientes de mayores niveles y deberían aplicarse solamente unas pocas descargas de este nivel (EN 50164-1). En relación a la erosión de la superficie del sistema de captación debida a la carga eléctrica, el daño es acumulativo. Esto significa que la carga acumulada durante el ensayo ayudará a determinar los intervalos de la inspección/frecuencia de reemplazamiento, tanto más cuanto mayor sea la carga aplicada. D.3.2.7 Interpretación de los datos

Las muestras deberían pasar por una evaluación post ensayos para determinar la adecuación del diseño con los criterios de aceptación/fallo. En relación con los sistemas de captación, estos criterios deberían englobar los ruidos como consecuencia de la erosión de la superficie, facilidad de reemplazamiento, etc.

D.3.3 Ensayo de superficies no conductoras D.3.3.1 Objeto del ensayo

Este ensayo es aplicable a estructuras no conductoras tales como palas y góndolas de aerogeneradores. Este ensayo se hace para determinar el efecto de barrido del canal del rayo sobre superficies no conductoras, que se produce tras el impacto del rayo sobre el sistema de captación. En las partes no conductoras, donde puede producirse una perforación y posterior impacto en capas conductoras interiores (cierres del sistema de captación, sistema de bajada, etc.) el ensayo de barrido descrito en el apartado D.2.2 también debería realizarse. Si se producen perforaciones en el transcurso de un ensayo de barrido, debe mejorarse el diseño de la estructura para que no se produzcan tales daños en ensayos futuros. Este ensayo debe hacerse para valorar: • onda de choque y efectos térmicos en superficies no conductoras y en sus pieles; • efectos de formación de arcos en estructuras conductoras embebidas en la superficie de la pala (mallas metálicas

interiores empleadas como conductor de bajada, FCPR colocado justo debajo de la superficie, etc.); • integridad de la superficie no conductora fijadora del armazón, en el caso de componentes estructurales que soporten

la superficie de la pala D.3.3.2 Muestra de ensayo

Dependiendo del fin del ensayo, la muestra de ensayo debería ser una pieza de tamaño real, un prototipo representativo o trozos pequeños que contengan las zonas de interés. Las partes de las palas a ensayar deberían ser las que se encuentran en las proximidades del sistema de captación (por ejemplo, parte superior y receptores laterales), superficies aislantes situadas sobre el FCPR y/o las mallas conductoras. El conjunto debería ser lo suficientemente completo para que permita evaluar los posibles daños sin que afecte a los resultados de los ensayos. Si la idea del ensayo es comparar diferentes diseños, todas las muestras deberían tener el mismo tamaño. D.3.3.3 Disposición del ensayo La disposición del ensayo es la siguiente: • Montar la muestra de ensayo en una estructura que sea capaz de soportar la muestra con seguridad y a una distancia

suficiente de otras superficies conductoras para que estas no influyan en los resultados. En la figura D.11 se muestra una disposición típica:


Figura D.11 – Disposición par • Conectar todos los soportes a la estructur • Conectar el retorno del generador al mo

manera que se represente lo que ocurre cfuerzas magnéticas y otras interacciones manera que represente la situación natura

• Colocar un electrodo de chorro de arco

evaluarse. • Conectar el terminal de salida del genera • En el primer ensayo puede aplicarse cual • Debería emplearse un hilo metálico, que

de interés en la muestra. El paso inicial dconductora a lo largo de la dirección desuperficie de la muestra.

• Disposición de los equipos de sensores y D.3.3.4 Forma de onda de la corriente de

Las corrientes de ensayo son las indicadas D.3.2.4. D.3.3.5 Registros de datos y de medidas

Deberían registrarse los siguientes datos y m • Fotografías y descripción de la disposició • Fotografías de la muestra antes, durante

los lugares calientes podría ser de utilida • Fotografías y descripción de los daños en

- 117 - EN

ra ensayos de altas corrientes en superficies no condu

ra de la muestra que normalmente está puesta a tierra.

ontaje para que las corrientes del rayo se conduzcan fucuando la pala o la góndola es impactada por el rayo. Aasociadas con el paso de la corriente por la instalación

al.

(véase la figura D.11) 50 mm o más sobre la zona de

ador de altas corrientes al electrodo.

lquiera de las polaridades.

no exceda de 0,1 mm de diámetro, para dirigir el arco ade la corriente debería ser directamente desde el electroel barrido. El hilo iniciador debería encontrarse a 20 m

y registros.

e ensayo

en el capítulo 8 de la Norma IEC 62305-1 y se desc

medidas.

ón de ensayo.

y después de cada ensayo. El empleo de vídeos infrarrd.

n la muestra.

N 61400-24:2010

uctoras

era de la muestra de Asegurarse de que las

están controladas de

la muestra que va a

a un punto específico odo a la superficie no mm por encima de la

riben en el apartado

rojos para determinar


EN 61400-24:2010 - 118 -

• Registro de los datos ambientales del laboratorio (tales como temperatura, presión y humedad), fechas del ensayo, personal que realiza y presencia los ensayos, así como el lugar del ensayo.

• Registro de cualquier desviación respecto al procedimiento de ensayo. • Registro de los resultados de cada ensayo, indicando la polaridad, amplitudes de las corrientes, formas de onda,

energías específicas y carga transferida a los puntos de ensayo. D.3.3.6 Procedimiento de ensayo

El procedimiento de ensayo es el siguiente. a) Medida de las condiciones ambientales del laboratorio. b) Revisión e implementación de los procedimientos de seguridad. Algunos aspectos que deben tenerse en cuenta son

los que se indican a continuación: Las áreas deben ser seguras y libres de personal antes de que se comience a cargar el equipo de ensayo. Los bancos de condensadores deben cortocircuitarse después de cada ensayo y antes de que el personal vuelva a entrar en la zona de ensayo. Puede requerirse la protección de los ojos y de los oídos.

c) Calibrar el generador de AT y los instrumentos de la siguiente forma: 1) Insertar una barra o un panel conductor en el lugar de la muestra, con materiales que tengan propiedades

similares a los de la muestra, asegurándose de que la descarga del generador no dañará la muestra. 2) Conectar la barra o el panel al retorno de la corriente del generador. 3) Comenzar una descarga sobre la barra mientras se mide(n) la(s) forma(s) de onda de la corriente aplicada. 4) Si el nivel de la corriente o las formas de onda no son las correctas, ajustar los parámetros del generador. 5) Repetir los pasos 3) a 4) las veces que sean necesarias hasta conseguir la(s) forma (s) de onda requeridas. 6) Retirar la barra. d) Limpiar la muestra de polvo, restos y otros contaminantes que podrían afectar los resultados del ensayo. e) Aplicar el primer ensayo a la muestra. f) Inspeccionar la muestra y documentar el resultado. g) Si el plan de ensayo lo especifica, mover el electrodo a una nueva posición y repetir los pasos e) y f). D.3.3.7 Interpretación de los datos

Las muestras de ensayo deberían pasar por una evaluación después de los ensayos para determinar la adecuación del diseño con los criterios de aceptación/fallo. En relación con los sistemas de captación, estos criterios deberían englobar los ruidos como consecuencia de la erosión de la superficie, facilidad de reemplazamiento, etc.

D.3.4 Ensayo de corriente conducida D.3.4.1 Objeto del ensayo

Este ensayo es aplicable a los conductores de bajada, a los componentes de conexión y otros componentes mecánicos fijos o flexibles que se encuentran entre el sistema de captación y el sistema de puesta a tierra. El ensayo es comparable con los métodos de ensayo de la Norma EN 50164-1 sin aplicar el acondicionamiento del envejecimiento. Si se emplea la Norma EN 50164-1 para la verificación de los componentes de conexión en los aerogeneradores, los niveles de la corriente de ensayo deberían seleccionarse de acuerdo con el primer impacto de rayo de NPR seleccionado.


- 119 - EN 61400-24:2010

Este ensayo puede hacerse para valorar: • capacidad para conducir la corriente del rayo; • calentamiento de los conductores y de las conexiones; • arcos y chispas en los rodamientos, contactos deslizantes, escobillas y componentes de conexión generales; • efectos de las fuerzas magnéticas; • aptitud conductora de los materiales compuestos de fibra de carbono y sus interfaces. D.3.4.2 Muestra de ensayo

La muestra debería ser una pieza de tamaño real, tal como las secciones o subsecciones de los conductores del rayo o de estructuras conductoras que incluyan las interfaces entre las partes estructurales o montajes, tales como juntas adhesivas, cierres, rodamientos o escobillas. Las muestras deberían tener la suficiente longitud como para permitir una distribución representativa de la corriente del rayo. D.3.4.3 Disposición del ensayo

La disposición del ensayo es la siguiente: • Montar la muestra en una estructura. La figura D.12 muestra una disposición típica. • Conectar todos los soportes a la estructura de la muestra que normalmente está puesta a tierra. • Conectar los terminales de salida y de retorno del generador a la muestra para que las corrientes del rayo circulen

por la muestra de una manera representativa cuando la pala u otra estructura es impactada por el rayo. La polaridad del generador no es relevante. Asegurarse de que las fuerzas magnéticas y otras interacciones asociadas con el paso de la corriente por la instalación están controladas de manera que representen la situación natural.

• Disposición de los equipos de sensores y registros. NOTA Puede emplearse una disposición semicoaxial de los conductores y la muestra para minimizar las fuerzas magnéticas producidas por las

corrientes en los conductores que alimentan a la muestra y así obtener una distribución más real de la corriente a través de la muestra. La figura D.11 muestra una disposición típica para ensayar una sección de una pala de un aerogenerador. Las medidas de las tensiones inducidas en el cableado eléctrico que puede instalarse en la pala pueden también hacerse durante este ensayo, tal como se describe en el capítulo 8.

D.3.4.4 Forma de onda de la corriente de ensayo

Las corrientes de ensayos son las indicadas en el capítulo 8 de la Norma IEC 62305-1 y se describen en el apartado D.3.2.4. Las corrientes de ensayo específicas están determinadas por el nivel de protección asignado a la parte del aerogenerador que se está ensayando. Las amplitudes de las corrientes aplicadas a las muestras que representan solamente una parte de la sección conductora de la estructura (por ejemplo, dos conductores de bajada paralelos), pueden escalarse en el porcentaje en que se encuentra la sección transversal a la sección transversal total (considerando conductividades uniformes). Es frecuente que esta corriente se aumente en un 50% por posibles desequilibrios en la distribución de la corriente en la sección transversal de la estructura. D.3.4.5 Registros de datos y de medidas

Deberían registrarse los siguientes datos y medidas. • Fotografías y descripción de cada disposición de ensayo. • Fotografías de los puntos de inyección la corriente.


EN 61400-24:2010

• Fotografías de la muestra antes, durante los lugares calientes locales podría ser de

• Fotografías y descripción de los daños en • Registro de los datos ambientales del lab

personal que realiza y presencia los ensay • Registro de cualquier desviación respecto • Registro de los resultados de cada ensa

energías específicas y carga transferida a También se permiten otras disposiciones val

Figura D.12 – Ejem D.3.4.6 Procedimiento de ensayo


las que se indican a continuación: Las áreel equipo de ensayo. Los bancos de condpersonal vuelva a entrar en la zona de en

- 120 -

y después de cada ensayo. El empleo de vídeos infrarre utilidad.

n la muestra.

boratorio (tales como temperatura, presión y humedad)yos, así como el lugar del ensayo.

o al procedimiento de ensayo.

ayo, indicando la polaridad, amplitudes de las corrienta los puntos de ensayo.

idadas en ensayos de altas corrientes, tales como el prin

mplo de una disposición para el ensayo de corriente

del laboratorio.

dimientos de seguridad. Algunos aspectos que deben teeas deben ser seguras y libres de personal antes de que sdensadores deben cortocircuitarse después de cada ensasayo. Puede requerirse la protección de los ojos y de los

rojos para determinar

), fechas del ensayo,

tes, formas de onda,

ncipio del “crowbar”.

enerse en cuenta son se comience a cargar ayo y antes de que el s oídos.


- 121 - EN 61400-24:2010

c) Calibrar el generador de AT y los instrumentos de la siguiente forma: 1) Desconectar el generador de la muestra a ensayar y conectarlo a una barra conductora que se encuentre cerca o

en el lugar de la muestra. La barra debería tener propiedades similares a los materiales de la muestra. 2) Aplicar un ensayo a la barra midiendo la forma de onda de la corriente. 3) Si el nivel de la corriente o las formas de ondas no son las correctas, ajustar los parámetros del generador. 4) Repetir los pasos 2) a 3) las veces que sean necesarias hasta conseguir la forma (s) de onda requeridas. 5) Retirar la barra y volver a conectar el generador a la muestra de ensayo. d) Limpiar la muestra con las técnicas apropiadas para quitarle el polvo, restos y otros contaminantes que podrían

afectar los resultados del ensayo. e) Aplicar un ensayo a la muestra. f) Inspeccionar la muestra y documentar el resultado. g) Si el plan de ensayo lo especifica, realizar ensayos adicionales repitiendo los pasos e) y f). NOTA A veces es apropiado aplicar niveles de corrientes inferiores a los de los niveles de ensayo para determinar los ajustes del generador y

obtener después la corriente a pleno valor. Si esto se hace puede omitirse el paso c). D.3.4.7 Interpretación de los datos

Las muestras deberían pasar por una evaluación después de los ensayos para determinar la adecuación del diseño con los criterios de aceptación/fallo. Los criterios de paso/fallo que se podrían adoptar son los indicados en la Norma EN 50164-1.


EN 61400-24:2010 - 122 -

ANEXO E (Informativo)

APLICACIÓN DEL CONCEPTO DE ZONAS DE PROTECCIÓN CONTRA EL RAYO (ZPR) A UN AEROGENERADOR

E.1 Definición de zonas de protección contra el rayo

Con el fin de diseñar un sistema de protección contra el rayo en una estructura, es conveniente dividirla en zonas de protección contra el rayo (ZPR) donde está definido el medio electromagnético del rayo. En la tabla E.1 se indican las definiciones de las zonas de protección contra el rayo de acuerdo a la Norma IEC 62305-1.

Tabla E.1 – Definición de las zonas de protección contra el rayo de acuerdo a la Norma IEC 62305-1

Zonas exteriores ZPR 0 Zona expuesta al campo electromagnético no atenuado del rayo y en la que los sistemas

internos pueden estar sujetos a la totalidad o a parte de la corriente del rayo. La zona ZPR 0 se subdivide en:

ZPR 0A Zona expuesta a las descargas directas y a los campos electromagnéticos totales del rayo. Los sistemas internos pueden estar sometidos a las corrientes total o parcial del rayo

ZPR 0B Zona protegida de las descargas directas pero en la que el riesgo viene de los campos electromagnéticos totales. Los sistemas internos pueden estar sometidos a corrientes parciales del rayo.

Zonas interiores ZPR 1 Zona en la que la onda de corriente tipo impulso está limitada por la distribución de la

corriente y por los pararrayos autoválvulas colocados en el límite entre zonas. El apantallamiento espacial puede atenuar el campo electromagnético del rayo.

ZPR 2,…n Zona en la que la onda de corriente tipo impulso puede limitarse más aún por medio de la distribución de la corriente y por la instalación de pararrayos auto válvulas en el límite entre zonas. Pueden utilizarse apantallamientos espaciales adicionales para atenuar más el campo Electromagnético del rayo.

NOTA 1 En general, cuanto mayor es el número de una zona individual, menores son los parámetros electromagnéticos ambientales. NOTA 2 La limitación de la corriente por medio de su distribución se refiere a la reducción de la carga de corriente en los conductores

individuales de un sistema de protección contra el rayo debido a la distribución de la corriente original del rayo en varios conductores.

E.2 ZPR 0

El límite entre ZPR 0A y ZPR 0B puede determinarse por medio del modelo de la esfera rodante, como se muestra en la figura E.1 (véanse también las Normas IEC 62305-1 e IEC 62305-3). Las zonas donde el rayo no puede impactar están marcadas en gris y son ZPR 0B, y el resto de la superficie del aerogenerador es ZPR 0A. Los lugares por los que la esfera no puede rodar están protegidos contra los impactos directos del rayo. Como se puede observar, el rayo puede impactar en la mayoría de la superficie del aerogenerador – siendo dichas zonas consecuentemente ZPR 0A. También pueden emplearse modelos por ordenador; estos modelos están basados en el método de la esfera rodante. Los sistemas internos de una zona ZPR 0B pueden estar sujetos a corrientes parciales del rayo. Por medio de los sistemas de captación (por ejemplo puntas captadoras) colocados en el borde trasero de la góndola, puede crearse en la parte alta de la góndola, donde se encuentran los instrumentos meteorológicos, una zona ZPR 0B y quedar estos protegidos contra el impacto directo del rayo. En la base del aerogenerador, donde se encuentra la caseta del transformador, si existe, también hay una zona ZPR 0B, quedando ésta protegida contra los impactos directos del rayo.


Las herramientas para posicionar el sistemIEC 62305-3 no aplican a las palas del aerode acuerdo con el aparatado 8.2.3.

Figur

E.3 Otras zonas

Los límites entre las zonas ZPR 0A o ZPR 0tiene una cubierta metálica o una malla meinterior (una jaula de Faraday alrededor decubiertas de fibra de vidrio, se recomienda qde la góndola para definir, al menos, el área directos del rayo o de las corrientes del líddeberían estar perfectamente unidos a la basque una malla metálica se integrase en la cubdimensiones de mallado grande, hasta unos impactos directos del rayo y las corrienteatenuación de los campos magnéticos y eléct Una malla de pequeño tamaño de malla tamlíder sin descarga de retorno. Dependiendatenuación contra campos magnéticos y eldistancia de la malla igual al tamaño de la m Las figuras E.5 y E.6 muestran como el inteZPR 2. La góndola (con algún mallado en ZPR 1. Los equipos dentro de cabinas metálimetálica fuera de la torre son ZPR 1 o ZPR 2 Si la torre está hecha con un tubo metálico yla ZPR dentro de la torre puede ser definideficaz, siempre que esté cerrada electromagn

- 123 - EN

ma de captación (esfera rodante, ángulo de protecciónogenerador. Por lo tanto, el diseño del sistema de captac

a E.1 – Modelo de la esfera rodante

B y ZPR 1 pueden indicarse en la torre o en la cubierta etálica de apantallamiento suficiente para proteger losel interior de la góndola es una solución óptima). En que un armazón o tirantes metálicos se integren en el incomo zona 0B para proteger los componentes de la gón

der sin descarga de retorno (véanse las figuras E.2 y Ese soporte del tren mecánico de arrastre situado en la góbierta de fibra de vidrio para definir la góndola como ZPpocos metros en la dimensión de la malla, protegerán l

es de líder sin descarga de retorno. Solamente se obtricos.

mbién protegerá contra los impactos directos del rayo y cdo del tamaño y del espesor de la malla, ésta puedeléctricos. Como regla de aproximación, la atenuación

malla.

erior de un aerogenerador puede dividirse en zonas de la capota), la torre y la caseta del transformador son

icas en áreas ZPR 1 están en zonas de protección ZPR 22 (Véase la Nota 1).

y existen buenas conexiones eléctricas entre las diferenteda como ZPR 2. Una torre de acero tubular es una janéticamente en las partes superior e inferior.

N 61400-24:2010

n, etc.) de la Norma ción debe verificarse

de la góndola si esta s componentes en su el caso de góndolas nterior de la cubierta

ndola de los impactos E.3). Estos elementos óndola. Lo ideal sería PR 1. Una malla con la góndola contra los

btendrá una pequeña

contra la corriente de e tener una elevada será efectiva a una

protección ZPR 1 y n zona de protección 2, pero en una cabina

es partes de la torres, aula de Faraday muy


EN 61400-24:2010

Los equipos muy sensibles pueden colocarsecabinas metálicas (véase la nota 1). Es la saguante) la que define los niveles a los quecampo eléctrico y magnético) en esa zonacampo electromagnético en cada zona en la s NOTA En una cabina metálica, la atenuación frente a

el fabricante puede proveer mediciones de la at

Figura E.2 – Malla de

Figura E.3 – Malla de

E.4 Zonas límites

En cada límite de zona debe asegurarse que tensiones transitorias al interior de la zona dde conexiones apropiadas, apantallamiento yEl objetivo es reducir la corriente y la tensicon mayor número. La cantidad necesaria de componentes parauna división apropiada en zonas, con un apry con el uso de fibras ópticas para la transmi

- 124 -

e en zonas aún más protegidas ZPR 3, colocándolos desensibilidad de los componentes en una zona dada (poe debe ser reducida la influencia del rayo (tales como

a. Por ello, no se recomiendan valores específicos de serie de las Normas IEC 62305.

campos magnéticos y eléctricos depende del diseño de la cabina mettenuación de los campos magnéticos y eléctricos.

e gran dimensión para cubierta de góndola de FVPR

dimensión pequeña para cubierta góndola de FVPR

los cables e hilos que la cruzan no conducen corrientesde protección contra el rayo de mayor número. Esto se y protecciones contra sobretensiones en cables e hilos ión a un nivel tolerable para los equipos ubicados en la

a la protección contra sobretensiones (DPS) puede redropiado posicionamiento de los cables, con el empleo deisión de señales y datos.

entro en otro nivel de r ejemplo límites de corriente, tensión y corriente, tensión y

tálica. Para cabinas CEM,

R

s elevadas del rayo o consigue por medio en el límite de zona. a zona de protección

ducirse por medio de e cables apantallados


Las zonas consecutivas se caracterizan por define por las medidas de protección adoptad En algunas situaciones especiales, puede seemplazamientos demandan, en el límite de influencia de los parámetros a los niveles ne Las zonas de protección contra el rayo papantallados de cables, mediante los cualespueden unirse sin tener que usar DPS en ldefinido como ZPR 2 puede extenderse msensores también definida como ZPR 2.

Figura E.4 – Dos cabinas definidas com E.5 Requisitos de las zonas de protección

Para evitar que se produzcan daños o fallocomponente está expuesto a parte de la corestén por encima de sus niveles. Para sverificación. La protección puede lograrse mediante el etrazados apantallados de cables, o combinaci

- 125 - EN

cambios significativos en la severidad del IEMR. El lídas para la atenuación de los campos magnéticos y eléct

er necesario ir directamente de una zona ZPR 0B a unazona, componentes de más alto nivel de protección q

cesarios.

pueden estar unidas por las pantallas de los cables os, por ejemplo, dos cabinas de control colocadas a cierlos circuitos de alimentación (véase la figura E.4). As

mediante un cable apantallado para incluir una caseta

mo ZPR 2 conectadas a través de la pantalla o de un c

n

os inaceptables, debería garantizarse que dentro de unarriente del rayo, a diferencia de tensión y a campos eleatisfacer estas demandas, deben realizarse y docum

empleo coordinado de DPS, bien usando cables apantaiones de ambos.

N 61400-24:2010

ímite de una ZPR se tricos.

a zona ZPR 2. Estos que deben atenuar la

o por los conductos rta distancia entre sí simismo, un armario externa metálica de

cable apantallado

a zona dada, ningún ectromagnéticos que

mentarse ensayos de

allados, bien usando


EN 61400-24:2010

Figura E.5 – Ejemplo: División de u

Figura E.6 – Ejemplo de cómo documencon indicación de los puntos

que van

- 126 -

un aerogenerador en diferentes zonas de protección c

ntar una división IEMR del sistema eléctrico en las zos de cruce de los límites de las ZPR y mostrando los cn desde la base de la torre a la góndola

contra el rayo

onas de protección cables


- 127 - EN 61400-24:2010

ANEXO F (Informativo)

SELECCIÓN E INSTALACIÓN EN LOS AEROGENERADORES DE LA PROTECCIÓN COORDINADA DE LOS DPS

F.1 Colocación de los DPS

La Norma IEC 62305-4 incluye información detallada sobre la colocación de los DPS. Incluye información sobre las limitaciones de los cables en los que los DPS proporcionan protección debida a los fenómenos oscilatorios y a los efectos inductivos. La Norma IEC 61643-12 incluye algunos ejemplos en los que se necesita protección adicional, tales como cuando: • hay equipos muy sensibles; • la distancia entre el punto en que se encuentra el DPS a la entrada de la ZPR y el equipo a proteger es demasiado

larga; • los campos electromagnéticos en el interior de la estructura están producidos por fuentes de interferencias internas. El capítulo D.2.3 de la Norma IEC 62305-4 describe la distancia de protección frente a oscilaciones. La distancia de protección frente a oscilaciones es la máxima longitud del circuito entre el DPS y el equipo para la que la protección del DPS aún es adecuada, teniendo en cuenta los fenómenos oscilatorios y de carga capacitiva. El fenómeno de la oscilación puede despreciarse si la longitud del circuito entre el DPS y el equipo es menor de 10 m o si el nivel de protección efectiva es el 50% de la tensión que puede soportar el equipo situado aguas abajo. El capítulo D.2.4 de la Norma IEC 62305-4 describe el problema de la inducción con la distancia. La distancia de protección por inducciones es la máxima longitud del circuito entre el DPS y el equipo para el que la protección del DPS aún es adecuada, teniendo en cuenta los fenómenos inductivos. El efecto inductivo puede minimizarse por el empleo de apantallamiento espacial o del cableado – véase también el anexo G. Debido a las sobretensiones producidas, por ejemplo por operaciones de maniobra o de los fusibles en los sistemas eléctricos de los aerogeneradores o en los sistemas de potencia a los que están conectados, pueden ser necesarios DPS adicionales en la ZPR –véase también el capítulo F.7. F.2 Selección de los DPS

Los DPS pueden seleccionarse, generalmente, en base a las hojas de datos de información del producto. NOTA El certificado de ensayos IEC-CB proporciona una prueba independiente de que el DPS cumple con las Normas relevantes IEC 61643-1 e

IEC 61643-21. F.3 Instalación de los DPS

Con el aumento de la longitud de las conexiones de los DPS, se reduce la efectividad de la protección contra las sobretensiones. Para obtener la máxima protección la longitud debe mantenerse lo más corta posible. Para la instalación en los aerogeneradores de los DPS: • se recomienda que la longitud total de la conexión no supere los 0,5 m; • el esquema de conexión punto – punto debe estar conforme con la figura F.1;


EN 61400-24:2010

• las conexiones a tierra 5a y 5b deben esta

Figura F.1

(Figur

Figura F.2 – Es

(Figur F.4 Esfuerzos ambientales de los DPS

La Norma IEC 61643-1 especifica: • temperaturas de funcionamiento y almac

(rango extendido); • la humedad relativa en condiciones de in

- 128 -

ar conforme con la figura F.2.

– Esquema de la conexión punto – punto ra 53E de la Norma IEC 60364-5-53)

squema de la instalación de conexión a tierra ra A.1 de la Norma IEC 60364-5-53)

cenaje de -5 ºC hasta +40 ºC (rango normal) y desde

nterior debe estar entre el 30% y el 90%;

-40 ºC hasta +70 ºC


- 129 - EN 61400-24:2010

• la Norma IEC 61643-1, en el momento actual no fija requisitos para las vibraciones. Si las condiciones medioambientales reales de los DPS instalados en los aerogeneradores exceden los valores dados en la Norma IEC 61643-1, deben aplicarse métodos y valores apropiados de acuerdo con la serie de Normas IEC 60068. El fabricante del aerogenerador debe especificar los requisitos para punto específicos en que se instalen, por ejemplo, góndola y buje. F.5 Indicación de estado y de monitorización de los DPS en caso de fallo

Los DPS pueden sobrecargarse por una corriente de rayo excepcionalmente alta o por esfuerzos repetidos. Además, partes críticas de los sistemas eléctricos y de control de los aerogeneradores pueden requerir un incremento en sus requisitos de disponibilidad. En estas aplicaciones, definidas por el fabricante del aerogenerador, el DPS puede proporcionar una combinación de continuidad en el suministro y en la protección tal como se describe en la Norma IEC 60364-5-53. Si fuese necesario, esto puede conseguirse mediante, por ejemplo: • un sistema de monitorización del DPS; • un mecanismo de señalización y de control en el DPS que dé aviso de que se ha producido un fallo en él; • señalización remota incluida en todo el sistema de monitorización y control del aerogenerador. F.6 Selección de los DPS en función del nivel de protección (Up) y del nivel de inmunidad del sistema.

Si fuese necesario, el nivel de inmunidad del sistema puede verificarse por medio de un ensayo de nivel de inmunidad. Los posibles métodos de ensayos del nivel de inmunidad se describen en el anexo H. F.7 Selección de los DPS en función de la sobretensión producida en el aerogenerador

Cuando se seleccionan y aplican las medidas de protección contra sobretensiones en el aerogenerador deben tenerse en cuenta las sobretensiones producidas por las operaciones de maniobras en el sistema eléctrico del aerogenerador o en el de potencia al que está conectado. Posibles ejemplos de estas sobretensiones generadas en el aerogenerador pueden ser: • cortocircuitos en la red; • convertidores estáticos (energía almacenada en el caso de desconexión); • aumento de las corrientes de descargas capacitivas por inversión del ciclo de potencia; • corte de carga por el interruptor de baja tensión. F.8 Selección de los DPS en función de la corriente de descarga (In) y de la corriente de impulso (Iimp)

Por lo general, los aerogeneradores se levantan en lugares expuestos. Además, debido al incremento de su altura, aumenta la probabilidad de que impacten los rayos. Una posible forma para aumentar la vida de servicio de los DPS en el caso de que se produzca un número alto de impactos de rayos es el de seleccionar DPS con parámetros de corriente de descarga e impulsos de corriente superiores a los indicados en la Norma IEC 60364-5-53, véase la tabla F.1. Los circuitos conectados a los equipos colocados en ZPR 0B pueden considerarse como circuitos particularmente expuestos, tal como se describe en el apartado 8.5.6.10. Este tipo de equipos se clasifica como equipos como instalados en el exterior, de acuerdo con la Norma IEC 62305-4, capítulo B.9.


EN 61400-24:2010 - 130 -

Un ejemplo típico de equipos instalados en los aerogeneradores exteriormente es el sistema de medida del viento etc. En estos casos, se recomienda que los DPS instalados en el aerogenerador cumplan con los requisitos indicados en la tabla F.2.

Tabla F.1 – Niveles de corriente de descarga y de impulso para sistemas TN según la Norma IEC 60364-5-53

DPS Clase I – Iimp (10/350) 12,5 kA para cada modo de protección

DPS Clase II – In (8/20) 5 kA para cada modo de protección

Tabla F.2 – Ejemplos de aumento de las descargas y de los niveles de corriente de impulso en sistemas TN

DPS Clase I – Iimp (10/350) 25 kA para cada modo de protección

DPS Clase II – In (8/20) 15 kA para cada modo de protección

Cuando se emplea un DPS combinado para la protección de acuerdo con ambas clases Clase I y Clase II, los valores nominales de las In y Iimp de los DPS deberían estar de acuerdo con los valores de las tablas F.1 y F.2. Cuando la corriente del rayo se conduce a tierra a través de la estructura del aerogenerador, esta se divide entre el sistema de puesta a tierra y las partes conductoras externas (si las hay) y las líneas de servicios, bien directamente o bien a través de los DPS conectados a las líneas. Los niveles de corriente que se diversifica vía los DPS dependen del número de circuitos paralelos entre los que la corriente puede dividirse y de la impedancia de cada circuito – la Norma IEC 62305-1 anexo E proporciona una guía de cómo llevar a cabo los cálculos.


INFORMACIÓN ADICIOEL APANTALL

G.1 Información adicional sobre el conex

Debido a la naturaleza transitoria de la corrivalorar por

donde L [H/m] es la inductancia del cond di/dt [A/s] es la máxima pendiente d La inductancia de un conductor puede consdesde 0,2 kA/μs hasta 200 kA/μs dependieconductores individuales. La diferencia de hasta 200 kV/m. Considerar el sistema mostrado en la figurametálicos dentro de la góndola de un aeroinferior por medio de una conexión equipequipotencial, el potencial del armario 1 aupotencial es que pueden dañarse los componbuenas prácticas de conexiones equipotenciaseñal o usando un cable de señales apantallad

Figura G.1 – Dos cabinas de control c El empleo de múltiples interconexiones ediferencias de potencial entre los dos planos

- 131 - EN

ANEXO G (Informativo)

ONAL SOBRE EL CONEXIONADO EQUIPOTENCLAMIENTO Y LA INSTALACIÓN TÉCNICA

xionado equipotencial

iente del rayo, la caída de tensión pico a lo largo de un

dd

iV Lt

=

ductor;

de la corriente del rayo.

iderarse normalmente del orden de 1 μH/m y la máximendo de las descargas del rayo y del nivel de corrienttensión a lo largo de una conexión equipotencial pued

a G.1 formado por dos armarios de control localizados ogenerador. Una corriente del rayo fluye desde la suppotencial. Cuando una corriente del rayo fluye a traumenta respecto al del armario 2. El posible resultado nentes ubicados en el armario 1 o 2. La situación puede ales, la correcta instalación de los cables, la protección cdo con conexiones equipotenciales en ambos extremos.

colocadas en diferentes planos metálicos en el interio

quipotenciales y de longitudes cortas en las mismasmetálicos.

N 61400-24:2010

CIAL

n conductor se puede

(G.1)

ma di/dt puede variar te repartida entre los de ser, por tanto, de

en diferentes planos perficie superior a la avés de la conexión

de este aumento de mejorarse mediantes

con DPS del cable de

or de la góndola

s producirá menores


EN 61400-24:2010

La interconexión en un aerogenerador deber • sean capaces de soportar la parte de la co • sean tan cortas y rectas como sea posible Los cables también pueden protegerse situánapantallados, como se indica en el Informe I G.2 Información adicional con respecto a

En la Norma IEC 62305-4, apartado A.2.1 trazado del cableado y su apantallamiento. En general, los niveles (inmunidad) para documentada mediante ensayos realizados dniveles de inmunidad puedan emplearse parazonas individuales ZPR. Además, los nivelenorma de coordinación de aislamiento IEC 6 G.3 Información adicional sobre técnicas

Cuando las corrientes del rayo circulan a trcampos magnéticos, variables en el tiempo, la tensión es proporcional a la velocidad deconsiderar la magnitud de las tensiones iaislamiento del cableado y del equipo. El siguiente diagrama muestra un bucle de hproporcional a la velocidad de cambio del ca

Figura G.2 Esto puede expresarse en la siguiente expres

- 132 -

ía hacerse con múltiples conductores que:

orriente del rayo que le corresponda a las partes intercon

e.

ndolos en conductos/bandejas apantallados o mediante EC/TR 61000-5-2.

a la protección IEMR

se da información detallada en relación con el apantall

soportar tensiones y corrientes transitorias de los eqde acuerdo a las normas de ensayos CEM, IEC 61000-4a valorar la necesidad de protección adicional en los eqes de aislamiento de los cables etc. necesitan document60664-1.

s de apantallamiento e instalación

ravés del aerogenerador se producen grandes campos mpasan a través de un bucle inducen una tensión en el bu

e variación del campo magnético en el área en cuestióninducidas y estar seguro de que tales tensiones no

hilo próximo a un conductor por el que pasa una corrientampo magnético (véase la figura G.2).

– Mecanismo de acoplamiento magnético

sión:

dd

Utφ= −

nectadas;

el empleo de cables

lamiento espacial, el

quipos debería estar -X, así como que los uipos situados en las tarse de acuerdo a la

magnéticos. Si estos ucle. La magnitud de n. El fabricante debe superan el nivel de

te. La tensión U será

(G.2)


- 133 - EN 61400-24:2010

donde φ [Wb] es el flujo acoplado; U [V] es la tensión inducida en el lazo. Puede verse que el flujo total que pasa a través del lazo es:

0 ln2l I d w

dμφ

π⋅ + =

(G.3)

Por lo tanto, la tensión inducida en el lazo es:

0 d dln2 d d

l d w i iU Md t t

μπ

+ = ⋅ = ⋅

(G.4)

donde μ0 es la permeabilidad del aire y las otras dimensiones están dadas en el diagrama; M [H/m] es la inductancia mutua entre el lazo y el conductor que transporta la corriente. Cuando los lazos son cerrados, la corriente inducida en el lazo es:

du t

IL

= (G.5)

donde L es la inductancia propia del lazo; u es la tensión del lazo abierto. Véase la Norma IEC 62305-4 para un análisis detallado sobre las tensiones y las corrientes inducidas. Esta tensión podría ser un ejemplo de una tensión diferencial, es decir, una inducción entre dos cables de un sistema. Para prevenir tensiones inducidas en los circuitos, resulta obvio que la reducción del valor pico de la velocidad de variación del campo magnético que atraviesa los circuitos y la reducción del área del bucle dan lugar a tensiones inducidas más pequeñas. Esto puede conseguirse por diferentes vías: • aumentando la separación entre el conductor que transporta la corriente y los circuitos eléctricos: este método

funcionaría, pero no es posible, normalmente, dentro de un aerogenerador. Sin embargo, si es posible establecer un paso alternativo para la corriente del rayo, por ejemplo en la góndola, es posible reconsiderar la colocación del cableado en el aerogenerador;

• empleo de un par de cables trenzados: el empleo de un par de cables trenzados reduce, como se ha dicho

anteriormente, los niveles de tensiones inducidas. Esto se logra por la reducción del área, a través de la que pasa el campo magnético-a. Los sistemas de los cables trenzados reducirán, por tanto, las tensiones inducidas en modo diferencial, pudiendo existir las producidas en modo común;


EN 61400-24:2010

• empleo de apantallamiento: la práctica dpues apantallan con efectividad los cablmismo efecto en los cables situados ensolamente es posible cuando los dos extrSi no es así, es decir, si solo un extracoplamientos inductivos/magnéticos.

El apantallamiento de los cables proporcionaestar correctamente unida (conexión 360º al Si los cables son largos o los impulsos de pantalla y el cable será elevada. Si el equipo apantallamiento debe de combinarse con DP La corriente del rayo circulará por la pantally la pantalla. El valor de esta tensión se pued Si la señal en los cables apantallados es muy

Figura G.3 Las medidas de la impedancia transferida corriente a la pantalla, si es conocida la longextremos del cable, la tensión puede entonce Cuando son conocidos los valores de ensaycalculada por:

la cual puede emplearse para el cálculo de la donde Uc [V] es la tensión entre la pantalla y l [m] es la longitud del cable;

- 134 -

de colocar los cables en el interior de tubos o conductoses de los campos magnéticos. El empleo de cables apan el interior de la pantalla. Es importante hacer notaemos del tubo/conducto/pantalla del cable, están firmemremo del conductor está conectado a tierra no hay

ará en muchos casos una buena protección contra el IEMchasis del equipo) en ambos extremos para trabajar com

corriente elevados, los cálculos mostrarán que la tensiconectado al cable no puede soportar estos impulsos ele

PS. Esto puede darse entre la parte baja de la torre y la gó

a de los cables apantallados. La corriente inducirá tenside calcular por medio de la impedancia transferida.

y sensible, puede ser necesario proteger el cable con un D

3 – Medida de la impedancia transferida

pueden realizarse conforme a la Norma IEC 62153-4gitud del cable y si el cable y la pantalla están cortocircues medirse en el otro extremo del cable (véase la figura G

yo de la corriente It y de la tensión Uc, la impedancia t

cT

t

UZ

I=

a tensión entre la pantalla y el cable por:

Uc = l · It · ZT

y los cables;

s metálicos es buena, antallados produce el ar que la protección mente unidos a tierra.

protección para los

MR. La pantalla debe mo se espera.

ión inducida entre la evados de tensión, el óndola.

ones entre los cables

DPS.

4-3, si se aplica una uitadas en uno de los G.3).

transferida puede ser

(G.6)

(G.7)


- 135 - EN 61400-24:2010

It [A] es la corriente en la pantalla; ZT [Ω] es la impedancia transferida. Cuando se instala el cable, la caída de tensión se dividirá entre las impedancias conectadas a los dos extremos del cable, afectando, por tanto, a los terminales de los equipos conectados. Una estimación basta es que la tensión calculada se dividirá entre dos entre los dos extremos del cable. En caso de que los cables de potencia tuvieran bajas impedancias de conexión entre los conductores de fase y la pantalla/tierra, la corriente del rayo se repartirá entre la pantalla y las fases de los conductores. Tales conexiones de baja impedancia pueden emplearse en DPS para la protección contra sobretensiones entre los conductores de fase y la pantalla/tierra en los extremos del cable. Esta situación, por ejemplo, necesitaría ser considerada en la conexión del cable de potencia del aerogenerador a la red. La Norma IEC 62305-2, anexo D, proporciona una guía de cómo evaluar la corriente de fallo en los cables apantallados (es decir el nivel de la corriente del rayo que, circulando por la pantalla de un cable, causará el fallo debido a la perforación del aislamiento del cable).


EN 61400-24:2010 - 136 -

ANEXO H (Informativo)

MÉTODOS DE ENSAYOS PARA EL NIVEL DE INMUNIDAD DE LOS SISTEMAS Los siguientes métodos de ensayo se emplean para determinar el nivel de inmunidad de los sistemas: – Ensayo de la corriente de descarga de un DPS en condiciones de servicio: a) antes del ensayo del nivel de inmunidad: La inmunidad del equipo a proteger tiene que determinarse de acuerdo con los métodos indicados en la Norma

IEC 61000-4-5. El efecto protector del DPS tiene que determinarse de acuerdo con la Norma IEC 61643-1. b) En el ensayo de un sistema común, el equipo a proteger se ensaya en condiciones de servicio, es decir, el

dispositivo está activado y conectado a su tensión nominal y sometido a los parámetros de la corriente de descarga del DPS instalado. En los casos necesarios, deben estar conectados los circuitos adicionales, tales como línea de comunicación, sensores y motores.

c) La figura H.1 muestra un ejemplo de un ensayo de la corriente de descarga, en las condiciones de servicio, en el

que se incluye un DPS clase II y un sistema de control de posición de un aerogenerador. – Ensayo de la inducción producida por la corriente del rayo a) Los impulsos de corriente deben inyectarse en una placa de montaje metálica definida, con el fin de examinar el

comportamiento del sistema completo bajo el campo electromagnético generado por la corriente del rayo. b) El sistema a ensayar debe instalarse de la forma más realista posible. Esta instalación simulada debe incluir el equipo individual, todos los DPS instalados, la longitud real y el tipo de

interconexión de las líneas de interconexión. c) Deben monitorizarse los impulsos de corriente inducidas en el cableado del sistema completo. d) Los valores característicos aplicables de las corrientes del rayo primarias deben derivarse de la tabla C.3 de la

Norma IEC 62305-1. e) La figura H.2 muestra un ejemplo de un ensayo de inducción en el que se incluye un DPS clase II para la fuente

de potencia y DPS para los equipos de control de un sistema de control de posición de un aerogenerador. – Clasificación recomendada para los ensayos del nivel de inmunidad de los sistemas (de acuerdo con la Norma

IEC 61000-4-5). a) Funcionamiento normal entre los límites especificados por los fabricantes. b) Pérdida temporal o degradación de su función que cesa tras el cese de la perturbación y que el equipo bajo

ensayo vuelve a recobrar su funcionamiento normal sin intervención del operador. c) Pérdida temporal o degradación de su función, cuya corrección requiere la intervención del operador. d) Pérdida temporal o degradación de su función que no es recuperable debido a daños en los soportes, en los

programas o a pérdidas de datos.


Figura H.1 – Ejemplo de un ensay

Figura H.2 – Ejemplo de un circui

- 137 - EN

yo de descarga de corriente de un DPS en condiciones

ito de un ensayo de inducción producida por corrien

N 61400-24:2010

s de servicio

ntes de rayos


EN 61400-24:2010 - 138 -

ANEXO I (Informativo)

SISTEMA DE PUESTA A TIERRA I.1 Generalidades I.1.1 Tipos de sistemas de puestas a tierra

En los grandes aerogeneradores siempre habrá una gran cimentación con gran cantidad de acero de grandes dimensiones. El acero de la cimentación debe emplearse generalmente con fines de puesta a tierra como un sistema de puesta a tierra de cimentación, ya que así se conseguirá la resistencia a tierra más baja posible. En el caso de que el proyectista elija instalar un sistema de puesta a tierra separada con electrodos de tierra, es necesario asegurar la conexión con el electrodo de la cimentación, haciendo que la circulación de la corriente del rayo a través de la cimentación sea dificultosa, así como que la diferencia de potencial entre el sistema de puesta a tierra separado y el de la cimentación sean peligrosas, por ejemplo, en la superficie de cemento que cubre el acero de la armadura de la cimentación. El diseñador y el instalador del SPCR deben elegir el sistema de puesta a tierra apropiado. Ambos deben tener en cuenta las tensiones de paso y de contacto en las proximidades de las redes de puesta a tierra si están instalados en zonas accesibles al público. Los electrodos profundos pueden ser efectivos en casos especiales en los que la resistividad decrece con la profundidad y en los que las capas de baja resistividad aparecen a profundidades mayores que a las que se colocan normalmente las picas. En el caso del hormigón pretensado, deberían tenerse en consideración las consecuencias de que pasen las corrientes de las descarga de los rayos, ya que pueden producir esfuerzos mecánicos inaceptables. En la Norma IEC 62305-3 se consideran dos tipos básicos de electrodos. Disposición tipo A. Electrodos horizontales o verticales conectados a no menos de dos conductores de bajada. Este tipo puede emplearse en edificios menores (por ejemplos construcciones que contengan equipos de medida u oficinas que estén situadas en el parque eólico). NOTA 1 Para más información sobre la disposición tipo A, véase la Norma IEC 62305-3, apartados 5.4.2.1 y E.5.4.2.1. Disposición tipo B. Uno o más conductores anulares exteriores o electrodos naturales construidos en la estructura. Esta disposición comprende o un electrodo anular externo en contacto con el terreno, al menos en un 80% de su longitud o un electrodo de cimentación. El electrodo tipo B debe emplearse en los aerogeneradores. NOTA 2 Para más información sobre la disposición tipo B, véase la Norma IEC 62305-3, apartados 5.4.2.2 y E.5.4.2.2.

I.1.2 Construcción I.1.2.1 Electrodos de cimentación

Un electrodo de cimentación, comprende los conductores que están instalados en la cimentación de la estructura por debajo del nivel de tierra. Tienen la ventaja de que están protegidos contra la corrosión si el hormigón es de una calidad uniforme y cubre el electrodo de la cimentación al menos 50 cm.


- 139 - EN 61400-24:2010

Los metales empleados como electrodos de puesta a tierra deberían estar de acuerdo con la tabla 7 de la Norma IEC 62305-3, y deberían tenerse siempre en cuenta el comportamiento en el terreno de los metales frente a la corrosión. En el apartado 5.6 de la Norma IEC 62305-3 se dan algunas guías al respecto. Cuando no hay directrices para terrenos especiales, deberían tenerse en cuenta las experiencias en sistemas de puesta a tierra en plantas que se encuentren en las proximidades y con terrenos parecidos. Cuando se rellenen las zanjas de los electrodos, debería ponerse especial cuidado en que no queden los electrodos en contacto directo con cenizas, trozos de carbón y escombros de edificios. Si la resistividad del terreno es muy alta, deben tomarse medidas para reducir la resistencia de puesta tierra. Se sugiere emplear electrodos de gran superficie, por ejemplo empleando conductores en forma de malla en lugar de emplear simples electrodos o materiales de relleno para mejorar el contacto del electrodo con el terreno en zanjas o en orificios. Debe considerarse la corrosión cuando se emplean estos materiales de relleno. El acero embebido en el hormigón tiene el mismo potencial galvánico en la serie electroquímica que el cobre en el terreno. Por lo tanto, cuando el acero en el hormigón se conecta al acero en el terreno, un potencial galvánico de aproximadamente 1 V produce una corriente de corrosión que circula a través del terreno y del hormigón húmedo disolviendo el acero en el terreno. Deberían emplearse conductores de cobre o de acero inoxidable en los electrodos de puesta a tierra en terrenos donde estos se conectan al acero embebido en el hormigón. En el perímetro de una estructura, debería instalarse un conductor de acuerdo con la tabla 7 de la Norma IEC 62305-3, conectando la torre al metal de la cimentación de la manera más corta posible. Durante la instalación, es conveniente medir la resistencia de puesta a tierra regularmente. La perforación de los electrodos debe pararse en cuanto la resistividad del terreno deja de decrecer. Pueden instalarse electrodos adicionales en otras posiciones si la resistencia a tierra mejora. Se recomienda dejar constancia de las medidas en cada electrodo en los sistemas de control de calidad. Los electrodos de puesta a tierra deben estar suficientemente separados de los cables y tuberías metálicas ya presentes, etc. en el terreno y debe tomarse el suficiente margen para el electrodo de puesta a tierra cuando se comienza su instalación. La distancia de separación depende del nivel del impulso, de la resistividad del terreno y de la corriente en el electrodo. Si hay peligro de un aumento de la resistencia cerca de la superficie (por ejemplo, por sequedad), con frecuencia es necesario emplear electrodos profundos con mayores longitudes. Los electrodos radiales deben instalarse a una profundidad de al menos 0,5 m. Un aumento de la profundidad de colocación de los electrodos asegura que en los países con bajas temperaturas en el invierno, los electrodos no se encuentran en terreno helado (que tiene una conductividad extremadamente baja). Para alcanzar una resistencia de puesta a tierra estable a lo largo del año son preferibles los electrodos verticales. Una ventaja adicional de los electrodos profundos es la reducción de las diferencias de tensión en la superficie del terreno, reduciéndose, por tanto, la tensión de paso y los riesgos de los seres vivos que se encuentren en la superficie del terreno. I.1.2.2 Tipo B – Electrodos anulares

Con el fin de reducir la resistencia de tierra equivalente, en caso de ser necesario, la disposición tipo B puede mejorarse añadiendo electrodos verticales o radiales. La figura I.1 fija los requisitos en base a la longitud mínima de los electrodos. La distancia y la profundidad para los electrodos tipo B, son óptimas en condiciones normales del terreno para la protección de las personas en las proximidades de la estructura. En países con bajas temperaturas en invierno, debería considerarse cuál es la profundidad apropiada. Cuando mucha de gente se reúne frecuentemente en zonas adyacentes a un aerogenerador a proteger, debe preverse mayor control de la tensión en esas zonas. Deberían instalarse más electrodos anulares a distancias razonables del primero y de los subsiguientes anillos. Estos electrodos anulares deben conectarse al primer a anillo conductor mediante electrodos radiales.


EN 61400-24:2010 - 140 -

I.1.2.3 Electrodos de puesta a tierra en suelo rocoso

Durante la construcción, debería construirse un electrodo de cimentación en la cimentación de hormigón. Incluso aún cuando este electrodo tiene un efecto pequeño en el suelo rocoso, actúa como un conductor equipotencial acoplando la corriente del rayo a tierra. Los electrodos radiales que estén en la superficie o próximos a la superficie deberían cubrirse con piedras o grava o embeberlos en hormigón a los efectos de protección mecánica. Cuando el aerogenerador está cerca de una carretera debería instalarse, si es posible, un electrodo anular por debajo de la carretera. Sin embargo, si esto no es posible en toda la longitud de la carretera debería preverse un control equipotencial (normalmente un dispositivo A) al menos en la proximidad de los conductores de bajada. Para el control del potencial, en algunos casos especiales, debería tomarse la decisión de instalar un anillo complementario en la proximidad de la entrada al aerogenerador, o aumentar artificialmente la resistividad de la capa superior del terreno (por ejemplo, añadiendo una capa de grava). I.2 Dimensiones de los electrodos I.2.1 Tipos de disposiciones

Una disposición tipo A está formada por electrodos horizontales o verticales instalados en el exterior de la estructura a proteger y conectados a cada conductor de bajada. El número total de electrodos no debe ser inferior a dos. La longitud mínima de cada electrodo en la parte inferior de cada conductor de bajada es – l1 para los electrodos horizontales; o – 0,5 l1 para los electrodos verticales (o inclinados); donde l1 es la longitud mínima de los electrodos horizontales indicada en la figura I.1. La longitud mínima (l1) de cada electrodo horizontal depende del nivel de protección (I-IV) y de la resistividad del terreno. Cuando hay combinaciones de electrodos (horizontales o verticales), debe considerarse la longitud total. Las longitudes mínimas de los electrodos l1, pueden no tomarse en consideración si la resistencia de puesta a tierra es inferior a 10 Ω medida a una frecuencia diferente de la del sistema de potencia (50 Hz o 60 Hz) y con un bajo contenido de armónicos. En terrenos con una resistividad inferior a 500 Ωm, y para una disposición tipo A, la longitud mínima es de 5 m para dos electrodos horizontales o de 2,5 m para dos electrodos verticales. En terrenos con resistividades superiores a 500 Ωm, la longitud mínima (l1) aumenta linealmente hasta el valor de 80 m para un terreno de resistividad 3 000 Ωm.


Figura I.1 – Longitud mínima (l

(fig Una longitud superior a 80 m, no hace dismde alta frecuencia del rayo, independienteme Una disposición tipo B comprende o un animenos en el 80% de su longitud, o un electro Para el electrodo anular (o el de cimentaciódebe ser inferior a l1. donde l1 está indicada en la figura I.1 en func Cuando se requiere un valor de l1 superior (inclinados) con longitudes individuales lr (h y El número de conductores debe ser como mí Los electrodos adicionales deberían conectar

- 141 - EN

l1) de cada electrodo de tierra en función de la clase dgura 2 en la Norma IEC 62305-3)

minuir la impedancia del sistema de puesta a tierra debidente de la resistividad del terreno.

llo conductor exterior a la estructura a proteger, en conodo de cimentación. Estos electrodos también pueden se

ón), el radio medio (re) de la superficie abarcada por el

re ≥ l1

ción de los niveles de protección, I, II, III, IV, de los SP

al correspondiente a re, deben añadirse electrodos horihorizontales) e lv (verticales) de acuerdo a las siguientes

lr = l1 – re

lv = (l1 – re)/2

ínimo igual a dos.

rse de la manera más equidistante posible

N 61400-24:2010

del SPCR

do a las componentes

ntacto con el suelo el er mallados.

l electrodo anular no

(I.1)

PCR.

izontales o verticales expresiones:

(I.2)

(I.3)


EN 61400-24:2010

Para el diseño, planificación e instalación información sobre la resistividad del terrenode despeje de la falta. El valor de la resistividad de los terrenos var Ejemplos: Para un NPR I y ρ = 1 500 Ωm, la figura I.1 En el caso de un electrodo anular de radioindividuales lr = 35 m – 10 m = 25 m, o dos

I.2.2 Dependencia de la frecuencia de la

Las medidas de un sistema de puesta a tierrun valor de resistencia, pero el diseñador dfrecuencia del rayo (hasta 1 MHz), la impedresistencia medido a baja frecuencia. El comforma, de la resistividad del terreno y del pun

Figura I.2 – Depend(adaptada

La figura I.2 muestra la dependencia con lavalor de la resistencia a baja frecuencia (Rg)la impedancia es prácticamente constante e50 kHz, donde la impedancia cambia con la El comportamiento dinámico de los electrodimportante (es decir, la relación entre los val

- 142 -

correctas de un sistema de puesta a tierra es de la mo, las perspectivas de valores de las corrientes de falta

riará mucho en función de las características del terreno.

da una longitud mínima para el electrodo de puesta a tie

o re = 10 m deben añadírsele dos electrodos horizonelectrodos verticales lv = (35 m – 10 m)/2 = 12,5 m

impedancia de puesta a tierra

ra se realizan normalmente a baja frecuencia, obteniénddel sistema de puesta a tierra debería tener en cuenta dancia que presenta el electrodo puede ser mayor o inf

mportamiento (capacitivo, inductivo o resistivo) del elecnto en el que se inyecte la corriente.

dencia de la impedancia a tierra con la frecuencia de CIGRE WG C.4.4.02 julio 2005 [49])

a frecuenta de la relación del módulo de la impedancia). Hay dos rangos de frecuencias: Baja frecuencia (BF) e igual a la resistencia y alta frecuencia (AF) con un

frecuencia y puede ser superior o inferior al valor de lados de puesta a tierra sometidos al impulso de corrientelores máximos de la tensión y de la corriente inyectada)

mayor importancia la a tierra y del tiempo

.

erra de l1 = 35 m.

ntales con longitudes

dose como resultado que debido a la alta

ferior que el valor de ctrodo depende de su

a (Z(jω)) respecto al hasta 50 kHz, donde rango superior a los a resistencia medida.

e del rayo es un tema .


Los comportamientos resistivos y capacitivode la resistencia del electrodo a BF. Normatierra mallados cuyas ramas cubren una suptienen un comportamiento más inductivo. impulso, tal como se indica en la tabla I.electrodos para cumplir con los requisitos de Los electrodos horizontales, a frecuencia inpero tienen una mejor eficacia frente a los im Tabla I.1 – Eficacia al impulso de diferen

de longitud (100%

I.3 Expresiones del valor de la resistenci

Es práctica normal emplear programas inforde hacer un análisis preciso de la interaccsistemas. Algunos de estos programas tienetransitorias como son las de los rayos. Estasestas herramientas no estén disponibles, puediferentes combinaciones de los sistemas de

Tabla I.2 –

ρ [Ωm] es la resistividad del terreno n es el número de cables radiales L [m] es la longitud de cada cable radia a [m] es el radio del cable radial s [m] es el espaciado entre picas

- 143 - EN

os son ventajosos ya que la impedancia a AF es igual oalmente, el comportamiento capacitivo es típico de los perficie, mientras que los sistemas de puesta a tierra cEl uso de disposiciones múltiples de los electrodos m1. Sin embargo, en la práctica no siempre es posibl

e las normas en cuanto a obtener bajos valores de resiste

ndustrial, son un poco menos efectivos en comparaciómpulsos.

tes disposiciones de electrodos en relación con una pi%) (adaptada de CIGRE WG C.4.4.02 julio 2005)

ia de puesta a tierra de diferentes configuraciones de

rmáticos para diseñar las instalaciones de puesta a tierrción entre los múltiples elementos que se emplean noen la capacidad de analizar la respuesta de los sistemas herramientas son las que dan los resultados más exacto

eden emplearse las expresiones que se indican en las tabpuesta a tierra.

Símbolos empleados en las tablas I.3 a I.6

al

a12 [m] es la distancia entre picas d [m] es la profundidad de colocac R [Ω] es la resistencia del electrod D [m] es el diámetros del electrodo e 2,718 п 3,1415

N 61400-24:2010

o menor que el valor sistemas de puesta a

con pocos electrodos mejora la eficacia al e emplear pequeños

encias.

n con los verticales,

ica vertical de 12 m

e electrodos

ra dada su capacidad ormalmente en estos s a tierra a corrientes os. En el caso de que blas I.2 a I.6 para las

ción

do

o anular


EN 61400-24:2010 - 144 -

Tabla I.3 – Fórmulas para diferentes configuraciones de electrodos de puesta a tierra

Electrodo enterrado rectilíneo horizontal

2ln 12LR

L adρ

π = −

I.4

donde d<<L

Dos picas verticales de igual longitud separadas una distancia a12

12

4ln 14

L LRL a a

ρπ

= − +

I.8

donde a12 >> L

n electrodos enterrados radiados simétricamente desde un punto común

1

1

1 sen2ln 1 ln2 sen

n

m

mL nR

mn L adn

πρ

ππ

−

=

+ = − +

I.5

NOTA En esta fórmula se considera que el ángulo entre dos electrodos

adyacentes es el mismo, en el caso de que n = 2 los electrodos se extienden en direcciones opuestas desde un punto común. Todos los conductores portan la misma corriente

n picas verticales de igual longitud colocadas a la misma distancia entre ellas en un círculo de diámetro D más pequeño que la longitud de las picas

1

4ln 12

2

nn

LRL Dna

ρπ −

= −

I.9

donde D << L NOTA Las n picas están conectadas entre sí con un cable aislado

Pica vertical

4ln 12

LRL a

ρπ

= −

I.6

donde L >> a

n picas verticales de igual longitud colocadas a la misma distancia entre ellas en un círculo de diámetro D siendo la distancia entre picas adyacentes igual o mayor que la longitud de una pica

1

1

4 1ln 12 sen

n

m

L LRmn L a Dn

ρππ

−

=

= − +

I.10

Dos picas verticales de igual longitud separadas una distancia a12

12

4ln 12

LRL aa

ρπ

= −

I.7

donde a12 << L

Electrodo anular enterrado

24ln2DRadD

ρπ

= I.11


- 145 - EN 61400-24:2010

Tabla I.4 – Fórmulas para electrodos anulares enterrados y combinados con picas verticales

Electrodo anular desnudo enterrado 1 2

4ln2DRadD

ρπ

= I.12

n picas de igual longitud colocadas a la misma distancia entre ellas en un círculo de diámetro D siendo la distancia entre picas adyacentes igual o mayor que la longitud de una pica

1

21

4 1ln 12 sen

n

m

L LRmn L a Dn

ρππ

−

=

= − +

I.13

Resistencia mutua entre el electrodo anular y las n picas distribuidas en el círculo de diámetro D 3 2

4ln2

DRLD de

ρπ

= I.14

Resistencia combinada 21 2 3

1 2 32R R R

RR R R

−=

+ − I.15

Tabla I.5 – Fórmulas para electrodos anulares enterrados y combinados con electrodos radiales

Electrodo anular desnudo enterrado 1 2

4ln2DRadD

ρπ

= I.16

n electrodos radiados horizontalmente y simétricamente desde un punto común 1

21

1 sen2ln 1 ln2 sen

n

m

mL nR

mn L adn

πρ

ππ

−

=

+ = − +

I.17

Resistencia mutua entre el electrodo anular y las n electrodos radiados desde un punto común 3 2

4ln2

DRLD de

ρπ

= I.18


1 2 32R R R

RR R R

−=

+ − I.19


EN 61400-24:2010 - 146 -

Tabla I.6 – Fórmulas para electrodos rectilíneos enterrados horizontalmente y combinados con picas verticales

Electrodo rectilíneo horizontal desnudo enterrado c1

c

2ln 1

2L

RL adρ

π = −

I.20

donde d << Lc Pica vertical p

rp

4ln 1

2L

RL a

ρπ

= −

I.21

donde Lp >> a n picas verticales conectadas con un cable aislado

r2

2

1n

m

RR

n n s mρπ =

= + I.22

Resistencia mutua entre el electrodo rectilíneo horizontal y las n picas verticales

c3

c p

2ln 1

2

LR

L Ld

e

ρπ

= −

I.23


1 2 32R R R

RR R R

−=

+ − I.24


EJEMPLO En la figura J.1 se muestra un ejemplo de pu

Figura

- 147 - EN

ANEXO J (Informativo)

DE PUNTOS DEFINIDOS DE MEDIDA

untos definidos de medida.

a J.1 – Ejemplo de puntos de medida

N 61400-24:2010


EN 61400-24:2010 - 148 -

De acuerdo con el ejemplo, pueden realizarse las medidas siguientes (véase la tabla J.1).

Tabla J.1 – Puntos de medidas y valores de resistencias a registrar

Punto de medida Descripción Punto de medida Descripción Resistencia

Ω A1 Captador en el extremo

de la pala A A2 Conductor de bajada

en la raíz de la pala A

B1 Captador en el extremo de la pala B

B2 Conductor de bajada en la raíz de la pala B

A2 Conductor de bajada en la raíz de la pala A

D Chasis del buje

B2 Conductor de bajada en la raíz de la pala B

D Chasis del buje

D Chasis del buje E Chasis de la góndola – o barra de puesta a tierra

F Sistema de captación que protege a los instrumentos

E Chasis de la góndola – o barra de puesta a tierra

E Chasis de la góndola – o barra de puesta a tierra

G Barra de puesta a tierra en la base de la torre

H1 Conexión de la tierra 1 al electrodo de la cimentación

H2 Conexión de la tierra 2 al electrodo de la cimentación

G Barra de puesta a tierra en la base de la torre

I Tierra lejana


- 149 - EN 61400-24:2010

ANEXO K (Informativo)

CUESTIONARIO DE DAÑOS TÍPICOS POR RAYOS 1. Fabricante del aerogenerador: ................................................................................................................................... Operador del aerogenerador: ..................................................................................................................................... 2. Tipo de aerogenerador (descripción general): .......................................................................................................... 3. Datos específicos del aerogenerador: Potencia: .................... kW Altura del buje: ................... m Diámetro del rotor: ................... m

Fecha de la instalación: ................... Otros comentarios: ................... 4 Situación del aerogenerador: Posición exacta (por ejemplo coordenadas GPS): Aerogenerador solo Aerogenerador en parque con .............. nº de aerogeneradores

En la costa Cerca de la costa En el mar En tierra interior Altura sobre el nivel del mar: ................ m

Otros comentarios 5 Condiciones meteorológicas: Días de tormentas Viento: ......... m/s

Temperatura: .............. ºC Otros: Lluvia (severidad, si es conocida): ........................... Otros comentarios: 6 Incidentes: Fecha: ....................... Hora: ............................ Precisión aproximada de la hora: .....................

Otros comentarios:............................... 7 Posible punto(s) de impacto de la descarga: Palas Góndola Equipo meteorológico ........................................

Torre Conductor de rayo de la góndoila Otros: ................

Otros comentarios:


EN 61400-24:2010 - 150 -

8 Componentes dañados: Buje Rotor Cojinete del eje principal Cojinete del sistema de control (pitch) Cojinete del sistema de orientación

Cojinete del generador Cojinete del eje de la caja multiplicadora Dientes de la multiplicadora Generador

Sistema de control Sistema SCADA Sistema de potencia Otros: ........................................................

Otros comentarios: 9 Consecuencias de los daños por rayos: Tiempo de pérdida de producción: ................. horas Coste de reparación (monetario): ...................................

Coste de pérdida de producción eléctrica (monetario): .................................... Otros comentarios: 10 Detalles del sistema de protección contra rayos del aerogenerador: Ninguno Anillo de puesta a tierra Electrodo de la cimentación

Sistema de captación (tipo/localización): Conductores de bajada (tipo/localización): Protección contra sobretensiones Ninguna Entrada de la conexión de potencia

Generador Línea exterior de datos Líneas de control internas Líneas telefónicas

Otros comentarios: 11 Palas y protección contra rayos de la pala: Fabricante de la pala: ......................... Tipo de la pala (control/fija) Una pala Dos palas Tres palas Otro: ................................

Frenos en el extremo Movimiento del rotor en el momento del impacto Parado Girando Desconocido Material de la pala del rotor FVPR FCPR GRP/CRP Madera laminada

Madera maciza Otros: (FVPR = fibra de vidrio reforzada con plástico. FCPR = fibra de carbono reforzada con plástico)


Tipo de protección contra el rayo Captador en la punta (material):................

Sin protección contra el rayo Conductor de bajada en la pala

Externo

Sección: ....................... mm

Otros comentarios:............................. Daño observado:

Ningún daño

Grieta en la superficie de la pala (longitud

Grieta en el borde de la pala (longitud): ...

Otro: ..........................................................

Otros comentarios: Por favor, marcar los lugares donde se ha ob

Figura K.1 – Trazado d

- 151 - EN

. Casquete en la punta (material)

Otro:

Interno

Material: .............................................................

Agujero en la pala: ∅ .................... mm

d): ........................................

............................................

............................................

bservado el daño en la pala (véase la figura K.1):

de la pala para marcar las localizaciones de los daño

N 61400-24:2010

....

s


EN 61400-24:2010 - 152 -

ANEXO L (Informativo)

SISTEMAS DE MONITORIZACIÓN Se recomienda que los aerogeneradores estén equipados con equipos que permitan detectar los impactos de los rayos/ monitorizar las corrientes de estos rayos. El propósito de este sistema es: • proveer información al operador del nivel de impactos de rayos que han afectado al aerogenerador y así jugar su

papel en las operaciones de mantenimiento; • proveer datos importantes sobre el número de posibles impactos de rayos en los aerogeneradores altos y valorar su

magnitud/características, ayudando en el proceso de valoración del riesgo. Existen varias opciones de monitorización. A continuación se da una breve descripción de las mismas. a) Sistemas de detección de rayos en grandes áreas Muchos sistemas comerciales permiten la detección del rayo mediante antenas que detectan el impulso electromagnético que produce la descarga. La localización de las descargas mediante este sistema de múltiples antenas se basa en técnicas de búsqueda de la dirección o del tiempo de llegada. Los datos de estos sistemas, normalmente, se obtienen en tiempo real. La información que suministran, normalmente, no permite marcar un punto exacto como el del impacto ya que la precisión del sistema está limitada entre unos pocos cientos de metros hasta unos pocos kilómetros (la precisión depende de las magnitudes de las descargas y de su posición relativa respecto a la situación de las antenas). Por lo tanto, este sistema se emplea en tiempo real para confirmar si los daños en los aerogeneradores han sido producidos por los rayos. b) Sistemas locales de detección de rayos Son sistemas especiales, por ejemplo, equipados con sensores situados en la torre de un aerogenerador que producen una alarma por rayo en base a criterios de campos magnéticos. Las antenas impiden que rayos lejanos produzcan falsas alarmas. Estos sistemas pueden conectarse al sistema SCADA proporcionando una indicación útil sobre los impactos de los rayos. Estos sistemas pueden dar o no información sobre la forma de onda de la corriente y de su valor, y al estar colocados en la torre no darían información sobre el punto de impacto en el aerogenerador. Sin embargo, es una buena opción para un operador que desease actuar sobre la monitorización de los aerogeneradores después de la tormenta. Otros fabricantes han producido sensores dotados con transductores de corriente que se colocan directamente en las palas o en otros conductores de bajada. Por medio de transductores, como bobinas de Rogowsky o en base a técnicas de fibra óptica, estos sensores pueden producir una alarma y recoger valores pico de la forma de onda de las corrientes que pueden servir en futuros estudios de análisis de riesgos. c) Sistemas pasivos locales de detección de rayos Las tarjetas sensores de la corriente de cresta tienen una cinta magnética con un campo predefinido en el diseño. Estas tarjetas se pinzan al conductor de bajada, y el campo predefinido en su diseño se borra parcialmente con el campo magnético de la corriente que circula por el cable. Cuanto mayor es la corriente mayor es el campo magnético alrededor del conductor y mayor es el borrado/distorsión del campo predefinido. Este sistema tiene un rango de detección de entre 3 kA y 120 kA con desviaciones no superiores a ± 2 kA. Estas tarjetas solamente recogen los valores pico de las corrientes y solamente tiene capacidad de almacenar una sola lectura. Por tanto, en el caso de múltiples impactos de rayos, solamente se almacenará el valor más alto de corriente que se haya producido. Como no hay referencia de tiempo no puede interrelacionarse con sistema como el SCADA o similar.


- 153 - EN 61400-24:2010

ANEXO M (Informativo)

DIRECTRICES PARA AEROGENERADORES PEQUEÑOS – MICRO GENERACIÓN Esta norma se ha desarrollado para su empleo en aerogeneradores a escala industrial. Esto puede tipificarse mediante algunas características: potencia superior a 100 kW, montados en torres de más de 30 m, con una góndola que contiene el generador, sistemas de control y convertidores, y palas con longitudes superiores a los 10 m. Por debajo de este tamaño, hay una clase de aerogeneradores conocidos como de pequeña escala o de microgeneración. Se diseñan, normalmente para aplicaciones domésticas o pequeñas industrias en las que la potencia primordialmente se emplea in situ. Aunque puede haber probabilidad de exportar el exceso de potencia a la red eléctrica local, estos aerogeneradores solo producen en BT y nunca en niveles de MT que es donde trabajan os aerogeneradores a escala industrial. Los ambientes para estos dos tipos de aerogeneradores son muy diferentes y por tanto lo son los requisitos y las directrices para la protección contra el rayo. El tema de la protección contra el rayo debe considerarse para los aerogeneradores de pequeña escala. El aspecto principal es proveer protección transitoria con las conexiones con la red y con los sistemas de comunicación y control (si los hubiese) con el fin de asegurar que los sistemas pueden seguir funcionando después de haber estado sometido a altas tensiones y corrientes transitorias asociadas con los rayos en el aerogenerador. Los impactos directos en los aerogeneradores de pequeña escala son relativamente raros, a menos que estén situados en zonas muy expuestas. Sin embargo, el sistema necesita ser seguro tanto manteniendo la integridad física y no causando daños a las personas y propiedades en caso de que la estructura se rompa, como no dando lugar a riesgos de incendios o daños a los sistemas eléctricos conectados al aerogenerador. Aunque esta norma no cubre la protección contra el rayo de los aerogeneradores a pequeña escala, para impedir los riesgos mencionados anteriormente puede ser beneficioso tener en cuenta algunos de los principios generales y los planteamientos hechos. Los ensayos directos con altas tensiones y corrientes pueden ayudar mucho en el diseño de la protección contra el rayo (Véase el anexo D en relación con estos métodos). Componentes tales como palas, anemómetros y alojamiento del generador pueden ensayarse así como los circuitos de potencia y de control en relación a su resistencia a los efectos de los impulsos transitorios de corriente. Como solución principal de protección contra el rayo puede incorporarse un pararrayos tipo barra por encima del rotor y conexiones equipotenciales y alguna forma de protección contra impulsos transitorios (DPS), cuya efectividad debería validarse mediante ensayos.


EN 61400-24:2010 - 154 -

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Protection of FRP blade for Wind Power Generators, Proceedings of the 28th International Conference on Lightning Protection, Kanazawa, Japan, 18-22 September 2006.

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Personnel Inside the Hub, Proceedings of the 28th International Conference on Lightning Protection, Kanazawa, Japan, 18-22 September 2006.

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Lightning Stroke, Proceedings of the 28th International Conference on Lightning Protection, Kanazawa, Japan, 18-22 September 2006.


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EN 61400-24:2010 - 158 -

ANEXO ZA (Normativo)

OTRAS NORMAS INTERNACIONALES CITADAS EN ESTA NORMA CON LAS REFERENCIAS DE LAS NORMAS EUROPEAS CORRESPONDIENTES

Las normas que a continuación se indican son indispensables para la aplicación de esta norma. Para las referencias con fecha, sólo se aplica la edición citada. Para las referencias sin fecha se aplica la última edición de la norma (incluyendo cualquier modificación de ésta). NOTA Cuando una norma internacional haya sido modificada por modificaciones comunes CENELEC, indicado por (mod), se aplica la EN/HD

correspondiente.

Norma Internacional Fecha Título EN/HD Fecha

– – Instalaciones de potencia con tensiones superiores a 1 kV en A.C.

HD 637 S1 + corr. junio

1999 2005

– – Componentes de protección contra el rayo (CPCR). Parte 1: Requisitos para los componentes de conexión

EN 50164-1 –

IEC 60060-1 1989 Técnicas de ensayo en alta tensión. Parte 1: Definiciones y requisitos para ensayos

HD 588.1 S1 1991

IEC 60068 Serie Ensayos ambientales EN 60068 Serie IEC 60071 Serie Coordinación de aislamiento EN 60071 Serie IEC 60071-2 1996 Coordinación de aislamiento. Parte 2: Guía de

aplicación EN 60071-2 1997

IEC 60099-4 – Pararrayos. Parte 4: Pararrayos de óxido metálico sin explosores para sistemas de corriente alterna

EN 60099-4 –

IEC 60099-5 – Pararrayos. Parte 5: Recomendaciones para la selección y utilización

EN 60099-5 –

IEC 60204-1 – Seguridad de las máquinas. Equipo eléctrico de las máquinas. Parte 1: Requisitos generales

EN 60204-1 –

IEC 60204-11 – Seguridad de las máquinas. Equipo eléctrico de las máquinas. Parte 11: Requisitos para equipos de AT para tensiones superiores a 1 000 V c.a. o 1 500 V c.c. y que no sobrepasan 36 kV

EN 60204-11 –

IEC 60243-1 – Rigidez dieléctrica de los materiales aislantes. Métodos de ensayo. Parte 1: Ensayos a frecuencias industriales

EN 60243-1 –

IEC 60243-3 – Rigidez dieléctrica de los materiales aislantes. Métodos de ensayo. Parte 3: Requisitos complementarios para los ensayos de impulsos de 1,2/50 μs

EN 60243-3 –

IEC 60364-4-44 – Instalaciones eléctricas de baja tensión. Parte 4-44: Protección para la seguridad. Protección contra las alteraciones electromagnéticas y de tensión

HD 60364-4-444 –


- 159 - EN 61400-24:2010


IEC 60364-5-53 + A1 (mod)

2001 2002

Instalaciones eléctricas de edificios. Parte 5-53: Elección e instalación de los equipos eléctricos. Seccionamiento, maniobra y control

– –

IEC 60464-2 – Barnices utilizados para aislamiento eléctrico. Parte 2: Métodos de ensayo

EN 60464-2 –

IEC/TS 60479-1 – Efectos de la corriente sobre el hombre y los animales domésticos. Parte 1: Aspectos generales

– –

IEC/TR 60479-4 – Efectos de la corriente sobre el hombre y los animales domésticos. Parte 4: Efectos de los impactos del rayo en personas y animales

– –

IEC 60587 – Materiales aislantes eléctricos utilizados en condiciones ambientales severas. Métodos de ensayo para evaluar la resistencia a la descarga superficial y a la erosión

EN 60587 –

IEC 60664-1 – Coordinación de aislamiento de los equipos en los sistemas (redes) de baja tensión. Parte 1: Principios, requisitos y ensayos

EN 60664-1 –

IEC 61000-4-5 – Compatibilidad electromagnética (CEM). Parte 4-5: Técnicas de ensayo y de medida. Ensayos de inmunidad a las ondas de choque

EN 61000-4-5 –

IEC/TR 61000-5-2 – Compatibilidad electromagnética (CEM). Parte 5: Guías de instalación y atenuación. Parte 2: Cableado y puesta a tierra

– –

IEC/TS 61400-23 – Aerogeneradores. Parte 23: Ensayo estructural a escala de las palas

– –

IEC 61643-1 – Pararrayos de baja tensión. Parte 11: Pararrayos conectados a sistemas eléctricos de baja tensión. Requisitos y ensayos

– –

IEC 61643-12 – Pararrayos de baja tensión. Parte 12: Pararrayos conectados a sistemas eléctricos de baja tensión. Principios de selección y aplicación

CLC/TS 61643-12 –

IEC 61643-21 – Pararrayos de baja tensión. Parte 21: Pararrayos conectados a redes de telecomunicaciones y de transmisión de señales. Requisitos de funcionamiento y métodos de ensayo

EN 61643-21 –

IEC 61643-22 – Pararrayos de baja tensión. Parte 22: Pararrayos conectados a redes de telecomunicaciones y de transmisión de señales. Principios de selección y aplicación

CLC/TS 61643-22 –

IEC 62153-4-3 – Métodos de ensayo de los cables de comunicación metálicos. Parte 4-3: Compatibilidad electromagnética (CEM). Impedancia superficial de transferencia- Método triaxial

- –

IEC 62305-1 2006 Protección contra el rayo. Parte 1: Principios generales

EN 62305-1 + corr. noviembre

2006 2006

IEC 62305-2 2006 Protección contra el rayo. Parte 2: Evaluación del riesgo


2006 2006


EN 61400-24:2010 - 160 -


IEC 62305-3 (mod)

2006 Protección contra el rayo. Parte 3: Daño físico a estructuras y riesgo humano

EN 62305-3 + corr. septiembre + corr. noviembre + A11

2006 2008 2006 2009

IEC 62305-4 2006 Protección contra el rayo. Parte 4: Sistemas eléctricos y electrónicos en estructuras


2006 2006

Recomendación ITU-T K.20

– Resistencia a las sobretensiones y a las sobre intensidades de los equipos de telecomunicación instalados en un centro de telecomunicación

– –

Recomendación ITU-T K.21

– Resistencia a las sobretensiones y a las sobre intensidades de los equipos de telecomunicación instalados en los locales de los clientes

– –

Recomendación ITU-T K46

– Protección de las líneas de telecomunicación contra las sobretensiones inducidas por el rayo mediante el empleo de conductores metálicos simétricos

– –



Génova, 6 [email protected] Tel.: 902 102 201 28004 MADRID-España www.aenor.es Fax: 913 104 032


norma UNE-EN 61400-24 español · 2013-02-21 · EN 61400-24:2010 - 4 - PRÓLOGO El texto del documento 88/366/FDIS, futura edición 1 de la Norma IEC 61400-24, preparado por el Comité

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