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UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER DISEÑO DE LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA EL CARIBE

ESCUELA DE INGENIERÍAS ELÉCTRICA, ELECTRÓNICA Y TELECOMUNICACIONES

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Bucaramanga, 23 de Agosto del 2011

Yo, GUSTAVO ADOLFO ARCHILA RAMÍREZ identificado con el código de

estudiante UIS 2062478, y estudiante de la asignatura Subestaciones

Eléctricas con código 23363 y del grupo J1, manifiesto que todo el trabajo

desarrollado en este proyecto es inédito y lo elaboré por mi cuenta.

Los entregables contienen 3 planos, 1 trabajo impreso, 1 CD con las memorias

del trabajo. Numero de folios: 84.

El CD contiene: • 1 carpeta: ANEXOS, la cual contiene una carpeta: ANALISIS DE

CORTOCIRCUITO, una carpeta: CATALOGOS, una carpeta: FLUJO DE POTENCIA, una carpeta: TABLAS, una carpeta: MALLA, una carpeta: PLANO_FINAL

• 1 Carpeta: PLANOS que contiene 1 archivo de Auto CAD (.dwg) con 3 planos y un documento de texto.

• 1 carpeta: DIG SILENT, la cual contiene 1 archivo digsilent (SUBESTACION ALDANA) y un documento PDF (DIgSILENT Red_S_E_ARCHI).

• 1 carpeta: DOCUMENTO ESCRITO, la cual contiene 1 archivo Word: (SUBESTACION ALDANA) y un archivo PDF (SUBESTACION ALDANA).

• 1 carpeta: REFERENCIAS, la cual contiene varios archivos PDF, los cuales fueron utilizados como referencia para el desarrollo del proyecto. (SUBESTACION ALDANA).

---------------------------------------------------------- GUSTAVO ADOLFO ARCHILA RAMÍREZ Cedula: 1098680619 de Bucaramanga Código UIS: 2062478



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DISEÑO DE UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA CONVENCIONAL

SUBESTACIÓN ALDANA

GUSTAVO ADOLFO ARCHILA RAMÍREZ

CODIGO UIS: 2062478

PRESENTADO A: PhD. HERMANN RAÚL VARGAS TORRES

SUBESTACIONES ELÉCTRICAS ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ELECTRÓNICA Y

TELECOMUNICACIONES UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER

BUCARAMANGA 2011



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INTRODUCCIÓN

Al momento de diseñar una subestación eléctrica de potencia se debe tener en cuenta cuatro factores fundamentales, los cuales son la confiabilidad, la vida útil, el mantenimiento y el aspecto económico. La confiabilidad es la seguridad que brinda la subestación ante una eventual falla, esta aumenta directamente proporcional a la importancia de dicha subestación en el Sistema de Transmisión Nacional, lo cual implica una optima selección de equipos de protección y la configuración de las barras, coordinación de los aislamientos, y un fuerte monitoreo puede predecir fallas de control y por ende mostrar más claramente posibles fallas internas, es decir entre más estrictas se sigan las normas descritas en los pliegos de condiciones reduce la probabilidad de falla. Durabilidades la capacidad de la subestación de prestar un servicio durante un periodo conocido como vida útil, en esta subestación será de 20 años, la proyección de aumento de la carga, el poder ampliar si fuese necesario después de este tiempo, ampliar la subestación para cumplir con las nuevas demandas que se presenten, depende del manejo que se le dé a la subestación, es decir, la cantidad de fallas que soporta, el número de operaciones de contingencia a las que se someta, entre otras consideraciones. El Mantenimiento depende de la calidad de los elementos y los esfuerzos a los que estén sometidos como son esfuerzos térmicos, electromagnéticos, dinámicos, estáticos y climáticos basados en sugerencias del fabricante y datos de otras subestaciones; se deben diseñar planes de mantenimiento predictivo, preventivo y correctivo que maximicen la vida útil de cada componente de la subestación y de la obra en general.



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OBJETIVOS

• Realizar el análisis de flujos de potencia y de corto-circuito de un sistema de potencia de 100 barras conformado por los siguientes niveles de tensión y sus respectivas cantidades de barras: 500kV (16 Barras), 230kV (18 Barras), 115kV (19 Barras), 34,5kV (20 Barras) y 13,8kV (27 Barras).

• Realizar el diseño de una subestación que contenga los 5 niveles de tensión

dados (500kV, 230kV, 115kV, 34,5kV, 13,8kV), para ello es importante considerar los resultados obtenidos en el análisis de flujo de potencia y de corto-circuito, con el fin de seleccionar los componentes que tendrá nuestra subestación a diseñar basándonos en la capacidad de corriente, tensiones y potencia que fluirá por la subestación, de esta manera seleccionar los equipos que cumplan con estos requisitos y que a su vez nos ofrezcan un presupuesto más económico.

• Diseñar el diagrama unifilar de dicho sistema de potencia, de tal manera que

cumpla con los requisitos especificados (numero de barras correspondiente a cada nivel de tensión).



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TABLA DE CONTENIDO

1. UBICACIÓN DEL PROYECTO .............................................................................................. 7

1.1 Factores de diseño del proyecto ......................................................................................... 7

2. SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA ............................................................................... 7

2.1 Parámetros de los Generadores ......................................................................................... 8

2.2 Parámetros de los Transformadores .................................................................................. 9

2.3 Parámetros de las líneas de Transmisión ........................................................................ 10

2.3.1 Línea de 500 KV ........................................................................................................... 10

2.3.2 Línea de 230 KV ........................................................................................................... 10

2.3.3 Línea de 115 KV ........................................................................................................... 11

2.3.4 Línea de 34,5 KV .......................................................................................................... 12

2.3.5 Línea de 13,8 KV .......................................................................................................... 12

3. DISEÑO DE LA SUBESTACIÓN ........................................................................................ 15

3.1 Diagrama unifilar de la subestación .................................................................................. 15

3.2 Diagrama unifilar del sistema eléctrico de potencia ....................................................... 16

4. ANALISIS DE LA SUBESTACIÓN ..................................................................................... 16

4.1 Análisis de Flujos de Potencia en la subestación ........................................................... 16

4.2 Análisis de Cortocircuito en la subestacion ..................................................................... 18

4.2.1 Cortocircuito Trifásico .................................................................................................. 18

4.2.2 Cortocircuito Monofásico ............................................................................................. 20

4.2.3 Cortocircuito Bifásico ................................................................................................... 21

4.2.4 Cortocircuito Bifásico-Tierra ........................................................................................ 23

5. CONFIGURACIÓN DEL BARRAJE DE LA SUBESTACIÓN ........................................ 24

6. ESPECIFICACIONES DE EQUIPOS .................................................................................. 26

6.1 Especificación del BIL ......................................................................................................... 26

6.1.1 Calculo nivel básico de aislamiento ........................................................................... 26

6.1.2 Coordinación de aislamiento ...................................................................................... 27

6.2 Distancias Dieléctricas y de Seguridad ............................................................................ 31

6.2.1 Altura de los Equipos sobre el nivel del suelo ......................................................... 31

6.2.2 Distancias Fase-Fase .................................................................................................. 33

6.2.3 Altura de las Barras colectoras .................................................................................. 34



6

6.2.4 Altura de remate de las líneas de transmisión ......................................................... 35

6.2.5 Distancias de seguridad para la circulacion de un vehiculo pesado .................... 35

6.3 Transformadores De Potencia ........................................................................................... 36

6.4 Transformadores de Protección y Medida ....................................................................... 39

6.4.1 Transformadores de Corriente ................................................................................... 39

6.4.2 Transformadores de Potencial ................................................................................... 44

6.5 Selección DPS ..................................................................................................................... 47

6.6 Especificación de los interruptores de corriente (Disyuntores) .................................... 49

6.7 Especificacion de Seccionadores ...................................................................................... 52

7. DISEÑO BARRAS COLECTORAS .................................................................................... 54

7.1 Efecto Corona ....................................................................................................................... 55

7.2 Cargas dinámicas y Cargas estáticas .............................................................................. 57

8. COMPENSACIÓN DE REACTIVOS ................................................................................... 60

9. BANCO DE BATERÍAS ........................................................................................................ 64

10. MALLA ................................................................................................................................. 65

11. APLICACIÓN NORMA NTC 4552 .................................................................................. 72

12. CURVA DE DEMANDA DIARIA ..................................................................................... 81

13. CONCLUSIONES ............................................................................................................... 83

14. BIBLIOGRAFIA .................................................................................................................. 84



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DISEÑO DE UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA CONVENCIONAL

SUBESTACIÓN ALDANA

1. UBICACIÓN DE LASUBESTACIÓN

La ubicación del proyecto es en El Departamento del Nariño específicamente en el municipio de Aldana.

Figura 1.1 Municipio de Aldana, Departamento de Nar iño.

1.1. FACTORES DE DISEÑO DEL PROYECTO

Temperatura promedio 11ºC

Altura Sobre el Nivel del Mar 3340 [m]* Presión Atmosférica 50.06056 [mbar]

Humedad 18 [g/m3]

Velocidad Máxima del Viento 90[Km/h] Resistividad del terreno 100 [ῼ*m]

Nivel ceráunico 40

Tabla 1.1 Datos característicos del municipio de Al dana, Nariño.

* Calculado según las indicaciones del proyecto: Código 2062478. 2062+478+800 = 3340 [m].

2. SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA

El sistema eléctrico de potencia está interconectado en anillo, conformado por 100 barras distribuidas en 5 niveles de tensión normalizadas: 500 KV, 230 KV, 115 KV, 34.5 KV y 13.8 KV. La alimentación del sistema consta de 16 generadores síncronos (13 generadores conectados a 500 KV y 3 generadores conectados a 230 KV), 99 líneas de transmisión y 40 transformadores de potencia.



8

El modelo utilizado en las líneas de transmisión fue el modelo .

TENSIONES NORMALIZADAS

BARRAS

500 KV 16 230 KV 18 115 KV 19 34.5 KV 20 13.8 KV 27 TOTAL 100

Tabla 2.1 Tensiones Nominales de las Barras.

2.1. PARÁMETROS DE LOS GENERADORES DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA

NOMBRE Potencia

Activa [MW]

Potencia Aparente

[MVA] Barra

Tensión Nominal

[KV] FP Conexión X´´d

[p.u.] X´d

[p.u.] x0

[p.u.] r0

[p.u.] x2

[p.u.] r2

[p.u.]

MS_5 900 1125 B07V 500KV 0.8 YN 0.1193 0.1888 0.2266 0.0251 1.6896 0.1877

MS_13 700 875 B16V 500KV 0.8 YN 0.1193 0.1888 0.2266 0.0251 1.6896 0.1877

MS_6 700 875 B08V 500KV 0.8 YN 0.1193 0.1888 0.2266 0.0251 1.6896 0.1877

MS_1 500 625 B02V 500KV 0.8 YN 0.1193 0.1888 0.2266 0.0251 1.6896 0.1877

MS_10 500 625 B13V 500KV 0.8 YN 0.1193 0.1888 0.2266 0.0251 1.6896 0.1877

MS_11 500 625 B14V 500KV 0.8 YN 0.1193 0.1888 0.2266 0.0251 1.6896 0.1877

MS_12 500 625 B15V 500KV 0.8 YN 0.1193 0.1888 0.2266 0.0251 1.6896 0.1877

MS_2 500 625 B04V 500KV 0.8 YN 0.1193 0.1888 0.2266 0.0251 1.6896 0.1877

MS_3 500 625 B05V 500KV 0.8 YN 0.1193 0.1888 0.2266 0.0251 1.6896 0.1877

MS_4 500 625 B06V 500KV 0.8 YN 0.1193 0.1888 0.2266 0.0251 1.6896 0.1877

MS_7 500 625 B09V 500KV 0.8 YN 0.1193 0.1888 0.2266 0.0251 1.6896 0.1877

MS_8 500 625 B11V 500KV 0.8 YN 0.1193 0.1888 0.2266 0.0251 1.6896 0.1877

MS_9 500 625 B12V 500KV 0.8 YN 0.1193 0.1888 0.2266 0.0251 1.6896 0.1877

MS_15 500 625 B09W 230KV 0.8 YN 0.1193 0.1888 0.2266 0.0251 1.6896 0.1877

MS_14 400 500 B04W 230KV 0.8 YN 0.1193 0.1888 0.2266 0.0251 1.6896 0.1877

MS_16 400 500 B16W 230KV 0.8 YN 0.1193 0.1888 0.2266 0.0251 1.6896 0.1877

Tabla 2.2 Parámetros de los Generadores.



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2.2. PARÁMETROS DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA

Transformador Posición del tap

HV LV Potencia Nominal [MVA]

Zcc(1)=Zcc(0) [%] r(1)=r(0) Conexión

Nivel Barra Nivel Barra

T10_500KV 0 500KV B14V 230KV B15W 300 3 0 YNyn0 T11_500KV 0 500KV B16V 230KV B17W 300 3 0 YNyn0 T12_500KV 0 500KV B12V 230KV B13W 500 3 0 YNyn0 T13_500KV 0 500KV B02V 230KV B02W 500 3 0 YNyn0 T1_500KV 0 500KV B01V 230KV B01W 300 3 0 YNyn0 T2_500KV -1 500KV B03V 230KV B03W 300 3 0 YNyn0 T3_500KV 0 500KV B05V 230KV B05W 500 3 0 YNyn0 T5_500KV 0 500KV B07V 230KV B07W 500 3 0 YNyn0 T6_500KV 0 500KV B08V 230KV B08W 300 3 0 YNyn0 T7_500KV 0 500KV B09V 230KV B10W 300 3 0 YNyn0 T8_500KV -1 500KV B11V 230KV B12W 300 3 0 YNyn0

T10_34.5KV 0 34.5KV B18Y 13.8KV B19Z 20 5 0 YNyn0 T11_34.5KV 0 34.5KV B19Y 13.8KV B27Z 20 5 0 YNyn0 T12_34.5KV 0 34.5KV B20Y 13.8KV B24Z 20 5 0 YNyn0 T1_34.5KV 0 34.5KV B01Y 13.8KV B01Z 7 5 0 YNyn0 T2_34.5KV 0 34.5KV B03Y 13.8KV B03Z 7 5 0 YNyn0 T3_34.5KV 0 34.5KV B06Y 13.8KV B06Z 20 5 0 YNyn0 T5_34.5KV 0 34.5KV B09Y 13.8KV B09Z 7 5 0 YNyn0 T6_34.5KV 0 34.5KV B11Y 13.8KV B11Z 20 5 0 YNyn0 T7_34.5KV 0 34.5KV B13Y 13.8KV B13Z 7 5 0 YNyn0 T8_34.5KV 0 34.5KV B16Y 13.8KV B16Z 20 5 0 YNyn0 T10_230KV -2 230KV B09W 115KV B10X 400 3.7 0 YNyn0 T11_230KV -2 230KV B07W 115KV B08X 250 3.7 0 YNyn0 T1_230KV -2 230KV B01W 115KV B01X 250 3.7 0 YNyn0 T2_230KV -3 230KV B03W 115KV B03X 250 3.7 0 YNyn0 T3_230KV -2 230KV B05W 115KV B06X 400 3.7 0 YNyn0 T6_230KV 0 230KV B12W 115KV B13X 250 3.7 0 YNyn0 T7_230KV -2 230KV B13W 115KV B14X 250 3.7 0 YNyn0 T8_230KV -1 230KV B16W 115KV B17X 400 3.7 0 YNyn0 T9_230KV -2 230KV B17W 115KV B18X 250 3.7 0 YNyn0

T10_115KV 0 115KV B17X 34.5KV B18Y 60 4.4 0 YNyn0 T11_115KV 0 115KV B18X 34.5KV B20Y 20 4.4 0 YNyn0 T12_115KV 0 115KV B13X 34.5KV B13Y 60 4.4 0 YNyn0 T13_115KV 0 115KV B06X 34.5KV B06Y 60 4.4 0 YNyn0 T1_115KV -1 115KV B01X 34.5KV B01Y 20 4.4 0 YNyn0 T2_115KV 0 115KV B03X 34.5KV B03Y 20 4.4 0 YNyn0 T4_115KV -3 115KV B07X 34.5KV B07Y 60 4.4 0 YNyn0 T5_115KV 0 115KV B08X 34.5KV B09Y 60 4.4 0 YNyn0 T6_115KV 0 115KV B10X 34.5KV B11Y 60 4.4 0 YNyn0 T8_115KV 0 115KV B14X 34.5KV B16Y 60 4.4 0 YNyn0

Tabla 2.3 Parámetros de los Transformadores de Pote ncia.



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2.3. PARÁMETROS DE LAS LINEAS DE TRNSMISIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA

Para las líneas de transmisión se trabajaron las siguientes disposiciones en cada uno de los niveles de tensión. Los parámetros de las líneas fueron calculadas por el mismo software DIgSILENT.

2.3.1. LINEAS DE TRANSMISIÓN DE 500 KV Conductor: Curlew Tipo ACSR Disposición: Horizontal, un conductor por fase. Distancia entre conductores de fase: 11 metros. Altura del conductor de fase: 45 metros.

Figura 2.1 Torre de 500 KV.

2.3.2. LINEAS DE TRANSMISIÓN DE 230 KV Conductor: Cardinal Tipo ACSR Disposición: Triangular simétrica, dos conductores por fase. Distancia entre conductores de fase: 10 metros. Distancia entre subconductores del haz: 0,4 metros. Altura del conductor de fase: 35 metros.



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Figura 2.2 Torre de 230 KV.

2.3.3. LINEAS DE TRANSMISIÓN DE 115 KV Conductor: Drake Tipo ACSR Disposición: Horizontal : Dos conductores por fase. Distancia entre conductores de fase: 6 metros. Distancia entre subconductores del haz: 0,4 metros. Altura del conductor de fase: 25 metros.

Figura 2.3 Torre de 115KV.



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2.3.4. LINEAS DE TRANSMISIÓN DE 34.5 KV Conductor: Osprey Tipo ACSR Disposición: Horizontal: Un conductor por fase. Distancia entre conductores de fase: 4 metros. Altura del conductor de fase: 20 metros.

Figura 2.4 Torre 34.5 KV.

2.3.5. LINEAS DE TRANSMISIÓN DE 13.8 KV Conductor: Merlin Tipo ACSR Disposición: Horizontal: Un conductor por fase. Distancia entre conductores de fase : 3 metros. Altura del conductor de fase: 16 metros.

Figura 2.5 Torre 13.8 KV.

Los parámetros de las líneas se muestran a continuación:



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Líneas Desde Barra

A Barra

Tensión Nominal

Longitud [Km]

I nominal

[KA]

Z1 [ohm]

phi Z1 [deg]

R1 [ohm]

X1 [ohm]

R0 [ohm]

X0 [ohm]

Línea B01V B02V 500KV 150 1.01 79.434 83.925 8.407 78.988 32.409 221.690

Línea(1) B02V B03V 500KV 100 1.01 52.956 83.925 5.604 52.659 21.606 147.793

Línea(10) B11V B12V 500KV 200 1.01 105.912 83.925 11.209 105.317 43.212 295.587

Línea(11) B12V B13V 500KV 100 1.01 52.956 83.925 5.604 52.659 21.606 147.793

Línea(12) B13V B14V 500KV 100 1.01 52.956 83.925 5.604 52.659 21.606 147.793

Línea(13) B14V B15V 500KV 150 1.01 79.434 83.925 8.407 78.988 32.409 221.690

Línea(14) B15V B16V 500KV 180 1.01 95.321 83.925 10.088 94.786 38.891 266.028

Línea(15) B16V B01V 500KV 170 1.01 90.025 83.925 9.528 89.520 36.730 251.249

Línea(2) B03V B04V 500KV 100 1.01 52.956 83.925 5.604 52.659 21.606 147.793

Línea(3) B04V B05V 500KV 200 1.01 105.912 83.925 11.209 105.317 43.212 295.587

Línea(4) B05V B06V 500KV 100 1.01 52.956 83.925 5.604 52.659 21.606 147.793

Línea(5) B06V B07V 500KV 170 1.01 90.025 83.925 9.528 89.520 36.730 251.249

Línea(6) B07V B08V 500KV 130 1.01 68.843 83.925 7.286 68.456 28.088 192.131

Línea(7) B08V B09V 500KV 120 1.01 63.547 83.925 6.725 63.190 25.927 177.352

Línea(8) B09V B10V 500KV 150 1.01 79.434 83.925 8.407 78.988 32.409 221.690

Línea(9) B10V B11V 500KV 100 1.01 52.956 83.925 5.604 52.659 21.606 147.793

Línea(53) B01Y B02Y 34.5KV 30 0.708 14.692 77.852 3.092 14.363 9.797 32.974

Línea(54) B02Y B03Y 34.5KV 30 0.708 14.692 77.852 3.092 14.363 9.797 32.974

Línea(55) B03Y B04Y 34.5KV 30 0.708 14.692 77.852 3.092 14.363 9.797 32.974

Línea(56) B04Y B05Y 34.5KV 25 0.708 12.243 77.852 2.576 11.969 8.164 27.479

Línea(57) B05Y B06Y 34.5KV 20 0.708 9.794 77.852 2.061 9.575 6.531 21.983

Línea(58) B06Y B07Y 34.5KV 30 0.708 14.692 77.852 3.092 14.363 9.797 32.974

Línea(59) B07Y B08Y 34.5KV 30 0.708 14.692 77.852 3.092 14.363 9.797 32.974

Línea(60) B08Y B09Y 34.5KV 30 0.708 14.692 77.852 3.092 14.363 9.797 32.974

Línea(61) B09Y B10Y 34.5KV 30 0.708 14.692 77.852 3.092 14.363 9.797 32.974

Línea(62) B10Y B11Y 34.5KV 30 0.708 14.692 77.852 3.092 14.363 9.797 32.974

Línea(63) B11Y B12Y 34.5KV 30 0.708 14.692 77.852 3.092 14.363 9.797 32.974

Línea(64) B12Y B13Y 34.5KV 30 0.708 14.692 77.852 3.092 14.363 9.797 32.974

Línea(65) B13Y B14Y 34.5KV 20 0.708 9.794 77.852 2.061 9.575 6.531 21.983

Línea(66) B14Y B15Y 34.5KV 30 0.708 14.692 77.852 3.092 14.363 9.797 32.974

Línea(67) B15Y B16Y 34.5KV 20 0.708 9.794 77.852 2.061 9.575 6.531 21.983

Línea(68) B16Y B17Y 34.5KV 30 0.708 14.692 77.852 3.092 14.363 9.797 32.974

Línea(69) B17Y B18Y 34.5KV 30 0.708 14.692 77.852 3.092 14.363 9.797 32.974

Línea(70) B18Y B19Y 34.5KV 30 0.708 14.692 77.852 3.092 14.363 9.797 32.974

Línea(71) B19Y B20Y 34.5KV 30 0.708 14.692 77.852 3.092 14.363 9.797 32.974

Línea(72) B20Y B01Y 34.5KV 30 0.708 14.692 77.852 3.092 14.363 9.797 32.974

Línea(16) B01W B02W 230KV 110 0.96 41.277 85.403 3.309 41.145 21.186 153.573

Línea(17) B02W B03W 230KV 130 0.96 48.782 85.403 3.910 48.625 25.039 181.496

Línea(18) B03W B04W 230KV 110 0.96 41.277 85.403 3.309 41.145 21.186 153.573

Línea(19) B04W B05W 230KV 130 0.96 48.782 85.403 3.910 48.625 25.039 181.496

Línea(20) B05W B06W 230KV 60 0.96 22.515 85.403 1.805 22.442 11.556 83.767

Línea(21) B06W B07W 230KV 60 0.96 22.515 85.403 1.805 22.442 11.556 83.767

Línea(22) B07W B08W 230KV 130 0.96 48.782 85.403 3.910 48.625 25.039 181.496

Línea(23) B08W B09W 230KV 130 0.96 48.782 85.403 3.910 48.625 25.039 181.496

Línea(24) B09W B10W 230KV 90 0.96 33.772 85.403 2.707 33.664 17.334 125.651

Línea(25) B10W B11W 230KV 80 0.96 30.020 85.403 2.406 29.923 15.408 111.690

Línea(26) B11W B12W 230KV 80 0.96 30.020 85.403 2.406 29.923 15.408 111.690

Línea(27) B12W B13W 230KV 130 0.96 48.782 85.403 3.910 48.625 25.039 181.496

Línea(28) B13W B14W 230KV 80 0.96 30.020 85.403 2.406 29.923 15.408 111.690

Línea(29) B15W B14W 230KV 80 0.96 30.020 85.403 2.406 29.923 15.408 111.690

Línea(30) B15W B16W 230KV 130 0.96 48.782 85.403 3.910 48.625 25.039 181.496

Línea(31) B16W B17W 230KV 130 0.96 48.782 85.403 3.910 48.625 25.039 181.496

Línea(32) B17W B18W 230KV 50 0.96 18.762 85.403 1.504 18.702 9.630 69.806



14

Línea(33) B01W B18W 230KV 50 0.96 18.762 85.403 1.504 18.702 9.630 69.806

Línea(73) B01Z B02Z 13.8KV 1 0.518 0.505 70.468 0.169 0.476 0.400 1.133

Línea(74) B02Z B03Z 13.8KV 0.5 0.518 0.253 70.468 0.084 0.238 0.200 0.566

Línea(75) B03Z B04Z 13.8KV 2 0.518 1.011 70.468 0.338 0.953 0.799 2.265

Línea(76) B04Z B05Z 13.8KV 2 0.518 1.011 70.468 0.338 0.953 0.799 2.265

Línea(77) B05Z B06Z 13.8KV 5 0.518 2.527 70.468 0.845 2.381 1.998 5.663

Línea(78) B06Z B07Z 13.8KV 2 0.518 1.011 70.468 0.338 0.953 0.799 2.265

Línea(79) B07Z B08Z 13.8KV 1 0.518 0.505 70.468 0.169 0.476 0.400 1.133

Línea(80) B08Z B09Z 13.8KV 4 0.518 2.021 70.468 0.676 1.905 1.598 4.530

Línea(81) B09Z B10Z 13.8KV 5 0.518 2.527 70.468 0.845 2.381 1.998 5.663

Línea(82) B10Z B11Z 13.8KV 5 0.518 2.527 70.468 0.845 2.381 1.998 5.663

Línea(83) B11Z B12Z 13.8KV 5 0.518 2.527 70.468 0.845 2.381 1.998 5.663

Línea(84) B13Z B12Z 13.8KV 5 0.518 2.527 70.468 0.845 2.381 1.998 5.663

Línea(85) B13Z B14Z 13.8KV 5 0.518 2.527 70.468 0.845 2.381 1.998 5.663

Línea(86) B14Z B15Z 13.8KV 5 0.518 2.527 70.468 0.845 2.381 1.998 5.663

Línea(87) B15Z B16Z 13.8KV 1 0.518 0.505 70.468 0.169 0.476 0.400 1.133

Línea(88) B16Z B17Z 13.8KV 5 0.518 2.527 70.468 0.845 2.381 1.998 5.663

Línea(89) B17Z B18Z 13.8KV 2 0.518 1.011 70.468 0.338 0.953 0.799 2.265

Línea(90) B18Z B19Z 13.8KV 2 0.518 1.011 70.468 0.338 0.953 0.799 2.265

Línea(91) B19Z B20Z 13.8KV 3 0.518 1.516 70.468 0.507 1.429 1.199 3.398

Línea(92) B20Z B21Z 13.8KV 1 0.518 0.505 70.468 0.169 0.476 0.400 1.133

Línea(93) B21Z B22Z 13.8KV 1 0.518 0.505 70.468 0.169 0.476 0.400 1.133

Línea(94) B22Z B23Z 13.8KV 1 0.518 0.505 70.468 0.169 0.476 0.400 1.133

Línea(95) B23Z B24Z 13.8KV 1 0.518 0.505 70.468 0.169 0.476 0.400 1.133

Línea(96) B24Z B25Z 13.8KV 2 0.518 1.011 70.468 0.338 0.953 0.799 2.265

Línea(97) B25Z B26Z 13.8KV 1 0.518 0.505 70.468 0.169 0.476 0.400 1.133

Línea(98) B01Z B26Z 13.8KV 1 0.518 0.505 70.468 0.169 0.476 0.400 1.133

Línea(34) B01X B02X 115KV 40 0.903 14.144 83.823 1.522 14.062 8.735 29.440

Línea(35) B02X B03X 115KV 40 0.903 14.144 83.823 1.522 14.062 8.735 29.440

Línea(36) B03X B04X 115KV 40 0.903 14.144 83.823 1.522 14.062 8.735 29.440

Línea(37) B04X B05X 115KV 40 0.903 14.144 83.823 1.522 14.062 8.735 29.440

Línea(38) B05X B06X 115KV 40 0.903 14.144 83.823 1.522 14.062 8.735 29.440

Línea(39) B06X B07X 115KV 40 0.903 14.144 83.823 1.522 14.062 8.735 29.440

Línea(40) B07X B08X 115KV 40 0.903 14.144 83.823 1.522 14.062 8.735 29.440

Línea(41) B08X B09X 115KV 40 0.903 14.144 83.823 1.522 14.062 8.735 29.440

Línea(42) B09X B10X 115KV 40 0.903 14.144 83.823 1.522 14.062 8.735 29.440

Línea(43) B10X B11X 115KV 40 0.903 14.144 83.823 1.522 14.062 8.735 29.440

Línea(44) B11X B12X 115KV 35 0.903 12.376 83.823 1.332 12.304 7.643 25.760

Línea(45) B12X B13X 115KV 35 0.903 12.376 83.823 1.332 12.304 7.643 25.760

Línea(46) B13X B14X 115KV 40 0.903 14.144 83.823 1.522 14.062 8.735 29.440

Línea(47) B14X B15X 115KV 40 0.903 14.144 83.823 1.522 14.062 8.735 29.440

Línea(48) B15X B16X 115KV 40 0.903 14.144 83.823 1.522 14.062 8.735 29.440

Línea(49) B17X B16X 115KV 40 0.903 14.144 83.823 1.522 14.062 8.735 29.440

Línea(50) B17X B18X 115KV 40 0.903 14.144 83.823 1.522 14.062 8.735 29.440

Línea(51) B18X B19X 115KV 40 0.903 14.144 83.823 1.522 14.062 8.735 29.440

Línea(52) B19X B01X 115KV 40 0.903 14.144 83.823 1.522 14.062 8.735 29.440

Tabla 2.4 Parámetros de las Líneas de Transmisión.



15

3. DISEÑO DE LA SUBESTACIÓN

El sistema de potencia se estableció de forma anillada para garantizar estabilidad y convergencia de los flujos de carga.

3.1. DIAGRAMA UNIFILAR DE LA SUBESTACIÓN

Figura 3.1 Diagrama Unifilar de la Subestación Ald ana.



16

3.2. DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA

Figura 3.2 Diagrama Unifilar del Sistema Eléctrico de Potencia.

4. ANÁLISIS DE LA SUBESTACIÓN

A continuación se mostraran el análisis de flujo de potencia y de corto-circuito de la Subestación Aldana. Los resultados del sistema eléctrico de potencia se encuentran presentes en el material magnético (CD).

4.1. ANÁLISIS DE FLUJOS DE POTENCIA EN LA SUBESTACIÓN

En este análisis se presentan los resultados de flujos de potencia en las barras de la subestación, y los aportes de las líneas de transmisión, transformadores y cargas conectadas a cada una de ellas.



17

FLUJO DE POTENCIA EN LAS BARRAS DE LA SUBESTACIÓN

Barra Tensión Nominal

[KV]

Tensión Barra [KV]

Tensión Barra [p.u.]

Ángulo [deg]

Flujo de potencia

Activa [MW]

Flujo de potencia Reactiva [MVAr]

Corriente [KA]

B01V 500 498.5777 0.9972 -7.6792 177.0418 145.3165 0.2652

B01W 230 226.0308 0.9827 -8.7144 185.1548 161.2181 0.6271

B01X 115 117.2304 1.0194 -9.8853 145.6013 102.3168 0.8764

B01Y 34.5 35.2969 1.0231 -10.9824 14.5171 10.3443 0.2916

B01Z 13.8 13.6594 0.9898 -12.3478 3.7241 4.5722 0.2492 Tabla 4.1 Flujo de Potencia en las Barras de la Sub estación.

Los resultados del análisis del flujo de potencia de las barras del sistema eléctrico de potencia

se encuentran en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta: FLUJO DE POTENCIA/ Archivo

Excel: FLUJO DE POTENCIA/ Pestaña: BARRAS.

FLUJO DE POTENCIA EN LAS LINEAS DE TRANSMISION DE L A SUBESTACIÓN

Líneas Desde barra A barra Tensión Corriente

[KA]

Flujo de potencia Activa [MW]


Perdidas P [MW]

Perdidas Q [MVAr]

Línea B01V B02V 500KV 0.07783492 -15.32783 -65.44424 0.00975419 -116.5029

Línea(15) B16V B01V 500KV 0.1927513 162.7238 -44.11168 1.009839 -123.984

Línea(16) B01W B02W 230KV 0.05792746 -8.112954 -21.1776 0.00957156 -24.31808

Línea(33) B01W B18W 230KV 0.1717822 39.5535 54.39099 0.1516743 -8.884228

Línea(34) B01X B02X 115KV 0.4849453 87.69379 44.78489 1.086544 7.602509

Línea(52) B19X B01X 115KV 0.3406663 -48.08009 -44.4367 0.5173279 2.343846

Línea(53) B01Y B02Y 34,5KV 0.1943334 11.13881 4.132737 0.3516095 1.512265

Línea(72) B20Y B01Y 34,5KV 0.08872201 5.279635 -1.195903 0.07263299 0.2079043

Línea(73) B01Z B02Z 13,8KV 0.1407702 3.024114 1.39523 0.01004451 0.02766863

Línea(98) B01Z B26Z 13,8KV 0.1266734 -0.3458404 2.976921 0.0081346 0.02228535 Tabla 4.2 Flujo de Potencia en las Líneas de Transm isión de la Subestación.

Los resultados del análisis del flujo de potencia en las líneas de transmisión del sistema

eléctrico de potencia se encuentran en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta: FLUJO DE

POTENCIA/ Archivo Excel: FLUJO DE POTENCIA/ Pestaña: LINEAS.



18

FLUJO DE POTENCIA EN LOS TRANSFORMADORES DE LA SUBE STACIÓN

Transformador Lado HV

Barra

Tensión Nominal HV [KV]

Lado LV

Barra

Tensión Nominal LV [KV]

Tensión Lado de

HV [p.u.]

Tensión Lado de LV [p.u.]

Potencia Aparente

Flujo [MVA]

Tap I HV [KA]

I LV [KA]

T1_500KV B01V 500 B01W 230 0.9972 0.9827 229.6964 0 0.2660 0.5867

T1_230KV B01W 230 B01X 115 0.9827 1.0194 183.7585 -2 0.4694 0.9050

T1_115KV B01X 115 B01Y 34.5 1.0194 1.0231 13.9516 -1 0.0687 0.2282

T1_34.5KV B01Y 34.5 B01Z 13.8 1.0231 0.9898 5.7433 0 0.0939 0.2428

Tabla 4.3 Flujo de Potencia en las Transformadores de la Subestación. Los resultados del análisis del flujo de potencia en los Transformadores de potencia del sistema

eléctrico de potencia se encuentran en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta: FLUJO DE

POTENCIA/ Archivo Excel: FLUJO DE POTENCIA/ Pestaña: TRAFOS.

4.2. ANÁLISIS DE CORTO-CIRCUITO EN LA SUBESTACIÓN

En el análisis de corto-circuito se presentaran los resultados en las barras más representativas, es decir, en las barras de la Subestación Aldana.

4.2.1. CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO

TENSIONES MÁXIMAS EN LAS BARRAS DE LA SUBESTACIÓN.

Barra Barra de

Falla Tensión L-L

[p.u.] Tensión L-L

[KV] Angulo [deg]

Corriente Ik´´ [KA]

B01V 500KV B12Y 1.099866 549.9332 -0.00163705 0

B01W 230KV B12Y 1.099854 252.9663 -0.00197697 0

B01X 115KV B12Y 1.099839 126.4815 -0.0024656 0

B01Y 34.5KV B12Y 1.099741 37.94108 -0.00707922 0

B01Z 13.8KV B12Y 1.099529 15.1735 -0.01815097 0

Tabla 4.4 Tensiones Máximas (Falla Trifásica) en la s Barras de la Subestación.

Los resultados del análisis de coto-circuito trifásico de las barras del sistema eléctrico de

potencia se encuentran en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta: ANALISIS DE

CORTOCIRCUITO / Archivo Excel: FALLA_TRIFASICA.



19

CORRIENTES MÁXIMAS EN LAS LÍNEAS DE TRANSMISION DE LA SUBESTACIÓN.

Línea Barra de Falla From bus Nivel tensión To bus Corriente Ik´´ [KA]

Línea(15) B01V B16V 500KV B01V 2.559195

Línea(33) B18W B01W 230KV B18W 4.344365

Línea(52) B19X B19X 115KV B01X 3.822546

Línea(72) B01Y B20Y 34.5KV B01Y 1.180354

Línea(98) B26Z B01Z 13.8KV B26Z 5.874301

Línea B01V B01V 500KV B02V 2.554646

Línea(16) B01W B01W 230KV B02W 2.294029

Línea(34) B02X B01X 115KV B02X 3.866748

Línea(53) B02Y B01Y 34.5KV B02Y 1.276507

Línea(73) B02Z B01Z 13.8KV B02Z 5.392305

Tabla 4.5 Corrientes Máximas (Falla Trifásica) en las Líneas de Transmisión de la Subestación

Los resultados del análisis de coto-circuito trifásico de las líneas de transmisión del sistema

eléctrico de potencia se encuentran en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta: ANALISIS

DE CORTOCIRCUITO / Archivo Excel: FALLA_TRIFASICA.

CORRIENTES MÁXIMAS EN LOS TRANSFORMADORES DE LA SUB ESTACIÓN

Transformador Barra de

Falla From bus To bus Corriente HV Ik´´

[KA]

Corriente LV Ik´´ [KA]

T1_500KV B01W B01V 500KV B01W 230KV 3.393734 7.377682

T1_230KV B01X B01W 230KV B01X 115KV 7.215589 14.43118

T1_115KV B01Y B01X 115KV B01Y 34.5KV 2.154958 7.183192

T1_34.5KV B01Z B01Y 34.5KV B01Z 13.8KV 1.91728 4.7932 Tabla 4.6 Corrientes Máximas (Falla Trifásica) en las Transformadores de la

Subestación.

Los resultados del análisis de coto-circuito trifásico de los transformadores del sistema eléctrico

de potencia se encuentran en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta: ANALISIS DE

CORTOCIRCUITO / Archivo Excel: FALLA_TRIFASICA.



20

4.2.2. CORTOCIRCUITO MONOFASICO


Barra Barra de Falla Tensión Fase A [p.u.]

Tensión Fase B [p.u.]

Tensión Fase C [p.u.]

B01V 500KV B16V 0.3479726 1.383308 1.387317

B01W 230KV B16V 0.3560118 1.381792 1.384948

B01X 115KV B16V 0.3668843 1.379028 1.381301

B01Y 34.5KV B16V 0.3918785 1.373444 1.372382

B01Z 13.8KV B16V 0.4660479 1.354065 1.348791

Tabla 4.7 Tensiones Máximas (Falla Monofásica) en l as Barras de la Subestación. Los resultados del análisis de coto-circuito monofásico de las barras del sistema eléctrico de


CORTOCIRCUITO / Archivo Excel: FALLA_MONOFASICA.


Línea Barra de Falla

From bus

Nivel tensión To bus

Corriente Fase A[KA]

Corriente Fase B[KA]

Corriente Fase C

[KA]

Corriente MAXIMA[KA]

Línea(15) B01V B16V 500KV B01V 1.28564 0.03506619 0.03561796 1.28564

Línea(33) B18W B01W 230KV B18W 2.251427 0.02461048 0.02543002 2.251427

Línea(52) B19X B19X 115KV B01X 2.624702 0.01601386 0.01940922 2.624702

Línea(72) B01Y B20Y 34.5KV B01Y 0.90552 0.1565326 0.1565561 0.90552

Línea(98) B26Z B01Z 13.8KV B26Z 4.789362 0.1196658 0.120379 4.789362

Línea B01V B01V 500KV B02V 1.249912 0.03796592 0.03412708 1.249912

Línea(16) B01W B01W 230KV B02W 1.092497 0.1446899 0.1444652 1.092497

Línea(34) B02X B01X 115KV B02X 2.656702 0.00300771 0.00384578 2.656702

Línea(53) B02Y B01Y 34.5KV B02Y 0.9122234 0.00064055 0.00063219 0.9122234

Línea(73) B02Z B01Z 13.8KV B02Z 4.465191 0.1250205 0.1263716 4.465191

Tabla 4.8 Corrientes Máximas (Falla Monofásica) en las Líneas de Transmisión de la Subestación.

Los resultados del análisis de coto-circuito monofásico de las líneas de transmisión del sistema


DE CORTOCIRCUITO / Archivo Excel: FALLA_MONOFASICA.



21


Transformador Barra de

Falla From bus To bus

HV Ik´´

Fase A

[KA]

HV Ik´´

Fase B

[KA]

HV Ik´´

Fase C

[KA]

LV Ik´´

Fase A

[KA]

LV Ik´´

Fase B

[KA]

LV Ik´´

Fase C

[KA]

HV Ik´´ MAXIMA

[KA]

LV Ik´´ MAXIMA

[KA]

T1_500KV B01W B01V 500KV B01W 230KV 1.87 0.04 0.04 4.18 0.20 0.19 1.87 4.18

T1_230KV B01X B01W 230KV B01X 115KV 4.66 0.05 0.00 9.46 0.19 0.14 4.66 9.46

T1_115KV B01Y B01X 115KV B01Y 34.5KV 2.01 0.07 0.07 6.71 0.27 0.27 2.01 6.71

T1_34.5KV B01Z B01Y 34.5KV B01Z 13.8KV 1.86 0.19 0.19 4.69 0.49 0.49 1.86 4.69

Tabla 4.9 Corrientes Máximas (Falla Monofásica) en las Transformadores de la Subestación.

Los resultados del análisis de coto-circuito monofásico de los transformadores del sistema


DE CORTOCIRCUITO / Archivo Excel: FALLA_MONOFASICA.

4.2.3. CORTOCIRCUITO BIFASICO


Barra Barra de Falla Tensión Fase A [p.u.]



B01V 500KV B16V 1.687062 0.876385 0.8817133

B01W 230KV B16V 1.683505 0.8753476 0.8832756

B01X 115KV B16V 1.677138 0.8738393 0.8847424

B01Y 34.5KV B16V 1.66274 0.869774 0.8898223

B01Z 13.8KV B16V 1.622351 0.8675252 0.9020741

Tabla 4.10 Tensiones Máximas (Falla Bifásica) en la s Barras de la Subestación. Los resultados del análisis de coto-circuito bifásico de las barras del sistema eléctrico de


CORTOCIRCUITO / Archivo Excel: FALLA_BIFASICA. CORRIENTES MÁXIMAS EN LAS LÍNEAS DE TRANSMISION DE LA SUBESTACIÓN.



22

Línea Barra de

Falla From bus

Nivel tensión To bus

Corriente Fase A[KA]


Corriente Fase C

[KA]


Línea(15) B01V B16V 500KV B01V 0.00298224 1.298523 1.298413 1.298523

Línea(33) B18W B01W 230KV B18W 0.05871978 2.698316 2.695214 2.698316

Línea(52) B19X B19X 115KV B01X 0.01724146 2.842201 2.841885 2.842201

Línea(72) B01Y B20Y 34.5KV B01Y 0.00098286 0.9632565 0.963147 0.9632565

Línea(98) B26Z B01Z 13.8KV B26Z 0.00339213 4.980315 4.981329 4.981329

Línea B01V B01V 500KV B02V 0.04168538 1.257984 1.257336 1.257984

Línea(16) B01W B01W 230KV B02W 0.02755957 1.203054 1.203012 1.203054

Línea(34) B02X B01X 115KV B02X 0.0020737 2.88973 2.889592 2.88973

Línea(53) B02Y B01Y 34.5KV B02Y 0.0000996 1.089245 1.089216 1.089245

Línea(73) B02Z B01Z 13.8KV B02Z 0.003102 4.560252 4.559217 4.560252

Tabla 4.11 Corrientes Máximas (Falla Bifásica) en las Líneas de Transmisión de la Subestación.

Los resultados del análisis de coto-circuito bifásico de las líneas de transmisión del sistema


DE CORTOCIRCUITO / Archivo Excel: FALLA_BIFASICA. CORRIENTES MÁXIMAS EN LOS TRANSFORMADORES DE LA SUB ESTACIÓN

Transformador Barra

de Falla

From bus To bus

HV Ik´´

Fase A

[KA]

HV Ik´´ Fase B

[KA]

HV Ik´´

Fase C

[KA]

LV Ik´´

Fase A

[KA]

LV Ik´´ Fase

B [KA]

LVIk´´ Fase

C [KA]

HV Ik´´ MAXIMA

[KA]

LV Ik´´ MAXIMA

[KA]

T1_500KV B01W B01V 500KV B01W 230KV 0.034 1.786 1.785 0.075 3.882 3.880 1.786 3.882

T1_230KV B01X B01W 230KV B01X 115KV 0.055 4.397 4.395 0.109 8.794 8.791 4.397 8.794

T1_115KV B01Y B01X 115KV B01Y 34.5KV 0.004 1.754 1.754 0.012 5.847 5.845 1.754 5.847

T1_34.5KV B01Z B01Y 34.5KV B01Z 13.8KV 0.003 1.615 1.615 0.007 4.038 4.037 1.615 4.038

Tabla 4.12 Corrientes Máximas (Falla Bifásica) en las Transformadores de la Subestación.

Los resultados del análisis de coto-circuito bifásico de los transformadores del sistema eléctrico

de potencia se encuentran en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta: ANALISIS DE

CORTOCIRCUITO / Archivo Excel: FALLA_BIFASICA.



23

4.2.4. CORTOCIRCUITO BIFASICO A TIERRA


Nombre Nivel Barra de Falla Tensión Fase A [p.u.]



B01V 500KV B01V 1.804717 0 0

B01W 230KV B01V 1.791336 0.1434245 0.1385592

B01X 115KV B01V 1.772604 0.2107327 0.2008879

B01Y 34.5KV B01V 1.722325 0.3399144 0.3309989

B01Z 13.8KV B16V 1.625687 0.5566018 0.5736738

Tabla 4.13 Tensiones Máximas (Falla Bifásica a Tier ra) en las Barras de la Subestación.

Los resultados del análisis de coto-circuito bifásico a tierra de las barras del sistema eléctrico de


CORTOCIRCUITO / Archivo Excel: FALLA_BIFASICA_TIERRA.


Línea Barra de Falla From bus Nivel

tensión To bus Corriente

Fase A[KA]


Corriente Fase C

[KA]


Línea(15) B01V B16V 500KV B01V 0.0433747 1.729436 1.708082 1.729436

Línea(33) B18W B01W 230KV B18W 0.0581779 3.130485 3.063599 3.130485

Línea(52) B19X B19X 115KV B01X 0.0063832 3.324133 3.063624 3.324133

Línea(72) B01Y B20Y 34.5KV B01Y 0.1576258 1.065512 1.03822 1.065512

Línea(98) B26Z B01Z 13.8KV B26Z 0.1065249 5.490317 5.371178 5.490317

Línea B01V B01V 500KV B02V 0.0869113 1.70518 1.681447 1.70518

Línea(16) B01W B01W 230KV B02W 0.2180823 1.536911 1.514016 1.536911

Línea(34) B02X B01X 115KV B02X 0.0017995 3.370748 3.107355 3.370748

Línea(53) B02Y B01Y 34.5KV B02Y 0.0006039 1.174193 1.127206 1.174193

Línea(73) B02Z B01Z 13.8KV B02Z 0.1168182 5.017676 4.96816 5.017676

Tabla 4.14Corrientes Máximas (Falla Bifásica a Tier ra) en las Líneas de Transmisión de la Subestación.

Los resultados del análisis de coto-circuito bifásico a tierra de las líneas de transmisión del

sistema eléctrico de potencia se encuentran en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta:

ANALISIS DE CORTOCIRCUITO / Archivo Excel: FALLA_BIFASICA_TIERRA.



24


Transformador Barra

de Falla

From bus To bus

HV Ik´´

Fase A [KA]

HV Ik´´

Fase B [KA]

HV Ik´´

Fase C

[KA]

LV Ik´´

Fase A

[KA]

LV Ik´´ Fase

B [KA]

LV Ik´´ Fase

C [KA]

HV Ik´´ MAXIMA

[KA]

LV Ik´´ MAXIMA

[KA]

T1_500KV B01W B01V 500KV B01W 230KV 0.012 2.435 2.392 0.168 5.355 5.290 2.435 5.355

T1_230KV B01X B01W 230KV B01X 115KV 0.068 5.700 5.635 0.097 11.476 11.371 5.700 11.476

T1_115KV B01Y B01X 115KV B01Y 34.5KV 0.070 2.081 2.071 0.262 6.950 6.917 2.081 6.950

T1_34.5KV B01Z B01Y 34.5KV B01Z 13.8KV 0.171 1.893 1.884 0.449 4.744 4.722 1.893 4.744

Tabla 4.15Corrientes Máximas (Falla Bifásica a Tier ra) en las Transformadores de la Subestación.

Los resultados del análisis de coto-circuito bifásico a tierra de los transformadores del sistema


DE CORTOCIRCUITO / Archivo Excel: FALLA_BIFASICA_TIERRA.

5. CONFIGURACIÓN DEL BARRAJE DE LA SUBESTACIÓN

Para la selección de la configuración de las barras del sistema afecta en gran medida el costo y el tamaño de la subestación, cada configuración está compuesta de una cierta cantidad de equipos, los cuales su propósito es poder ofrecer continuidad en el servicio, versatilidad en la operación y facilidad en su mantenimiento. Barraje de 500 KV y 230 KV:

Figura 5.1 Configuración de interruptor y medio

Para estos niveles de tensión se utilizará la configuración de interruptor y medio debido a su alta confiabilidad para el sistema, además ofrece buenas características de seguridad y continuidad del servicio, y permite realizar el mantenimiento de interruptores y seccionadores sin sacar de servicio el tramo afectado. Es fácil observar que esta es una de las configuraciones más costosas, pero se hace imprescindible



25

realizar esa inversión por la importancia del barraje ya que es la fuente de potencia de la subestación y cualquier fallo no contemplado podría significar la interrupción del despacho total de la subestación, ocasionando pérdidas económicas muy elevadas. Incluso una vez conectadas tanto líneas como transformador, es posible contar con salidas del barraje adicionales que respalden planes de contingencias en situaciones que lo ameriten. Barraje de 115 KV y 34,5KV :

Figura 5.2 Configuración doble barra.

Para estos dos niveles de tensión se selecciona la configuración doble barra – doble disyuntor, ya que son niveles importantes en los cuales el suministro no se puede interrumpir por mantenimiento y esta configuración satisface este requerimiento puesto que en el momento de realizar algún tipo de mantenimiento a los interruptores, el sistema queda alimentado por la barra de transferencia y el otro disyuntor y de esta manera no se afecta la continuidad. Barraje de 13,8KV:

Figura 5.3 Configuración Barra Sencilla

Para este nivel de tensión se seleccionó la configuración de barra sencilla debido a que es la más económica, requiere menor espacio para su implementación y se justifica debido a la importancia de la carga que es menor que en las anteriores, por tal motivo no se selecciona una configuración más costosa.



26

CONFIGURACIONES DE LAS BARRAS DE LA SUBESTACIÓN PAR A LOS DIFERENTES NIVELES DE TENSION:

Nivel de Tensión

Configuración Propuesta

500 KV Interruptor y Medio 230 KV Interruptor y Medio 115 KV Doble barra 34,5 KV Doble barra 13,8 KV Barra sencilla

Tabla 5.1 Configuraciones de las barras de la Subes tación Aldana.

6. ESPICIFICACIÓNES DE EQUIPOS

6.1. ESPECIFICACIÓN DEL BIL

Para las especificaciones de los elementos se tiene en cuenta los esfuerzos que se presentan en la red, que son originados por sobretensiones y sobrecorrientes. Se debe corregir el nivel de aislamiento básico por altura y diseñar estos elementos por tensión y corriente.

6.1.1. CALCULO NIVEL BÁSICO DE AISLAMIENTO

Para encontrar el nivel básico de aislamiento es necesario conocer las tensiones máximas para el equipo, la Tabla 6.1 Tensiones Máximas Para Equipos muestra las tensiones nominales del sistema y las correspondientes tensiones máximas para el equipo. La tabla 6.1 se encuentra en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta: TABLAS / Archivo

Word: TABLAS/pagina 1/Tabla 6.1 Tensiones Máximas Para Equipos.

Para un nivel de tensión de 500 KV se tiene una tensión máxima de 525 KV. En las tablas 6.2, 6.3, 6.4 se muestra el nivel básico de aislamiento al impulso y a baja frecuencia de acuerdo a la tensión máxima del equipo. La tabla 6.2 Nivel de Aislamiento se encuentra en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta:

TABLAS / Archivo Word: TABLAS/pagina 2/Tabla 6.2Nivel de Aislamiento.

La tabla 6.3 se encuentra en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta: TABLAS / Archivo

Word: TABLAS/pagina 3/Tabla 6.3 Nivel de Aislamiento IEC 60071-1.

La tabla 6.4 se encuentra en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta: TABLAS / Archivo

Word: TABLAS/pagina 4/Tabla 6.4 Nivel de Aislamiento IEC 6071-1.



27

Para 500 KV el nivel básico de aislamiento (BIL) es de 1950 KV, pero debido a que la altura de la subestación es de 3340 m.s.n.m, el BIL se debe corregir por altura; con ayuda de la tabla 6.5 que muestra el factor de corrección por altura. La tabla 6.5 se encuentra en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta: TABLAS / Archivo

Word: TABLAS/pagina 5/Tabla 6.5 Corrección por Altura. Suponiendo que la Tabla 6.5 Corrección por Altura es una gráfica lineal, interpolamos entre los valores de 3000 y 3600 para obtener el valor de la corrección a una altura a 3340 m.s.n.m: 0,7716 Corrigiendo obtenemos: 1950 0,7716 1504.62 Por tanto el nivel de aislamiento externo para un nivel de tensión de 500 KV es de 1504.62 KV y observando la tabla 6.4 Nivel de Aislamiento, escogemos un aislamiento interno de 1425 KV. A continuación se muestra una tabla resumen para los diferentes niveles de tensión:

Nivel de aislamiento al impulso Nivel de aislamiento a baja frecuencia

Tensión Nominal

[KV]

Tensión Máxima

[KV]

BIL (Aislamient

o pleno) [KVcresta]

Factor de corrección por altura

BIL corregido

(Aislamiento pleno)

[KVcresta]

BIL (Aislamiento reducido) [KVcresta]

BIL Exterior [KVrms]

BIL CORREGIDO Exterior [KVrms]

BIL interno [KVrms]

500 525 1950 0.7716 1504.62 1425 790 609.564 570

230 245 1050 0.7716 810.18 750 460 354.936 325

115 123 650 0.7716 501.54 450 275 212.19 185

34.5 36.5 250 0.7716 192.9 170 95 73.302 70

13.8 17.5 125 0.7716 96.45 95 50 38.58 38

Tabla 6.6 Niveles de Aislamiento para los diferente s niveles de tensión de la subestación

6.1.2. COORDINACION DE AISLAMIENTO

La coordinación de aislamiento es el ordenamiento de los niveles de aislamiento de tal manera que al producirse una sobretensión esta se descargue por el equipo adecuado (Explosores o Pararrayos DPS) sin producir arqueos que dañen los equipos adyacentes. Para realizar una correcta coordinación se debe garantizar que el equipo adecuado reciba el impacto de la sobretensión originada en el sistema. Como clasificación de los niveles de aislamiento se tiene: Nivel 1 (Alto): Aislamientos no auto recuperables (sin contacto con el aire).



28

Nivel 2 (Medio o de seguridad): Aislamientos auto recuperables (en contacto con el aire). Este nivel se adecua respecto a la altura sobre el nivel del mar. Nivel 3 (Nivel bajo de protección): Nivel de tensión de operación de los explosores de los pararrayos.

Figura 6.1 Niveles de Aislamiento.

En la gráfica anterior muestra el ordenamiento que se realiza a la hora de especificar los equipos de la subestación, teniendo en cuenta cada tensión de operación. TABLAS DE ORDENAMIENTO Para corregir el BIL por la altura, se realiza de la igual forma para todos los equipos, exceptuando la cadena de aisladores que el factor de corrección se encuentra de acuerdo a la presión, humedad relativa. Cadena de Aisladores Se calcula la presión: 1013 ! 667.25448 #$%&'( 50.06056 #)$ *+( Ahora se calcula el factor de corrección: " 3.92 #)$ *+(273 - ./



29

" 3.92 50.06056273 - 11

" 0,690977 001 2 3 " 001 2 1950 0.690977 001 2 1347.41

Nivel de 500 KV

BIL NORMALIZADO BIL A 3340 m.s.n.m

CRESTA [KV]

BAJA FRECUENCIA

[KV] CRESTA [KV]

BAJA FRECUENCIA

[KV]

Transformadores de Potencia/CT/PT (Devanados) 1425 570 1425 570

Transformadores de Potencia/CT/PT (Boquillas) 1950 790 1504.62 609.564

Interruptores/Seccionadores/DPS 1950 790 1504.62 609.564

Cadenas de Aisladores 1950 790 1347.41 545.872

Tabla 6.7 Coordinación de Aislamiento Nivel de 500K V.

Nivel de 230 KV


CRESTA [KV]

BAJA FRECUENCIA

[KV] CRESTA [KV]

BAJA FRECUENCIA

[KV]








30

Nivel de 115 KV


CRESTA [KV]

BAJA FRECUENCIA

[KV] CRESTA [KV]

BAJA FRECUENCIA

[KV]






Nivel de 34.5 KV


CRESTA [KV]

BAJA FRECUENCIA

[KV] CRESTA [KV]

BAJA FRECUENCIA

[KV]





Tabla 6.10 Coordinación de Aislamiento Nivel de 34. 5KV.



31

Nivel de 13.8 KV


CRESTA [KV]

BAJA FRECUENCIA

[KV] CRESTA [KV]

BAJA FRECUENCIA

[KV]





Tabla 6.11 Coordinación de Aislamiento Nivel de 13. 8KV.

6.2. DISTANCIAS DIELÉCTRICAS Y DE SEGURIDAD

Para la determinación de las distancias dieléctricas y de seguridad se tomo como referencia las distancias mínimas según el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas RETIE 2008; en donde se especifican los valores para distancias fase-tierra, fase-fase y zona de seguridad.

6.2.1. ALTURA DE LOS EQUIPOS SOBRE EL NIVEL DEL SUELO

Figura 6.2 Zona de Seguridad para la circulación de l personal.



32

Figura 6.3 Zona de Seguridad.

Cálculo Tipo 500 KV Para este nivel de tensión, el nivel básico de aislamiento sin corregir por altura es de 1950 KV para una onda de impulso; como se puede observar este valor no se encuentra en la Tabla 6.12 Distancias de seguridad Fase-Tierra RETIE, pero sí en la Tabla 6.13 Distancias de seguridad Fase-Tierra IEC 60071-2; en dicha tabla se encuentra el valor básico (coloreado) para un BIL de 1950 KV. La tabla 6.12 Distancias de seguridad Fase-Tierra RETIEy la Tabla 6.13 Distancias de seguridad

Fase-Tierra IEC 60071-2 se encuentran en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta: TABLAS

/ Archivo Word: TABLAS/pagina 6 y 7/ Tabla 6.12 Distancias de seguridad Fase-Tierra RETIE y

Tabla 6.13 Distancias de seguridad Fase-Tierra IEC 60071-2 respectivamente.

&45' á78)5 3.9 #$( El valor básico por RETIE es necesario incrementarlo en un 10%: &45' á78)5 3.9 1.1 &45' á78)5 4.29#$( El anterior valor calculado se encuentra referenciado para una altura de 1000 m.s.n.m y el proyecto se encuentra a 3340 [m], entonces se hace necesario corregir este valor por altura: 9: 93 - 0.0125 ;9 < 1000100 = 93

9: 4.29 - 0.0125 ;3340 < 1000100 = 4.29

9: 5.5448 #$(



33

Teniendo la altura fase-tierra para un nivel de tensión de 500 KV, y para encontrar la altura de los equipos sobre el nivel del suelo se le suma 2.25 [m], que es la talla media de una persona con los brazos levantados. 9>?@ABCD 9: - 2.25 9>?@ABCD 5.5448 - 2.25 9>?@ABCD 7.7948 #$( Seguido se muestra la tabla resumen de las distancias fase tierra o la altura de los equipos para cada uno de los niveles de tensión:

Altura de los equipos sobre el nivel del suelo segú n RETIE

V nominal

[Kv]

V máxima

[Kv]

BIL sin corregir

Altura básica

[m]

Altura básica + 10% [m]

Distancia de seguridad[m]

Hft corregido por altura

[m]

Hft corregido por RETIE

[m]

500.0 525.0 1950 3.9 4.29 2.25 7.7948 7.7948

230.0 245.0 1050 2.1 2.31 2.25 5.2357 5.2357

115.0 123.0 650 1.3 1.43 2.25 4.0983 4.0983

34.5 36.5 250 0.48 0.528 2.25 2.9324 3.0000*

13.8 17.5 125 0.22 0.242 2.25 2.5628 3.0000*

Tabla 6.14 Distancia Fase-Tierra para los diferente s niveles de tensión. *Las distancias para los niveles de tensión de 34.5 KV y 13.8 KV se fijaron en 3 [m] ya que el RETIE lo exige para cuando la suma es menor que 3[m].

6.2.2. DISTANCIAS FASE- FASE

De acuerdo a Tabla 6.15 Distancia de seguridad Fase-Fase RETIE, se calculan las distancias entre fases. La tabla 6.15 Distancia de seguridad Fase-Fase RETIE se encuentran en el CD (adjunto)/

Carpeta: ANEXOS/ Carpeta: TABLAS / Archivo Word: TABLAS/pagina 8/Tabla 6.15 Distancia de

seguridad Fase-Fase RETIE.

Cálculo Tipo 500 KV Teniendo en cuenta la última fila (coloreada) de la Tabla 6.15 Distancia de seguridad Fase-Fase RETIE se encuentra un valor básico para las tensiones entre 50 KV y 814 KV. EFF 0.725 - G525 < 50H 0.01 EFF 5.475 #$(



34

El valor calculado anteriormente esta para una altura de 1000 msnm, como lo dice las notas de la Tabla 6.15 Distancia de seguridad Fase-Fase RETIE, este valor debe ser corregido; para esto, de acuerdo a la nota 3, esta distancia debe ser incrementada un 3% por cada 300 [m] por encima de 1000[m]. % 8J)'$JK5 9 < 1000300 3%

% 8J)'$JK5 3340 < 1000300 3%

% 8J)'$JK5 23.4% Ahora se encuentra la nueva distancia fase-fase: EFF #001 2 ( EFF3 2 ;1 - %8J)'$JK5100 =

EFF #001 2 ( 5.475 ;1 - 23.4100=

EFF #001 2 ( 6.7562 #$( Seguido se muestra la tabla resumen de las distancias fase-fase para cada uno de los niveles de tensión:

Distancia fase-fase

V nominal [kV]

V máxima [kV] BIL Sin

corregir Distancia de

seguridad [m]

Factor de corrección por altura = 3% por

cada 300m

Distancia fase-fase corregida

[m]

500.0 525.0 1950 5.475 1.234 6.7562

230.0 245.0 1050 2.675 1.234 3.3010

115.0 123.0 650 1.455 1.234 1.7955

34.5 36.5 250 0.578 1 0.578

13.8 17.5 125 0.388 1 0.388 Tabla 6.15 Distancia Fase-Fase para los diferentes niveles de tensión.

6.2.3. ALTURA DE LAS BARRAS COLECTORAS

La altura de las barras colectoras sobre el nivel del suelo, es igual a la suma de la altura de los equipos sobre el nivel del suelo con la distancia fase-fase. Cálculo tipo 500KV: L4KM'& %&''&7 )54)K5'&7 7.7948 - 6.7562 14.551 #$( Ahora se muestra una tabla con la altura de las barras colectoras sobre el nivel del suelo para los diferentes niveles de tensión:



35

V nominal [KV]

Altura barras colectoras [m]

500.0 14.5510

230.0 8.5366

115.0 5.8937

34.5 3.7133

13.8 3.4788 Tabla 6.16 Altura de las Barras Colectoras.

6.2.4. ALTURA DE REMATE DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

La altura de remate de las líneas sobre el nivel del suelo, es igual a la suma de la altura de las barras colectoras sobre el nivel del suelo con la distancia fase-fase. Cálculo tipo 500KV: L4KM'& '$&K 4íJ&7 14.551 - 6.7562 21.3071 #$( En seguida se muestra una tabla con la altura de remate de las líneas de transmisión:

V nominal [Kv]

Altura de remate de las

líneas [m]

Altura de remate de las líneas [m]

500.0 21.3071 21.3071

230.0 11.8376 11.8376

115.0 7.6892 7.6892

34.5 4.4265 6*

13.8 3.9576 6* Tabla 6.17 Altura de Remate de las Líneas.

*Para niveles de 34.5 KV y 13.8 KV se toma un valor de 6 [m] que es lo mínimo recomendado.

6.2.5. DISTANCIA DE SEGURIDAD PARA LA CIRCULACIÓN DE UN VEHÍCULO PESADO.

La distancia de seguridad para la circulación de un vehículo pesado es el incremento corregido de la distancia fase tierra más el gálibo y la tolerancia. Cálculo tipo para 500KV:



36

O87K&J)8&PCQ RS:AP@TC 5.5448 - 4.5 - 0.7 10.7448 #$( A continuación se muestra la tabla resumen con las distancias de seguridad para la circulación de un vehículo para cada nivel de tensión:

V nominal [Kv]

Altura Fase-Tierra [m]

Galibo [m] Tolerancia

[m] Valor Total [m]

500.0 5.5448 4.5000 0.7000 10.7448

230.0 2.9857 4.5000 0.7000 8.1857

115.0 1.8483 4.5000 0.7000 7.0483

34.5 0.6824 4.5000 0.7000 5.8824

13.8 0.3128 4.5000 0.7000 5.5128 Tabla 6.18 Distancia de Seguridad para la circulaci ón de un vehículo pesado.

6.3. TRANSFORMADORES DE POTENCIA

Para realizar la especificación de los transformadores de potencia se tiene en cuenta en análisis de flujo de potencia obtenida en la primera parte del proyecto.


Barra

Tensión Nominal HV

[KV]

Lado LV Barra

Tensión Nominal LV

[KV]

Potencia Aparente Flujo [MVA]

T1_500KV B01V 500 B01W 230 229.69644

T1_230KV B01W 230 B01X 115 183.758475

T1_115KV B01X 115 B01Y 34.5 13.951568

T1_34.5KV B01Y 34.5 B01Z 13.8 5.7433362 Tabla 6.19 Flujo de potencia en las Transformadores de la Subestación Aldana.

Los resultados del análisis del flujo de potencia de los Transformadores de la subestación y

sistema eléctrico de potencia se encuentran en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta:

FLUJO DE POTENCIA/ Archivo Excel: FLUJO DE POTENCIA/ Pestaña: TRAFOS.

Para la selección de los transformadores se tiene en cuenta el aumento vegetativo anual de la demanda: U4K8$5 E8+8K5 E4 )5E8+5 UV3 - 1 83 - 1 113 % 3.6667 %

De acuerdo al valor anterior se obtiene el aumento vegetativo anual a 15 años: 1. 036673 1.7163 Con el anterior valor calculado se encuentra una estimación de la capacidad de los transformadores para los siguientes 15 años. A continuación se muestran los transformadores de potencia escogidos para la subestación de acuerdo a la solución



37

de flujo de potencia con el aumento vegetativo y los niveles básicos de aislamiento obtenidos:

Lado HV

Barra


Lado LV

Barra


Potencia Aparente

Flujo [MVA]

Crecimiento vegetativo

S_Calculado [MVA]

S_Seleccionada [MVA]

B01V 500 B01W 230 229.6964 1.7163 394.2224 450

B01W 230 B01X 115 183.7585 1.7163 315.3802 330

B01X 115 B01Y 34.5 13.9516 1.7163 23.9447 30

B01Y 34.5 B01Z 13.8 5.7433 1.7163 9.8571 10

Tabla 6.20 Transformadores Seleccionados para la Su bestación Aldana. Para la especificación de la relación de transformación de los transformadores de potencia se utiliza la siguiente fórmula: D W ;1 - UX - 200 =

Cálculo tipo del transformador de potencia de 500/2 30 KV Bancada Trifásica D 230/√3 ;1 - 3 - 3200 =

D 136.77 Características eléctricas de los Transformadores de Potencia de la Subestación:

Datos generales Bancada Trifásica 500 KV/230 KV (Barras B01V – B01W)

Tipo de Equipo Transformador Monofásico

Cantidad 3

Características del Transformador

Capacidad 150 MVA

Clase de Enfriamiento: FOA Enfriamiento por aceite y aire forzados

Número de Fases 1

Número de Devanados 2

Frecuencia 60 Hz

Relación de Transformación HV: 288.67 KV+/-5x2.5% LV: 136.77 KV

Tipo de Conexión Conexión Yy neutros sólidamente puestos a tierra en HV y LV

Desplazamiento Angular 0⁰

Tabla 6.21Bancada Trifásica 500/230 KV Subestación Aldana.



38

Datos generales Bancada Trifásica 230 KV/115 KV (Barras B01W – B01X)

Tipo de Equipo Transformador Monofásico

Cantidad 3


Capacidad 110 MVA

Clase de Enfriamiento: FOA Enfriamiento por aceite y aire forzados

Número de Fases 1


Frecuencia 60 Hz

Relación de Transformación HV: 132.79 KV +/-5x2.5% LV:68.553KV



Tabla 6.22 Bancada Trifásica 230/115 KV Subestación Aldana.

Datos generales Transformador Trifásico 115 KV/34.5 KV (Barras B01X-B01Y)

Tipo de Equipo Transformador Trifásico

Cantidad 1


Capacidad 30 MVA

Clase de Enfriamiento: ONAF Enfriamiento por aceite y aire no forzados

Número de Fases 3


Frecuencia 60 Hz

Relación de Transformación HV: 115 KV +/-5x2.5% LV: 35.7075 KV



Tabla 6.23 Transformador Trifásico 115/34.5 KV Sube stación Aldana.



39

Datos generales Transformador Trifásico 34.5 KV/13.8 KV (Barras 01Y-B01Z)

Tipo de Equipo Transformador trifásico

Cantidad 1


Capacidad 10 MVA

Clase de Enfriamiento: ONAF Enfriamiento por aceite y aire no forzados

Número de Fases 3


Frecuencia 60 Hz

Relación de Transformación HV: 34.5 Kv +/-5x2.5% LV: 14.3175 KV



Tabla 6.24 Transformador Trifásico 34.5/13.8 KV Sub estación Aldana.

6.4. TRANSFORMADORES DE PROTECCIÓN Y MEDIDA

6.4.1. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

Son utilizados para transformar la corriente y aislar los elementos de protección y de medida. Para el cálculo de los transformadores de corriente se tiene en cuenta la corriente nominal (se obtiene del flujo de potencia), la corriente de límite térmico (se obtiene del análisis de fallas) y la corriente dinámica entre los aspectos más importantes.

Límite térmico í$8K Ké'$8)5 1.2 QC2

Corriente de Límite Térmico

] 2/^PCPA

Corriente de Límite Dinámico W 1.8 √2 2/^PCPA

Tensión lado secundario del Transformador



40

D 20 DSP U_Oà Para especificar la corriente nominal de los CT’S, se tendrán en cuenta las relaciones típicas de transformadores de corriente al igual que el nivel de cargabilidad según la norma de la ANSI, que se muestran en: la Tabla 6.25 Relaciones de Transformación para CT´s ANSI, Tabla 6.26 Cargabilidad para medida CT´s ANSI y Tabla 6.27 Cargabilidad para protección CT´s ANSI. Las Tabla 6.25, 6.26, 6.27 se encuentran en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta:

TABLAS/ Archivo Word: TABLAS / pagina 9/ Tabla 6.25 Relaciones de Transformación para CT´s

ANSI, Tabla 6.26 Cargabilidad para medida CT´s ANSI y Tabla 6.27 Cargabilidad para

protección CT´s ANSI respectivamente.

Se usará el valor de 5 [A], para el lado de baja según se especifica en la Norma ANSI. A continuación se muestra el cálculo del CT correspondiente a la línea llamada Línea

(500 KV). í$8KKé'$8)5 1,2 QC2 1,2 0.0778 0.0934 #KA( Corriente de límite térmico ] defghgi 2.5546 #KA( Corriente de límite dinámico j 1.8 √2 defghgi 1.8 √2 2.5546 6.5031 #L(

Para este tipo de CT´s, se seleccionó un burden de 1 [Ω].

Para el cálculo de la tensión secundaria del transformador, se usa la siguiente ecuación: k 20 k>g U_Oà

Para este caso, se obtiene: k 20 5 1 100

Parámetros para determinar los CT de las líneas de transmisión:

Líneas Desde barra

A barra Tensión I

Operación [KA]

Limite Térmico

[KA]

I Limite Térmico

COCI [KA]

I dinámica

[KA]

Línea B01V B02V 500KV 0.0778 0.0934 2.5546 6.5031

Línea(15) B16V B01V 500KV 0.1928 0.2313 2.5592 6.5146

Línea(16) B01W B02W 230KV 0.0579 0.0695 2.2940 5.8396



41

Línea(33) B01W B18W 230KV 0.1718 0.2061 4.3444 11.0589

Línea(34) B01X B02X 115KV 0.4849 0.5819 3.8667 9.8431

Línea(52) B19X B01X 115KV 0.3407 0.4088 3.8225 9.7306

Línea(53) B01Y B02Y 34,5KV 0.1943 0.2332 1.2765 3.2495

Línea(72) B20Y B01Y 34,5KV 0.0887 0.1065 1.1804 3.0047

Línea(73) B01Z B02Z 13,8KV 0.1408 0.1689 5.3923 13.7266

Línea(98) B01Z B26Z 13,8KV 0.1267 0.1520 5.8743 14.9535 Tabla 6.28 Parámetros para selección CT´s en las lí neas.

Transformadores de corriente de las líneas de trans misión:

I CT Primaria Nominal ANSI [A]

I CT Secundaria

Nominal [A]

Z Burden

[Ω]

S Nominal

[VA]

V secundarios

[V]

V primaria [KV]

Clase de Precisión

Equipo seleccionado

Referencia ABB

Numero de espiras

100 5 1 25 100 500 1 IMB 800 1

300 5 1 25 100 500 1 IMB 800 1

100 5 1 25 100 230 1 IMB 245 8

300 5 1 25 100 230 1 IMB 245 4

600 5 1 25 100 115 1 IMB 145 2

500 5 1 25 100 115 1 IMB 145 2

300 5 1 25 100 34,5 1 IMB 72 4

200 5 1 25 100 34,5 1 IMB 72 8

200 5 1 25 100 13,8 1 KON 11 E-7524A25G11

200 5 1 25 100 13,8 1 KON 11 E-7524A25G11

Tabla 6.29 Transformadores de Corriente para las Lí neas de Transmisión de la Subestación Aldana.

Las referencias de los equipos seleccionados se indican según la información encontrada en los

catálogos que se encuentran en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta:

CATALOGOS/Carpeta: CT’s PT’s CATALOGOS/ Archivo PDF: ABB Y KON-11/paginas I-5 y 4

respectivamente.

Parámetros para determinar los CT de los transforma dores de potencia:



42

Lado de alta tensión


Barra


I Operación HV [KA]

Limite Térmico

[KA]

I Limite Térmico

COCI [KA]

I dinámica [KA]

T1_500KV B01V 500 0.2660 0.3192 3.3937 8.6390

T1_230KV B01W 230 0.4694 0.5632 7.2156 18.3679

T1_115KV B01X 115 0.0687 0.0825 2.1550 5.4856

T1_34.5KV B01Y 34.5 0.0939 0.1127 1.9173 4.8806 Tabla 6.30 Parámetros para selección CT´s en los Tr ansformadores Lado Alta.

Transformadores de corriente CT en el lado de alta

I CT Primaria Nominal ANSI [A]

I CT Secundaria

Nominal [A]

Z Burden [Ω]

S Nominal

[VA]

V secundarios

[V]

V primaria

[KV]

Clase de Precisión

Equipo seleccionado

Referencia ABB

Numero de

espiras

400 5 0.2 5 20 500 1 IMB 800 1

600 5 0.2 5 20 230 1 IMB 245 2

100 5 0.2 5 20 115 1 IMB 145 8

200 5 0.2 5 20 34.5 1 IMB 72 8

Tabla 6.31 Transformadores de Corriente para los Tr ansformadores Lado Alta de la Subestación Aldana.



CATALOGOS/Carpeta: CT’s PT’s CATALOGOS/ Archivo PDF: ABB/paginas I-5.

Lado de baja tensión

Transformador Lado LV Barra

Tensión Nominal LV

[KV]

I Operación LV [KA]

Limite Térmico [KA]

I Limite Térmico

COCI [KA]

I dinámica [KA]

T1_500KV B01W 230 0.5867 0.7041 7.3777 18.7805

T1_230KV B01X 115 0.9050 1.0860 14.4312 36.7358

T1_115KV B01Y 34.5 0.2282 0.2738 7.1832 18.2854

T1_34.5KV B01Z 13.8 0.2428 0.2913 4.7932 12.2015 Tabla 6.32 Parámetros para selección CT´s en los Tr ansformadores Lado Baja.



43

Transformadores de corriente CT en el lado de baja

I CT Primaria Nominal

ANSI [A]

I CT Secundaria

Nominal [A]

Z Burden

[Ω]

S Nominal

[VA]

V secundarios

[V]

V primaria

[KV]

Clase de Precisión

Equipo seleccionado

Referencia ABB

Numero de espiras

800 5 0.2 5 20 230 1 IMB 245 2

1200 5 0.2 5 20 115 1 IMB 145 2

300 5 0.2 5 20 34.5 1 IMB 72 4

300 5 0.2 5 20 13.8 1 KON 11 E-7524A25G12

Tabla 6.33 Transformadores de Corriente para los Tr ansformadores Lado Baja de la Subestación Aldana.



CATALOGOS/Carpeta: CT’s PT’s CATALOGOS/ Archivo PDF: ABB Y KON-11/paginas I-5 y 4

respectivamente.

Transformadores de corriente para las cargas

Nodo Tipo Tipo P Q I

Nombre Nombre MW Mvar A

B01Z C_Servicios Carga 0.7 0.2 30.4578

Carga S [MVA] Tensión Nominal

[KV]

I Operación [KA]

Limite Térmico [KA]

C_Servicios 0.728 13.8 0.0305 0.0365 Tabla 6.34 Parámetros para selección CT´s en las Ca rgas de la Subestación.

I CT Primaria Nominal

ANSI [A]

I CT Secundaria

Nominal [A]

Z Burden

[Ω]

S Nominal

[VA]

V secundarios

[V]

V primaria

[KV]

Clase de Precisión

Equipo seleccionado

Referencia ABB

Numero de estilo

50 5 0.2 5 20 13.8 1 KON 11 E-7524A25G06 Tabla 6.35 Transformadores de Corriente para las Ca rgas de la Subestación

Aldana. La referencia del equipo seleccionado se indican según la información encontrada en el

catálogo que se encuentran en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta:

CATALOGOS/Carpeta: CT’s PT’s CATALOGOS/ Archivo PDF: KON-11/pagina 4.



44

6.4.2. TRANSFORMADORES DE POTENCIAL

Son utilizados para transformar la tensión y aislar los instrumentos de protección y medición conectados a los circuitos de alta tensión. Para especificar la corriente nominal de los PT’S, se tendrán en cuenta el nivel de cargabilidad según la norma de la ANSI, que se muestran en: Tabla 6.36 Cargas Normales para PT’s ANSI C.57.13, Tabla 6.37 Precisiones para aparatos de medición PT’s. Las Tabla 6.36, 6.37 se encuentran en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta: TABLAS/

Archivo Word: TABLAS / pagina 10/ Tabla 6.36 Cargas Normales para PT’s ANSI C.57.13, Tabla

6.37 Precisiones para aparatos de medición PT’s respectivamente.

Para la selección de los transformadores de potencial en cada barra de la subestación, con tensión nominal inferiores a 115 Kv (34.5 KV y 13.8 KV) se seleccionaron PT´s tipo divisor de tensión inductivo y se toma como base las tensiones nominales para las cuales están diseñadas las barras. La tensión nominal primaria es de fase: BQC2 4√3

La tensión nominal secundaria para transformadores conectados a tensiones mayores a 25 KV es: DQC2 115 . Y para tensiones primarias menores de 25 KV la tensión secundaria es: DQC2 120 .

Teniendo en cuenta los valores de consumo de potencia de los aparatos más comunes conectados a estos transformadores, se supone una carga conectada de 75 VA. De la Tabla 6.36 Cargas Normales para PT’s ANSI C.57.13 y de acuerdo a la potencia anteriormente nombrada, se toman transformadores de potencial de designación (BURDEN) en Y; y se escoge la precisión del equipo de 0.3 para aparatos de medición según Tabla 6.37 Precisiones para aparatos de medición PT’s. Los transformadores se potencial seleccionados para los niveles de tensión de 34.5 KV y 13.8 KV son:

Barra Tensión L-L [Kv]

Tensión fase

primaria [Kv]

Tensión secundaria

[V]

Burden [VA]

Precisión Tipo Referencia

B01Y 34.5 19.9186 115 75 – Y 0.3 VOZZ -20G 7882A42G01

B01Z 13.8 7.9674 120 75 – Y 0.3 VOY 15G 7526A63G02 Tabla 6.38 Transformadores de potencial para 34.5 K V y 13.8 KV



45



CATALOGOS/Carpeta: CT’s PT’s CATALOGOS/ Archivo PDF: VOZZ-20G y VOY-15G

respectivamente.

DIVISOR DE TENSIÓN CAPACITIVO Este tipo de transformador de potencial se justifica utilizar en niveles de tensión elevados donde el transformador de potencial clásico de devanados no se usa por su gran volumen y consecuente costo. Para la subestación se van a utilizar CVT’s en los niveles de tensión de 500 Kv, 230 Kv y 115Kv.

Figura 6.4 Divisor de Tensión Capacitivo.

Calculo tipo Divisor de Tensión Capacitivo conectad o a la barra 01V con tensión 500 Kv: La tensión nominal primaria es: B_QC2 500√3 m

La tensión nominal secundaria para transformadores conectados a tensiones mayores a 25 KV es (Norma ANSI): D_QC2 115 . Para seleccionar los capacitores se toma como partida un valor de n1 1 Jo y un valor de 2 4 m. Entonces el valor de C2 se calcula así:

n2 ;12 < 1= n1 p √0 m4 m < 1q 1Jo 71.1688 Jo

Para eliminar el efecto capacitivo se busca que rs tuv vista hacia el primario del transformador.



46

tuv 1w nuv 1w Gn1 - n2H 1120 G1 Jo - 71.1688 JoH 36.7553 mΩ

Entonces el valor de la inductancia es: tuvw 36.7553mΩ120 97.4963 *

La relación de transformación para mantener en los elementos a conectar al el divisor de tensión capacitivo en 115 V es: & 4000115

Para escoger la precisión del equipo se toma un valor de 1,2 para aparatos de medición según norma ANSI y Tabla 6.37 Precisiones para aparatos de medición PT’s. La Tabla 6.37 se encuentra en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta: TABLAS/ Archivo

Word: TABLAS / pagina 10/Tabla 6.37 Precisiones para aparatos de medición PT’s.

Resultados de la selección de transformadores de po tencial Potencial nominal: Teniendo en cuenta los valores de consumo de potencia más comunes de los aparatos conectados a estos transformadores.

Barra Tensión L-L [Kv]

Tensión fase

primaria [Kv]

Tensión secundaria

[V]

Burden [VA] Precisión Tipo Referencia

B01V 500 288.675 115 70 1.2 CPA CPA 550

B01W 230 132.79 115 70 1.2 CPA CPA 245

B01X 115 66.3953 115 70 1.2 CPA CPA 123

B01Y 34.5 19.9186 115 75 – Y 0.3 VOZZ -20G 7882A42G01

B01Z 13.8 7.9674 120 75 – Y 0.3 VOY 15G 7526A63G02 Tabla 6.39 Especificación de los Transformadores de potencial los diferentes

niveles de tensión de la Subestación Aldana. Las referencias de los equipos seleccionados se indican según la información encontrada en los


CATALOGOS/Carpeta: CT’s PT’s CATALOGOS/ Archivo PDF: ABB, VOZZ-20G y VOY-15G

respectivamente.



47

6.5. SELECCIÓN DE DISPOSITIVOS DE PROTECCION CONTRA SOBRETENSIONES DPS

BIL EXTERNO

CORREGIDO [KV]

Tensión nominal [Kv]

1504.62 500

810.18 230

501.54 115

192.9 34.5

96.45 13.8

Tabla 6.40 Parámetros para las especificaciones de los DPS. Los pararrayos son los encargados de limitar las sobretensiones en la subestación.Para el cálculo de los DPS es necesario tener en cuenta la energía que se va a disipar y la tensión nominal de operación. CALCULO TIPO DE 500 KV Se calcula la máxima tensión de operación continua (MVOC) de los DPS: ynz defide√3

ynz 525√3 303.1089 #( Del catálogo de Siemens se busca un valor de MCOV que sea igual o mayor al valor anteriormente calculado. Se obtuvo: ynz 318 #( El catálogo de Siemens se encuentran en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta:

CATALOGOS/Carpeta: DPS CATALOGOS/ Archivo PDF: Siemens/pagina 10.

Luego se calculan los márgenes de protección para mirar si el DPS seleccionado cumple con los requisitos: y1 PCS|AWCG1.15H < oz_oz_ 100 ~ 20%

FOWR: Nivel de protección frente de onda. (Tomado de catálogo de fabricante para el MCOV seleccionado). y1 1504.62 G1.15H < 10751075 100 ~ 20%



48

y1 60.9593 % ~ 20% y2 PCS|AWC < OO 100 ~ 20%

DV=Tensión de descarga al impulso rayo (Tomado de catálogo de fabricante para una onda de 8/20 us para 10 KA). y2 1504.62 < 931931 100 ~ 20%

y2 61.6133 % ~ 20% y3 PCS|AWC 0.83 < VV_VV_ 100 ~ 15%

SSR: Tensión de descarga al impulso ante el impulso por conmutación. (Tomado de catálogo de fabricante para una onda de 45/90 us para 1 KA). y3 1504.62 0.83 < 791791 100 ~ 15%

y3 57.8805 % ~ 15% Como se observa el DPS seleccionado cumple con los márgenes de protección, así pues este es el equipo adecuado para 500 KV. Distancia máxima del pararrayos al equipo a protege r. Dmax 300 GVm < VoH2 jj

Donde: Vm= BIL_corregido*(0.2-1.0) Vo = Tensión máxima de descarga del pararrayos onda 8/20 us. j = Pendiente del frente de onda=1000 Kv/µs.

Vm = Tensión máxima del equipo. Dmax 300 G1504.62 0.8 < 931H2 G1000H 40.9044 #m(



49

A continuación se muestra un resumen de los parámetros de los DPS, márgenes de protección para todos los niveles de tensión y el DPS seleccionado.

Tensión nominal

[Kv]

Tensión Máxima

[KV]

BIL Corregido

MCOV Calculado TYPE MCOV

TOV for 0.1s [Kv]

FOWR [Kv

cresta]

Protective level

dischargue voltaje for 8/20 us. Para 10Ka

[Kv] cresta

Protective level

dischargue voltaje for 45/90 us.

Para 1Ka [Kv] cresta

500 525 1504.62 303.108 Siemens 318 496 1075 931 791

230 245 810.18 141.450 Siemens 144 225 475 432 378

115 123 501.54 71.0141 Siemens 76 119 253 230 189

34.5 36.5 192.9 21.0733 VariSTAR 22 32.34 78.5 69.5 58.2

13.8 17.5 96.45 10.1036 VariSTAR 10.2 14.994 36.6 32.4 27

Tabla 6.41 Parámetros de los DPS.

Tensión nominal [Kv]

Numero de catalogo MP1 [%] MP2 [%] MP3 [%] Dmax arrester [m]

500 3EQ4 396-4PV52-4NH1 60.9593 61.6133 57.8805 40.9044

230 3EQ1 180-2PJ32-4NH5 96.1488 87.5417 77.8967 32.4216

115 3EQ1 096-2PE31-4NH5 127.9727 118.0609 120.2530 25.6848

34.5 AZEH004G022027 182.5924 177.5540 175.0979 12.7230

13.8 AZEH002G008010 203.0533 197.6852 196.4944 6.7140

Tabla 6.42Márgenes de Protección y Selección de los DPS.

Los datos característicos y las referencias de los equipos seleccionados se indican según la

información encontrada en los catálogos se encuentran en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/

Carpeta: CATALOGOS/Carpeta: DPS CATALOGOS/ Archivo PDF: Siemens y VARISTAR. Las características mecánicas de cada DPS seleccionado pueden apreciarse en los catálogos respectivos.

6.6. ESPECIFICACIÓN DE LOS INTERRUPTORES DE CORRIENTE (DISYUNTORES)

Los interruptores son dispositivos cuya función principal es dar cierre y apertura de un circuito eléctrico bajo carga en condiciones normales, así como bajo condiciones de corto-circuito. Además sirve para conectar o desconectar cualquier circuito energizado, cualquier tipo de carga, líneas aéreas o cables. El interruptor es una de las partes o dispositivos más importantes en la subestación, ya que su rápida acción o su comportamiento determinan el nivel de confiabilidad que se puede tener en un sistema eléctrico de potencia.



50

El interruptor está en capacidad de interrumpir corrientes eléctricas de intensidades y de factores muy diferentes como son las corrientes de cortocircuito; por ello es necesario especificar correctamente estos dispositivos considerando los datos de fallas respectivos y basados en la IEC 62271-100. Tensión de restablecimiento TTR: La tensión nominal transitoria de restablecimiento (TRV) es la tensión transitoria de cresta expresada en KV, que equivale al primer polo cuando se interrumpe una falla trifásica a la corriente nominal de cortocircuito. La tensión nominal transitoria de restablecimiento (UP) se calcula de la siguiente manera (Con base en IEC 62271-100):

U3 U mBB √2√3

UP m/ U3 Dónde: U = Tensión Nominal Máxima. U3 Primera Tensión Referencia [KV]. UP Valor Cresta de TTR [KV] mBB Factor de primer polo. m/ Factor de amplitud (1,4 para fallas terminales). El factor del primer polo ( mBB) depende del sistema de puesta a tierra de la red, y se utiliza para calcular la tensión transitoria de restablecimiento para fallas trifásicas. En general, rigen los siguientes casos: - mBB 1,3 equivale a fallos trifásicos en redes con neutro a tierra. - mBB 1,5 equivale a fallos trifásicos en redes aisladas o redes compensadas con bobina. - mBB 1,0 equivale a casos especiales, por ejemplo redes ferroviarias bifásicas. Otro factor importante al seleccionar el disyuntor adecuado es la corriente nominal, la corriente de limite térmico o corriente de corto circuito y la corriente de limite dinámico.

Límite térmico í$8K Ké'$8)5 1.2 QC2

Corriente de Límite Térmico ] 2/^PCPA

Corriente de Límite Dinámico W 1.8 √2 2/^PCPA



51

A continuación se resumen las características de los disyuntores utilizados en las líneas y transformadores de la subestación. INTERRUPTORES DE LAS LINEAS

Líneas

Desde

barra

A barr

a

Tensión

Nominal

[KV]

Tensión

Máxima [KV]

BIL sin

corregir

[KV]

Corriente

Operación [KA]

Corriente

nominal coci a 1s [kA]

I dinámi

ca [KA]

Factor de

primer

polo Kpp

Factor de

amplitud Kaf

Corriente de

Poder de cierre asignado en coci

[kA]

Tensión Transitoria

de Restableci

miento [KV]

basada IEC

CATALOGO ABB

Línea B01

V B02

V 500 525 1950 0.08 2.55 6.50 1.3 1.4 6.642 780.162 LTB 800E4

Línea(15)

B16V

B01V

500 525 1950 0.19 2.56 6.51 1.3 1.4 6.654 780.162 LTB 800E4

Línea(16)

B01W

B02W

230 245 1050 0.06 2.29 5.84 1.5 1.4 5.964 420.087 LTB 245E1

Línea(33)

B01W

B18W

230 245 1050 0.17 4.34 11.06 1.5 1.4 11.295 420.087 LTB 245E1

Línea(34)

B01X

B02X

115 123 650 0.48 3.87 9.84 1.5 1.4 10.054 210.901 LTB 145D1/B

Línea(52)

B19X

B01X

115 123 650 0.34 3.82 9.73 1.5 1.4 9.939 210.901 LTB 145D1/B

Línea(53)

B01Y

B02Y

34.5 36.5 250 0.19 1.28 3.25 1.5 1.4 3.319 62.584 OVB-VBF

40.5

Línea(72)

B20Y

B01Y

34.5 36.5 250 0.09 1.18 3.00 1.5 1.4 3.069 62.584 OVB-VBF

40.5

Línea(73)

B01Z

B02Z

13.8 17.5 125 0.14 5.39 13.73 1.5 1.4 14.020 30.006 OVB-SDB 15.20.25

Línea(98)

B01Z

B26Z

13.8 17.5 125 0.13 5.87 14.95 1.5 1.4 15.273 30.006 OVB-SDB 15.20.25

Tabla 6.43 Selección de Interruptores de las Líneas de Transmisión Los datos característicos y las referencias de los equipos seleccionados se indican según la


Carpeta: CATALOGOS/Carpeta: DISYUNTORES_CATALOGOS/ Archivo PDF: ABB-Interruptores de

Tanque Vivo (pagina J-8), interruptor34.5 e interruptor 13.8 respectivamente.

INTERRUPTORES DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA LADO DE ALTA

Transformador

Lado HV

Barra

Tensión

Nominal HV [KV]

I Operación HV [KA]

Corriente

nominal coci a

1s [kA]

I dinámica [KA]

Tensión

Máxima [KV]

Factor de

primer polo Kpp

Factor de

amplitud Kaf

Corriente de

Poder de

cierre asignad

o en coci [kA]

Tensión Transitoria de Restablecimie

nto [KV] basada IEC

CATALOGO ABB

T1_500KV B01V 500 0.2660 3.3937 8.6390 525 1.3 1.4 8.8237 780.1625 LTB 800E4

T1_230KV B01W 230 0.4694 7.2156 18.367 245 1.5 1.4 18.7605 420.0875 LTB 245E1

T1_115KV B01X 115 0.0687 2.1550 5.4856 123 1.5 1.4 5.6029 210.9011 LTB

145D1/B

T1_34.5KV B01Y 34.5 0.0939 1.9173 4.8806 36.5 1.5 1.4 4.9849 62.5845 OVB-VBF

40.5

Tabla 6.44Selección de Interruptores de los Transfo rmadores Lado Alta.



52





LADO DE BAJA

Transformador

Lado LV

Barra

Tensión

Nominal LV [KV]

I Operación LV [KA]

Corriente

nominal coci a 1s [kA]

I dinámica [KA]

Tensión

Máxima [KV]

Factor de prim

er polo Kpp

Factor de

amplitud Kaf

Corriente de Poder

de cierre

asignado en coci [kA]

Tensión Transitoria de Restablecimie

nto [KV] basada IEC

CATALOGO ABB

T1_500KV B01W 230 0.5867 7.3777 18.780 245 1.5 1.4 19.182 420.0875 LTB 245E1

T1_230KV B01X 115 0.9050 14.431 36.735 123 1.5 1.4 37.521 210.9011 LTB 145D1/B

T1_115KV B01Y 34.5 0.2282 7.1832 18.285 36.5 1.5 1.4 18.676 62.5845 OVB-VBF 40.5

T1_34.5KV B01Z 13.8 0.2428 4.7932 12.201 17.5 1.5 1.4 12.462 30.0062 OVB-SDB 15.20.25

Tabla 6.45Selección de Interruptores de los Transfo rmadores Lado Baja.





6.7. ESPECIFICACIÓN DE SECCIONADORES

Estos dispositivos permiten al operario de una forma visual y más segura conocer el estado de apertura del circuito en caso de tener que realizar algún trabajo en la subestación, los seccionadores sólo deben ser operados en circuitos sin carga. Los seccionadores especificados en la subestación, son de accionamiento tripolar y deben ser pintados de color rojo para que sean visibles desde lugares lejanos. Además deben incluir mecanismos de operación con mando manual y monitorizado, cuando se accione el mando monitorizado se debe bloquear el mando manual. Los seccionadores son del tipo apertura central horizontal dado que estos son utilizados en los niveles de tensión manejados, y su impacto visual es menor. Para la selección de los seccionadores se tuvo en cuenta la tensión nominal puesto que estos equipos abren circuitos con tensión pero no con corriente, también es importante tener en cuenta la corriente nominal, la corriente de limite térmico y la corriente de limite dinámico.



53

Seccionadores de las líneas

Líneas Desde barra

A barra Tensión Nominal

[KV]

Corriente Operación

[KA]

Corriente nominal coci a 1s

[kA]

Corriente de Poder de

cierre asignado en

coci [kA]

Equipo Seleccionado

Línea B01V B02V 500 0.0778 2.5546 6.6421 RUHRTAL 800KV Apertura central

horizontal

Línea(15) B16V B01V 500 0.1928 2.5592 6.6539 RUHRTAL 800KV Apertura central

horizontal

Línea(16) B01W B02W 230 0.0579 2.2940 5.9645 RUHRTAL 800KV Apertura central

horizontal

Línea(33) B01W B18W 230 0.1718 4.3444 11.2953 RUHRTAL 800KV Apertura central

horizontal

Línea(34) B01X B02X 115 0.4849 3.8667 10.0535 RUHRTAL de doble apertura lateral.

Línea(52) B19X B01X 115 0.3407 3.8225 9.9386 RUHRTAL de doble apertura lateral.

Línea(53) B01Y B02Y 34.5 0.1943 1.2765 3.3189 RUHRTAL de doble apertura lateral.

Línea(72) B20Y B01Y 34.5 0.0887 1.1804 3.0689 RUHRTAL de doble apertura lateral.

Línea(73) B01Z B02Z 13.8 0.1408 5.3923 14.0200 SIEMENS 3DA/3DC

24KV

Línea(98) B01Z B26Z 13.8 0.1267 5.8743 15.2732 SIEMENS 3DA/3DC

24KV

Tabla 6.46Selección de Seccionadores de las Líneas de Transmisión.



Carpeta: CATALOGOS/Carpeta: SECCIONADORES CATALOGOS/ Archivo PDF: RUHRTAL y

SECCIONADORES_SIEMENS respectivamente.

Seccionadores de transformador en alta tensión


Barra


I Operación

HV [KA]


[kA]

I dinámica [KA]

Corriente de Poder de cierre


Equipo Seleccionado

T1_500KV B01V 500 0.2660 3.3937 8.6390 8.8237 RUHRTAL 800KV Apertura central

horizontal

T1_230KV B01W 230 0.4694 7.2156 18.3679 18.7605 RUHRTAL 800KV Apertura central

horizontal

T1_115KV B01X 115 0.0687 2.1550 5.4856 5.6029 RUHRTAL de doble apertura lateral.

T1_34.5KV B01Y 34.5 0.0939 1.9173 4.8806 4.9849 RUHRTAL de doble apertura lateral.

Tabla 6.47 Selección de Seccionadores de los Transf ormadores Lado Alta.



54

Los datos característicos y las referencias del equipo seleccionado se indican según la


Carpeta: CATALOGOS/Carpeta: SECCIONADORES CATALOGOS/ Archivo PDF: RUHRTAL.

Seccionadores de transformador en baja tensión

Transformador Lado LV

Barra


I Operación

LV [KA]


[kA]

I dinámica [KA]

Corriente de Poder de cierre


Equipo Seleccionado

T1_500KV B01W 230 0.5867 7.3777 18.7805 19.1820 RUHRTAL 800KV Apertura central

horizontal

T1_230KV B01X 115 0.9050 14.4312 36.7358 37.5211 RUHRTAL de doble apertura lateral.

T1_115KV B01Y 34.5 0.2282 7.1832 18.2854 18.6763 RUHRTAL de doble apertura lateral.

T1_34.5KV B01Z 13.8 0.2428 4.7932 12.2015 12.4623 SIEMENS 3DA/3DC

24KV

Tabla 6.48 Selección de Seccionadores de los Transf ormadores Lado Baja. Los datos característicos y las referencias de los equipos seleccionados se indican según la


Carpeta: CATALOGOS/Carpeta: SECCIONADORES CATALOGOS/ Archivo PDF: RUHRTAL y

SECCIONADORES_SIEMENS respectivamente.

7. DISEÑO DE LAS BARRAS COLECTORAS

El objetivo del cálculo realizado para las barras colectoras es encontrar el material, tipo y forma del conductor de las barras con menores perdidas posibles por efecto corona y dando garantía de la seguridad de la instalación, con base en los esfuerzos estáticos y dinámicos que deben soportar, éste cálculo se hará con conductores ACSR flexibles.

Barra Tensión Nominal

[KV]

Tensión Barra [KV]

Tensión Barra [p.u.]

Ángulo [deg]

Flujo de potencia

Activa [MW]


Corriente [KA]

B01V 500 498.5777 0.9972 -7.6792 177.0418 145.3165 0.2652

B01W 230 226.0308 0.9827 -8.7144 185.1548 161.2181 0.6271

B01X 115 117.2304 1.0194 -9.8853 145.6013 102.3168 0.8764

B01Y 34.5 35.2969 1.0231 -10.9824 14.5171 10.3443 0.2916

B01Z 13.8 13.6594 0.9898 -12.3478 3.7241 4.5722 0.2492 Tabla 7.1 Flujo de Potencia en las Barras de la Sub estación.



55

Los anteriores resultados se encuentran en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta: FLUJO

DE POTENCIA/ Archivo Excel: FLUJO DE POTENCIA/ Pestaña: BARRAS.

7.1. EFECTO CORONA

Para la correcta selección del conductor para niveles de tensión de 500 KV y 230 KV, su selección se hizo de acuerdo al efecto corona, puesto que es la condición más crítica para estos niveles de tensión. Se escogen dos conductores por fase para cada nivel de tensión con una separación de 40 cm para 500 KV y 20 cm para el resto de niveles, para así reducir la corriente a la mitad para cada conductor.

BARRA Tensión Nominal

L-L [KV]

Corriente nominal de barra [KA]

# conductores por fase

Corriente de diseño [KA]

B01V 500 0.265230521 2 0.13261526

B01W 230 0.62709773 2 0.31354887

B01X 115 0.876420727 2 0.43821036

B01Y 34.5 0.291572178 2 0.14578609

B01Z 13.8 0.249248112 2 0.12462406 Tabla 7.2 Especificaciones para la selección de los conductores de las Barras

colectoras de la Subestación.

Para encontrar el conductor adecuado para los diferentes niveles de tensión se utilizó un libro de EXCEL para realizar las iteraciones necesarias para cumplir con el coeficiente de seguridad para efecto corona, el cual tiene que ser mayor a 1.0. A continuación se muestran los conductores seleccionados una vez realizadas las respectivas iteraciones:

BARRA Tensión

Nominal L-L [KV]

Tipo de conductor

Nombre conductor

sección [mm^2]

Diámetro conductor

[mm]

PESO [Kg/m]

Carga de ruptura

[kg]

Corriente Nominal

[A]

B01V 500 ACSR CHUKAR 975.482 40.691 3.0865 23133.1 1434

B01W 230 ACSR OSTRICH 176.709 17.272 0.6127 5728.8 492

B01X 115 ACSR WAXWING 142.645 15.469 0.4316 3120.7 448

B01Y 34.5 ACSR WAXWING 142.645 15.469 0.4316 3120.7 448

B01Z 13.8 ACSR SWAN 24.672 6.35 0.0854 832.3 139

Tabla 7.3 Conductores de las Barras colectoras de l a Subestación. Cálculo tipo para el nivel de 500 KV. Pí]AP//DS]AS/ ~ 1.0



56

Figura 7.1 Configuración de los conductores para la barra colectora de 500KV.

O2 O/ OP OP/ √6.75615 6.75615 2 6.75615 8.5122#$(

_y:/X J ' _Q3 2 40.6912 100 G0,42 H3 0.090212 #$( Gradiente crítico: +C 30 $ $7 G1 < 0,007 'H 1 < GJ < 1H '_

+C 30 0,9 0,9 0,690977 G1 < 0,007 2.03455H 1 < G2 < 1H 2.0345520

+C 16.8175 /)$ Tensión crítica: Pí]AP/ +C J ' lnG O$ 2 *%&''&7 )54)K5'&7_y:/X 4 *%&''&7 )54)K5'&7 - O$H

Pí]AP/ 16.8175 2 2.03455 ln 8.5122 2 14.55090.090212 4 14.5509 - 8.5122

Pí]AP/ 308.358 #( 308.358 √0

~ 1.0



57

1.06818 ~ 1.0 )M$4 )K5 )5'5J& A continuación se muestra un resumen de los factores de seguridad para cada uno de los niveles de tensión:

BARRA Tensión Nominal L-L [KV]

Separación de fases

[m]

Radio conductor

[cm]

Altura Barras

Colectoras [m]

Separación del haz

[cm]

Gradiente critico

[Kv/cm]

Tensión critica

[Kv/cm]

Factor de seguridad

B01V 500 6.75615 2.03455 14.550975 40 16.817463 308.356691 1.06817891

B01W 230 3.30095 0.8636 8.536625 20 17.2474042 136.348974 1.02679718

B01X 115 1.79547 0.77345 5.893745 20 17.4286447 108.757245 1.63802674

B01Y 34.5 0.713252 0.77345 3.713252 20 17.4286447 84.1593661 4.22516806

B01Z 13.8 0.478792 0.3175 3.478792 20 18.9502833 38.1669307 4.79036689

Tabla 7.4 Análisis del Efecto Corona para las Barra s colectoras de la Subestación.

7.2. CARGAS DINÁMICAS Y ESTÁTICAS

El cálculo de las cargas dinámicas son aquellas asociadas con la corriente de cortocircuito más grande y la velocidad del viento máxima registrada, aunque existen otros factores que no se tendrán en cuenta. 45)8E&E2/Â2/ RASQ]C 90 #$9 ( Las corrientes de cortocircuito más grandes que circulan por las barras de la subestación se presentan cuando ocurre un cortocircuito trifásico en cada una de las barras.

Barra Barra de

Falla Tensión L-L

[p.u.] Tensión L-L

[KV] Angulo [deg]

Corriente Ik´´ [KA]

B01V 500KV B01V 0 0 0 7.329665

B01W 230KV B01W 0 0 0 14.10265

B01X 115KV B01X 0 0 0 18.90945

B01Y 34.5KV B01Y 0 0 0 10.18067

B01Z 13.8KV B01Z 0 0 0 11.94664 Tabla 7.5 Corrientes Máximas en las Barras de Subes tación.

Los anteriores resultados se encuentran en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta:

ANALISIS DE CORTOCIRCUITO/ Archivo Excel: FALLA_TRIFASICA/ Pestaña:

Falla_Trifasica_Subestacion.



58

En el cálculo de la carga estática solo se tendrá en cuenta la producida por el propio peso del conductor.

BARRA Tensión

Nominal L-L [KV]

Nombre conductor

PESO [Kg/m]

B01V 500 CHUKAR 3.0865

B01W 230 OSTRICH 0.6127

B01X 115 WAXWING 0.4316

B01Y 34.5 WAXWING 0.4316

B01Z 13.8 SWAN 0.0854 Tabla 7.6Peso de los conductores de las barras cole ctoras.

Calculo Tipo 500 KV Fuerza debida al corto circuito trifásico:

ogg 0.2 0.93 iQ E 9.81

gg=Corriente de corto-circuito [KA]. ogg= Fuerza debido a la corriente por unidad de longitud. E = Distancia entre fases en [m].

ogg 0.2 0.93 7.3296 6.75615 9.81

ogg 0.0350537 #+/$( Fuerza debido a la velocidad máxima registrada del viento: 0.0042 E E=Diámetro nominal del cable [m] = Velocidad máxima del viento. [Km/h] 0.0042 90 0.040691 1.38431 #+/$( Fuerza total soportada por la barra



59

ouhues Gogg - H - =Peso del conductor [Kg/m]. ouhues G0.0350537 - 1.38431H - 3.09 ouhues 3.3972 #+/$( Se analiza cuál es la longitud máxima del claro con coeficiente de seguridad de 4 de la siguiente manera: K2/^ .gD .g n&'+& E 'MKM'& K2/^ 7M'5 $á8$5 K2/^ 23133.14

K2/^ 5783.275 #+( Tomando la ecuación de la flecha e igualando el criterio de diseño se tiene: ouhues 8 K2/^ 150

4)9& 45J+8KME E4 )&%4 K2/^ 7M'5 $á8$5 8 K2/^150 ouhues 8 5783.275150 3.3972

90.7924 #$( Análisis de esfuerzos

Barra Tensión Nominal L-L [KV]

Corrientes de falla en

la barra [KA]

Número de conductores

por fase fcc [kg/m]

Velocidad del

viento máxima [km/h]

Esfuerzo originado

por el viento [kg/m]

Fuerza máxima

horizontal [kg/m]

B01V 500 7.329665 2 0.03505386 90 1.38430782 1.41936168

B01W 230 14.10265 2 0.26560082 90 0.58759344 0.85319426

B01X 115 18.90945 2 0.877903 90 0.52625538 1.40415838



60

B01Y 34.5 10.18067 2 0.64058478 90 0.52625538 1.16684016

B01Z 13.8 11.94664 2 1.31404901 90 0.216027 1.53007601 Tabla 7.7 Análisis de esfuerzos en los conductores de las barras colectoras.

Longitud del claro de barra

BARRA Tensión Nominal L-L [KV]

Nombre conductor

PESO [Kg/m]

Fuerza total

[kg/m]

Factor de seguridad

tmax [kg] Longitud

[m]

B01V 500 CHUKAR 3.0865 3.39721501 4 5783.275 90.7924086

B01W 230 OSTRICH 0.6127 1.05040075 4 1432.2 72.7189126

B01X 115 WAXWING 0.4316 1.46899262 4 780.175 28.3250798

B01Y 34.5 WAXWING 0.4316 1.2441039 4 780.175 33.4452237

B01Z 13.8 SWAN 0.0854 1.53245742 4 208.075 7.24152801 Tabla 7.8Fuerzas y Longitudes en los conductores de las barras colectoras.

8. COMPENSACIÓN DE REACTIVOS

Para la compensación se tomó el flujo de potencia aparente por la barra de 115 KV (B01X) multiplicado por un factor del 50%. Del análisis del flujo de potencia de las barras de la subestación se obtuvieron la potencia activa y reactiva que maneja la barra de 115 KV (B01X): Fs ¡h 145.6013 y ¢Fs ¡h 102.3168 yL' Los anteriores resultados se encuentran en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta: FLUJO

DE POTENCIA/ Archivo Excel: FLUJO DE POTENCIA/ Pestaña: BARRAS/fila: 6;Columna: Q y

fila: 6;Columna: R.

VFs ¡h £Fs ¡h - ¢Fs ¡h 177.9563 yL

¢ghd¤>kegih 177.95632 88.9782 yL'

Para calcular del condensador se toma la anterior potencia y la tensión nominal del sistema y encontramos el valor de la capacitancia necesaria para suplir compensación: <¥¦n ¥ ¢ghd¤>kegih/3

12n ¢ghd¤>kegih/3



61

1120 n 33 3 √0

§§.¨©§ 3 ª0

n 18 «o

Corriente nominal del compensador:

QC2AQ/T_PC2BSQD/WC ¢nzyàVLnza/3 88.9782 1063115 103√3

446.7095 #L( Para reducir la corriente de arranque debido a que en el momento de la conexión la capacitancia se comporta como un corto, se necesita un inductor para que limite la corriente, el cual se calcula de la siguiente forma: < - Ldidt - 1C ± i dt 0

Ldidt - 1C ± i dt

diEK - 1LC ± i dt

E8EK - 1n i 1 EEK

Respuesta Natural: E8EK - 1n i 0

S - 1LC 0

S3, ³<1LC ³j 1LC

8uGKH L sin wCK - cos wCK - 8 w 1√n

Respuesta forzada:



62

E8EK - 1n i 1 EEK

8 )5J7K&JK 8 1n 8 1 EEK

8 n EEK n EEK ·√2 sin wK¸

8uGKH L sin wCK - cos wCK - n EEK

Como w ~~~ w

8uGKH L sin wCK - cos wCK Condiciones iníciales: 8uG0H 0 `J K 0; E8uEK

Reemplazando las condiciones iníciales: 8uG0H 0 - 0 E8EK L w cos w K

`J K 0; E8EK L w

Como la corriente de cierre tiene que ser igual a la de apertura entonces: L 8/BS]@/ 8PASS 8/BS]@/ w 3√sg

8/BS]@/ £ssg

£n



63

Despejando se encuentra L, que va a limitar la corriente de arranque del condensador:

L √n8/BS]@/

De los datos del interruptor seleccionado (LTB 145D1/B) para este nivel de tensión (115KV), obtenemos la corriente nominal de corto-circuito: QC2AQ/T_PCPA 40 #L(

Marca ABB

Referencia LTB 145D1/B Tensión nominal (KV) 145

Frecuencia nominal (Hz) 60

BIL (KV) 650

Corriente nominal de servicio (A) 3150

Corriente nominal de cortocircuito (KA) 40

Tabla 8.1 Datos eléctricos del Interruptor seleccio nado.

Los datos del interruptor seleccionado se encuentran en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/

Carpeta: CATALOGOS / Carpeta: DISYUNTORES_CATALOGOS/Archivo PDF: ABB-Interruptores

De Tanque Vivo/página: J-8.

p 33 √3§3 ºª√040 100 q

49«*

Figura 8.1 Compensación de Reactivos.



64

9. BANCO DE BATERIAS

Las baterías forman una parte importante de las subestaciones transformadoras, ya que tienen como función principal almacenar la energía que se utiliza en el disparo de los interruptores, por lo que deben hallarse siempre en óptimas condiciones de funcionamiento. Dichas baterías forman parte de los servicios auxiliares de la subestación. El sistema de baterías se utiliza para energizar:

• Alumbrado 12 [KW].

• Motores de apertura de seccionadores y accionamientos eléctricos 3.5 [KW].

• Circuito de control 4 [KW].

• Comunicaciones y servicios de auxiliares 1.2 [KW].

»¼½¾¿ÀÁÂ Ã¼½ÂÄ ÅÆ. Ç ÈÉ

K5K&4 20700 w120 172.5 L

Se requiere una autonomía de las baterías de 4 Horas

)&&)8E&E %&K'8&7 4 #95'&7( 172.5 #L( 690 #L < 95'&( &)K5'WSDP/|/ 80%

)&&)8E&E %&K'8&7 690 #L < 95'&( 1.2

)&&)8E&E %&K'8&7 828 #L < 95'&( Las baterías que se utilizaran tienen las siguientes características:

Referencia: UL 65-12 Tescom Guardian. 12 #( n&&)8E&E 65 #L < 95'&(. Los datos característicos de las baterías se encuentran en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/

Carpeta: CATALOGOS/Carpeta: BATERIAS/ Archivo PDF: Guardian 65-12.

De acuerdo a estas características se tiene trece arreglos en paralelo de diez baterías en serie.



65

10. MALLA

Para el cálculo de la malla a tierra de una subestación eléctrica se tiene en cuenta la máxima corriente de falla cuyas corrientes se van a tierra, estas son la falla línea a tierra o monofásica y la falla doble línea a tierra o Bifásica. Las corrientes de falla para cada una de las barras de la subestación se presentan a continuación:

Barra i´´k Fase A

[KA] i´´k Fase B

[KA] i´´k Fase C

[KA]

B01V 500KV 3.774648 0 0

B01W 230KV 7.75145 0 0

B01X 115KV 12.33477 0 0

B01Y 34.5KV 9.145959 0 0

B01Z 13.8KV 10.48206 0 0

Tabla 10.1 Corrientes Falla Monofásica Barras de la Subestación

Los resultados del análisis de coto-circuito monofásico de las barras del sistema eléctrico de


CORTOCIRCUITO / Archivo Excel: FALLA_MONOFASICA.

Barra i´´k Fase A

[KA] i´´k Fase B

[KA] i´´k Fase C

[KA]

B01V 500KV 0 5.031943 4.933117

B01W 230KV 0 10.10536 9.90158

B01X 115KV 0 15.08829 14.77235

B01Y 34.5KV 0 9.646918 9.639884

B01Z 13.8KV 0 11.21785 11.31845

Tabla 10.2 Corrientes Falla Bifásica a Tierra Barra s de la Subestación

Los resultados del análisis de coto-circuito bifásico a tierra de las barras del sistema eléctrico de


CORTOCIRCUITO / Archivo Excel: FALLA_BIFASICA_TIERRA.

Según las tablas 10.1 y 10.2, la máxima corriente de falla se da en la barra B01X de 115 KV cuando ocurre una falla doble línea a tierra, éste es el valor de corriente con el cual se calculará la malla de tierra. )5)8 15088.29 #L( Los datos para el diseño de la malla de puesta a tierra de la subestación se presentan en la siguiente tabla:



66

RESISTIVIDAD DEL TERRENO 100 Ω.m

RESISTIVIDAD DE LA SUPERFICIE CON GRAVA 2500 Ω.m

PROFUNDIDAD DE ENTERRAMIENTO 0.5 m

ESPESOR DE GRAVA 0.18 m

LARGO DE LA MALLA 500 m

ANCHO DE LA MALLA 220 m

ÁREA 110000 m 2

TIEMPO DE DURACIÓN DE FALLA 0.1 s

FACTOR DE DECREMENTO DE LA CORRIENTE 1.125

FACTOR DE CRECIMIENTO DE LA SUBESTACIÓN 1.7163 Tabla 10.3 Datos de entrada al Programa: SUBDESIGN.

El programa SUBDESIGN fue elaborado por compañeros estudiantes UIS como proyecto de

grado de pre-grado.

El diseño se realizó siguiendo la metodología propuesta por norma IEEE Std.80-2000, a continuación se presenta los resultados obtenidos después de realizadas las iteraciones necesarias en dicho programa para obtener el diseño optimo, modificando los conductores paralelos largos, los cortos y la cantidad de electrodos de tierra. Calculo de las tensiones de paso y de contacto máxi mas permisibles (estas tensiones difieren según el peso de la persona).

nD 1 < 0.09 1 < ÊÊË2 9D - 0.09

nD 1 < 0.09 1 < 3 2 0.18 - 0.09

nD 0.808

Donde, sC = factor de reducción

Procedemos a calcular las tensiones de paso y de contacto. Para una persona con un peso de 50 kg:

`B/DC G1000 - 6 nD ÌDH 0.116Kk

`B/DC G1000 - 6 0.808 2500H 0.116√0.1



67

`B/DC 4812.7336 #V(

PCQ]/P]C G1000 - 1.5 nD ÌDH 0.116Kk

PCQ]/P]C G1000 - 1.5 0.808 2500H 0.116√0.1

PCQ]/P]C 1478.30156 #V(

Para una persona con un peso 70 kg: `B/DC G1000 - 6 nD ÌDH 0.157Kk

`B/DC G1000 - 6 0.808 2500H 0.157√0.1

`B/DC 6513.78602 #V(

PCQ]/P]C G1000 - 1.5 nD ÌDH 0.157Kk

PCQ]/P]C G1000 - 1.5 0.808 2500H 0.157√0.1

PCQ]/P]C 2000.8046 #V(

Calculo de la corriente que circula por la malla.

Conductores Paralelos Largos nT 6 Los conductores paralelos largos fueron obtenidos por el programa SUBDESING.

Conductores Paralelos cortos nP 12 Los conductores paralelos cortos fueron obtenidos por el programa SUBDESING.

Longitud del conductor P nT - nP P 484 6 - 220 12 P 5544 #$( Los resultados de la malla de tierra arrojados por el programa SUBDESING se encuentran en el

CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta: MALLA / Archivo texto:

RESULTADOS_MALLA_ALDANA.



68

Longitud de las varillas Í 45J+8KME 4)K'5E5 G4'H )&JK8E&E 4)K'5E57 Í 2.4 10 24 #$( Longitud de las Total u P - Í u 5544 - 24 u 5568 #$( Resistencia de la malla

_| Ì ÎÏÏÐ 1u - 1√20L

ÑÒ1 - 1

1 - 9 £ e ÓÔ

ÕÖÖ× #Ø(

_| 100 ÎÏÏÐ 15568 - 1√20 106480

ÑÒ1 - 1

1 - 0.5 £ 3 Ù1§ ÓÔ

ÕÖÖ× #Ø(

_| 0.154544 #Ω( Nuestro factor de división es 1. O 1 Ú oÛ og /TT/ O

Ú 1.125 1.7163 15088.29 1 Ú 29133.04#L( L Ú£ uge¤]ÜÝÞÊÞ 4J ß àuáß àuâ .nL &)K5' )&&)8E&E K'$8)& 3.42 101 K) K8$5 E EM'&)85J E &44&

ã' n58)8JK K'$8)5 E '787K88E&E & 20°n 0.00381# 1°n( Ì' _787K8& E4 )5JEM)K5' E K8''& & 20°n 1.78 5 242 #°n( .$ .$'&KM'& E M785J 1084#°n(



69

.& .$'&KM'& &$%8JK

L 29.13304 £ 0.13 º! .3 . 0§33.© 4J 1à3 §11à33

L 31.87463 #$$( Con este valor de área nos vamos a las tablas de la IEEE Std.80-2000 y encontramos que el calibre 2/0 sirve para este caso con sección 67.4 [mm2] y diámetro 10.65 [mm]. Calculo de elevación de tensión en la malla: _ Ú _|

_ 29133.04 0.154544 _ 4502.336 #( Calculo de la tensión de malla:

`2 Ì|2AP - å1.55 - 1.22 p sÞ£sæàsçqè Í

#( J J/ J JP JW

J/ 2 PB 2 55441408 7.875

B '8$K'5

J B4 √L 14084 √106480 1.038614

JP 1 ; JW 1 J 7875 1.038614 1 1 J 8.179089 AA 1



70

: 1 - 99

: 1 - 0.51

: 1.224744871 A 0.644 - 0.148 J A 0.644 - 0.148 8179089 A 1.854505

2 12 é4J ê O16 9 E - GO - 2 9H8 O E < 94 Eë - AA: 4J ì 8G2 J < 1Híî #( O 7&)8&$8JK5 JK' )5JEM)K5'7 44 $

2 12 é4J ê 4416 0.5 0.01065 - G 44 - 2 0.5H8 44 0.01065 < 0.54 0.01065ë- 11.224744871 4J ì 8G2 8.179089 < 1Híî

2 1.366652

D 1 ê 12 9 - 1O - 9 - 1 < 0.5QO ë

D 1 ê 12 0.5 - 1 -0.5 - 1 < 0.5§.3©¨ §¨10 ë 0.3325974

`2 Ì|2AP - å1.55 - 1.22 p sÞ£sæàsçqè Í

#(

`2 100 29133.04 1.366652 1.8545055544 - ï1.55 - 1.22 .1√1§1à ð 24

`2 1322.921 #(



71

D Ì|2A0.75P - 0.85Í

D 100 29133.04 1.366652 1.8545050.75 5544 - 0.85 24

D 430.0536 Ahora comparamos estas tensiones encontradas y las comparamos por las soportadas por una persona con un peso de 50 Kg, que es el caso más crítico. `$ `)5JK&)K5 50 +

1322.921 1478.302 `7 `&75 50 + 430.0536 4812.734 Como se puede observar, el diseño seleccionado cumple con las condiciones necesarias.

Figura 10.1 Malla de Tierra Subestación Aldana.

Los datos y resultados de la malla de tierra arrojados por el programa SUBDESING se

encuentran en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta: MALLA / Archivo texto:

RESULTADOS_MALLA_ALDANA.



72

11. APLICACIÓN DE LA NORMA NTC 4552 SIPRA

La norma NTC 4552 es una guía aplicada que sirve para la determinación de ciertos factores que permitan medir el grado de seguridad de las instalaciones de la subestación ante las descargas atmosféricas puesto que son peligrosas tanto para las personas como para la misma instalación. Se conoce como SIPRA al sistema de protección integral contra rayos, las características de un SIPRA están determinadas por las características de la estructura protegida y por el nivel de protección contra rayos considerado. Existen cuatro clases de SIPRA, para la Subestación en estudio el nivel de protección es de clase II. A continuación se presentan las características más importantes: • Nivel de protección contra rayo: A continuación se muestran los valores máximos

de corriente de rayo permitidos según el tipo de protección requerido:

Tabla 11.1 Valores de Corrientes de Rayo Permitidos .

• Radio de la esfera rodante:

Tabla 11.2 Radio para el método de la esfera rodant e.

A continuación se realiza un análisis de riesgos siguiendo la metodología de cálculo expuesta en la Norma Técnica Colombiana NTC4552. Para este análisis se tiene en cuenta la siguiente información: Dimensiones de la subestación. Nivel ceráunico del lugar de ubicación de la subestación.



73

Apantallamiento de las líneas que ingresan a la subestación y el sistema de protección otorgado por los DPS’s.

Localización de las personas que laboran permanentemente en las instalaciones. Aislamiento de la subestación con relación a otras edificaciones.

Los datos de entrada para el análisis son: Los datos están en metros:

L Largo de la Instalación 500 W Ancho de la Instalación 220 H Altura de la Instalación 24 Ha Altura de la estructura donde proviene la acometida de servicio 30 Hb Altura del punto de la estructura por donde ingresa la acometida de servicio 16 Hc Altura de los conductores del servicio sobre el suelo 15 Lc Longitud de la sección de la acometida de servicio 260 ρ Resistividad del terreno 100

Tabla 11.3 Datos de entrada para la metodología de cálculo NTC4552.

Promedio Anual de Descargas (N D):

aÛ OO. LW nW 10Ù DDT: Densidad de descargas a tierra. Ad: Área efectiva de la estructura aislada. Cd: Factor de influencia por localización de la estructura. DDT= 1

LW - 6 * G - H - 9 G*H

LW 500 220 - 6 24 G500 - 220H - 9 G24 H 229966.054 $

nW 0,5

aÛ 1 229966.054 0,5 10Ù 0.114983 Evaluación del promedio anual de descargas sobre es tructuras adyacentes (Nd/a):

aW// OO. LW// nW// n] 10Ù

Dónde: DDT: Densidad de rayos a tierra. Ad/a: Área efectiva de la estructura adyacente aislada. Cd/a: Factor que toma en cuenta la influencia de la localización relativa de la estructura adyacente.

LW// - 6 *& G - H - 9 G*&H



74

Lñâ 8 8 - 6 30 G8 - 8 H - 9 G30 H 28390.96 $

nW// 0.5 1

n] 0.2 2

aW// 1 28390.96 0.5 0.2 10Ù 0.002839 Evaluación del número promedio anual de descargas c ercanas a la estructura (NM):

ad OO. ·L2 < LW/ nW/¸ 10Ù

Dónde: Ad/b= Área efectiva de la estructura = Ad Cd/b= Factor de influencia por la localización de la estructura = 0,5 Am= Área de influencia de la estructura.

L2 G - 250H G - 250H Donde 500 $, 220 $

Am 352500 $

ad 1 G 352500 < 229966.054 0,5H 10Ù 0.237516 Evaluación del número promedio anual de descargas s obre las acometidas de servicios (N L):

as OO. LT nW n] 10Ù LT= Área efectiva de descargas del servicio 3

LT ·P < 3 G*/ - *H¸ 6 *g

P= Longitud acometida (Aérea) = 260 $ */=Altura de la estructura de donde proviene la acometida = 30 $ *=Altura del punto de la estructura por donde ingresa la acometida = 16 $ Ì= Resistividad del terreno donde la acometida está enterrada = 100 Ω · $

LT ·260 < 3 G30 - 16H¸ 6 15 10980 $

as 1 10980 0.5 0.2 10Ù 0.001098

Evaluación del número promedio anual de descargas c ercanas a las acometidas de servicio (N i):

1 FUENTE: NTC 4552-2, Tabla 10 página 26, del 2008.


3 FUENTE: NTC 4552-2, Tabla 12 y Figura 9 página 30, del 2008.



75

aA OO. LA nS n] 10Ù LA= Área efectiva de descargas cercanas al servicio. nS= Factor ambiental. Basados en la Tabla 12 y Fig. 9 Pág. 30 NTC 4552-2: LA 1000 g LA 1000 260 260000 $ nS 1 4

aA 1 260000 1 0.2 10Ù 0.052 ANALISIS DE LA PROBABILIDAD DE DAÑO Probabilidad de daño e 105 Probabilidad de daño ô 0.02

6 Probabilidad de dañog 0.01

7 Probabilidad de daño Pö

k3 0.12 0.12 220 26.4

k 0.12 220 26.4

k0 0.001 8

k1 1.5/Uw 1.5/6 0.25 9

dD k3 k k0 k1 0.17424

Basados en la Tabla 18 Página. 34 NTC 4552-2:

Pö 0.01









76

Probabilidad de daño P÷ 0.0110

Probabilidad de daño P 0.01 Tabla 19 NTC 4552-2 Probabilidad de daño Pø 0.01 Probabilidad de daño Pù 0.01 EVALUACION DE LAS CANTIDADES DE PÉRDIDAS PÉRDIDA DE VIDAS HUMANAS (L1) Pérdidas por lesiones a seres vivos por tensiones d e paso y contacto (L t): Basados en la Tabla 26. Página. 41 NTC 4552-2: para personas dentro de la estructura: ] 101 Pérdida de vidas humanas por tensiones de paso y co ntacto fuera de la estructura (L A): e '/ ] Basados en la Tabla 27 Página 41 NTC 4552-2: el factor reductor de pérdidas de vidas por características del suelo o terreno: '/ 101 e 101 101 10§ Pérdida de vidas humanas por fuego o explosiones de ntro de la estructura por arco eléctrico por impacto sobre la estructura (L B) ô 'B 9X '

Basados en la Tabla 26 – 27 – 28 – 29 & 30 NTC 4552-2: 'B 0,5

9X 1 ' 0,1

5 10

ô 0,5 1 0,1 5 10 2,5 100 Pérdida de vidas humanas por tensiones de contacto dentro de la estructura (LU):

10

FUENTE: NTC 4552-2, Tabla 19 página 35, del 2008.



77

'@ ] Basados en la Tabla 26 & 27 Página. 41 NTC 4552-2: 101 101 10§ Pérdida de vidas humanas por daños físicos a causa de descargas en acometida de servicios (L V): 'B 9X '

0,5 1 0,1 5 10 2,5 100 Pérdida de vidas humanas por falla de sistemas inte rnos por IER (impulso electromagnético del rayo) a causa de descargas en la estructura (L C): g 100 De Tabla 26 NTC 4552-2 Pérdida de vidas humanas por falla de sistemas inte rnos IER (impulso electromagnético del rayo) a causa de descargas pró ximas a la estructura (L M): d 100 De Tabla 26 NTC 4552-2 Pérdida de vidas humanas por falla de sistemas inte rnos IER (impulso electromagnético del rayo) a causa de descargas sob re la acometida de servicio (Lw): ú 100 De Tabla 26 NTC 4552-2 Pérdida de vidas humanas por falla de sistemas inte rnos IER (impulso electromagnético del rayo) a causa de descargas cer canas a la acometida de servicio (L z): û 100 De Tabla 26 NTC 4552-2 Calculo de las componentes de riesgo _e aÛ e e 1.14983 1031 _ô aÛ ô ô 5.74915 10Ù _g aÛ g g 1.1498 10Ù _d ad d d 2.37517 10Ù _ ·as - aW//¸ 3.9371 1030

_ ·as - aW//¸ 9.84274 10§

_ú ·as - aW//¸ ú ú 3.9371 10§



78

_û Gai < asH û û 5.0902 10© La componente de riesgo total R se calcula sumando todas las componentes de riesgo así:

RA 1.14983E-14

RB 5.74915E-06

RC 1.14983E-06

RM 2.37517E-06

RU 3.9371E-13

RV 9.84274E-08

RW 3.9371E-08

RZ 5.0902E-07 R 9.92097E-06

Tabla 11.4 Componentes de Riesgo.

R<RT;

Según la tabla 7 de la página 16 de la NTC 4552-2 el riesgo tolerable es de 10-5, debido a que el riesgo total R es menor que el riesgo tolerable RT, por lo tanto el sistema de protección externa contra descargas atmosféricas cumple con las medidas necesarias para proteger ante esta clase de riesgos. PÉRDIDA INACEPTABLE DEL SERVICIO PÚBLICO (L2) Pérdida inaceptable del servicio público por explos ión dentro de la estructura por arco eléctrico, por impacto sobre la estructura (LB): ô 'B '

Basados en la Tabla 28 – 29 & 31 NTC 4552-2: 'B 0.5

' 103

10

ô 0.5 103 10 5 101 Pérdida inaceptable del servicio público por daños físicos a causa de descargas sobre las acometidas de servicios (L V): 'B '

0.5 103 10 5 101 Perdida inaceptable del servicio público por falla de sistemas internos por IER (impulso electromagnético del rayo) a causa de desc argas en la estructura (L C):



79

g 100 De Tabla 31 NTC 4552-2

Perdida inaceptable del servicio público por falla de sistemas internos por IER (impulso electromagnético del rayo) a causa de desc argas próximas a la estructura (L M): d 100 De Tabla 31 NTC 4552-2 Perdida inaceptable del servicio público por falla de sistemas internos por IER (impulso electromagnético del rayo) a causa de desc argas sobre la acometida de servicio (L w): ú 100 De Tabla 31 NTC 4552-2

Perdida inaceptable del servicio público por IER (i mpulso electromagnético del rayo) a causa de descargas cercanas a las acometida s de servicio (L z): û 100 De Tabla 31 NTC 4552-2 Perdida inaceptable del servicio público por daños físicos debido a efectos mecánicos y térmicos de la corriente de rayo fluyen do por la acometida de servicio por impacto sobre la estructura (L’ B): üô 10 De Tabla 31 NTC 4552-2 Perdida inaceptable del servicio público por fallas de equipos conectados debido a sobretensiones por acople resistivo, por d escarga sobre la estructura (L’ C): üg 100 De Tabla 31 NTC 4552-2 Perdida inaceptable del servicio público por daños físicos debido a efectos mecánicos y térmicos de la corriente de rayo fluyen do por la acometida de servicio por impacto sobre la acometida de servicio (L’ V): ü 10 De Tabla 31 NTC 4552-2 Perdida inaceptable del servicio público por fallas de equipos conectados debido a sobretensiones por acople resistivo (L’ W): üú 100 De Tabla 31 NTC 4552-2 Perdida inaceptable del servicio público por falla de líneas y equipos conectados inducidas sobre la línea por descargas cercanas a l a acometida de servicio (L’ Z): üû 100 De Tabla 31 NTC 4552-2 Calculo de las componentes de riesgo: _ô aÛ ô ô 1.1498 10Ù _g aÛ g g 1.1498 10Ù



80

_d ad d d 2.37517 10Ù _ ·as - aW//¸ 1.9685 10§

_ú ·as - aW//¸ ú ú 3.9371 10§

_û Gai < asH û û 5.0902 10© _ô aÛ ô ô 0.0006898 _üg aÛ üg üg 6.8989 10 _ü as ü ü 0.000006588 _üú as üú üú 6.588 10© _üû Gai < asH üû üû 5.0902 103 La componente de riesgo total R se calcula sumando todas las componentes de riesgo así:

RB 1.14983E-06

RC 1.14983E-06

RM 2.37517E-06

RV 1.96855E-08

RW 3.9371E-08

RZ 5.0902E-07

R'B 0.000689898

R'C 6.89898E-05

R'V 0.000006588

R'W 6.588E-07

R'Z 5.0902E-10

R 0.000771378 Tabla 11.5 Componentes de Riesgo L2.

R<RT;

Según la tabla 7 de la página 16 de la NTC 4552-2 el riesgo tolerable es de 10-3, debido a que el riesgo total R es menor que el riesgo tolerable RT, el sistema de protección externa contra descargas atmosféricas cumple con las medidas necesarias para prevenir esta clase de riesgos.



81

12. CURVA DE DEMANDA DIARIA

Para la curva de demanda diaria se tomó como demanda máxima la sumatoria de todas las cargas del sistema (flujo de carga) y el valor del valle de dicha curva es el valor de potencia activa obtenido de la suma de las cargas de los niveles 115 kV, 34.5 kV y 13.8 kV. O$& 8441.2 y L` 1481.2 y De acuerdo con lo anterior se halla la curva de demanda diaria, en la cual el valor del valle equivale al 17.54% del flujo de cargas máximo en el sistema.

HORA DEMANDA P.U Energía

0 0.201 0.201 1 0.2 0.2005 2 0.17547 0.187735 3 0.25 0.212735 4 0.35 0.3 5 0.37 0.36 6 0.42 0.395 7 0.44 0.43 8 0.46 0.45 9 0.48 0.47 10 0.49 0.485 11 0.5 0.495 12 0.53 0.515 13 0.51 0.52 14 0.5 0.505 15 0.53 0.515 16 0.57 0.55 17 0.71 0.64 18 0.84 0.775 19 0.95 0.895 20 1 0.975 21 0.75 0.875 22 0.52 0.635 23 0.201 0.3605

Tabla12.1 Datos de la curva de Demanda Diaria.



82

12.2 Tabla Curva de Diaria.

Los datos de las cargas del sistema de potencia y la demanda diaria se encuentran en el CD

(adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta: FLUJO DE POTENCIA/ Archivo Excel: FLUJO DE

POTENCIA/ Pestaña: DEMANDA_DIARIA.

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1112 13 1415 16 1718 19 2021 2223 24

CURVA DE DEMANDA



83

13. CONCLUSIONES

A la hora de diseñar una subestación eléctrica es de suma importancia tener en cuenta el medio en el cual va a operar; factores como temperatura, altura sobre el nivel del mar, humedad, velocidad del viento, resistividad del terreno, entre otros, son determinantes a la hora de diseñar de forma segura y confiable la subestación deseada. En el análisis del flujo de carga y de corto circuito se busca hallar las corrientes y tensiones que permitan dimensionar la subestación, lo cual permite entre otras cosas el diseño optimo de una malla de tierra que brinde valores seguros de tensiones de paso y de contacto, como también conocer las corrientes nominales para una buena selección de equipos de la subestación a diseñar. El factor económico de los equipos no se puede comparar con los de una vida, por lo cual no se debe escatimar gastos en protecciones, alertas e información de seguridad para salvar una vida. Uno de los factores más difíciles de obtener acerca de una subestación real es el factor de crecimiento, pues en este se juegan dos instancias importantes como lo es el no dimensionar bien la subestación y a futuro tener que rediseñar esta, haciendo ineficiente lo anteriormente construido o sobredimensionar la misma provocando malgastes económicos y ineficiencia de la misma. Es necesario evaluar el riesgo de no tener un sistema integral de protección contra rayos mediante la NTC 4552 que ofrece criterios diferentes para el cálculo del SIPRA.



84

14. BIBLIOGRAFIA

GRAINGER J, STEVENSON W, ANALISIS DE SISTEMAS DE POTENCIA, MC GRAW HILL. GREENWOOD A, ELECTRICAL TRANSIENTS IN POWER SYSTEM, JOHN WILEY & SONS. IEEE STD 80-2000. IEEE Guide for Safety in AC Substation Grounding. Enero del 2000. PROYECTO DE NORMA TECNICA COLOMBIANA NTC 4552. METOLOGIA DE CALCULO SEGUN PROYECTO NTC 4552-2008 (IEC-62305). MARTÍN, José Raúl. Diseño de subestaciones eléctricas. McGraw Hill, México 1992. Diapositivas presentadas a lo largo de la asignatura. SUBESTACIONES DE ALTA Y EXTRA ALTA TENSIÓN, HMV MEJIA VILLEGAS S.A. SEGUNDA EDICION 2003 ENRIQUEZ HARPER. Elementos de diseño de subestaciones eléctricas. LIMUSA NORIEGA EDITORES. ROMERO, José Carlos. Subestaciones. Fundamentos teóricos y consideraciones. UNIVERSIDAD NACIONAL. McDONALD, John D. Electric Power Substations Engineering. CRC PRESS.

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