escuela superior politÉcnica del...
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ESCUELA SUPERIOR POLITÉCNICA DEL
LITORAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELECTRICA Y
COMPUTACION
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y SUBESTACIÓN
DISEÑO DE SUBESTACIÓN BAHIA LOJA
PROFESOR
ING. JOSÉ LAYANA CHANCAY
INTEGRANTES
YASMANI AGUILAR SANCHEZ
ERICK CONDE BERMEO
MILTON CUENCA CABRERA
I TERMINO 2013 - 2014
GUAYAQUIL - ECUADOR
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1.- CONTENIDO
PROPUESTA
PROPUESTA ............................................................................................................................ 5
1. ANTECEDENTES ............................................................................................................. 5
2. OBJETIVO DE LA PROPUESTA ...................................................................................... 5
3. JUSTIFICACIÓN .............................................................................................................. 5
4. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL PROYECTO ....................................................... 6
5. UBICACIÓN GEOBGRAFICA .......................................................................................... 6
6. CARACTERÍSTICAS DE LA SUBESTACIÓN .................................................................... 7
DISEÑO DE “SUBESTACIÓN BAHÍA LOJA”.......................................................................... 9
7. CONFIGURACIÓN DEL BARRAJE DE LA SUBESTACIÓN. ............................................ 9
8. DIAGRAMA UNIFILAR DE LA SUBESTACIÓN ............................................................. 11
9. DISTANCIAS DIELÉCTRICAS Y DE SEGURIDAD ........................................................ 12
9.1 Dimensionamiento de la subestación ........................................................................... 12
9.1.1 Distancias de diseño ................................................................................................ 12
9.1.1.1 Distancia entre fases................................................................................................ 13
9.1.1.2 Distancia entre fase y tierra ..................................................................................... 14
9.1.1.3 Distancia de seguridad ............................................................................................ 15
3
9.1.1.4 Altura de los equipos sobre el nivel del suelo. .......................................................... 17
9.1.1.5 Altura de las barras colectoras sobre el nivel del suelo ............................................ 18
9.1.1.6 Altura de remate de las líneas de transmisión .......................................................... 18
10. SELECCIÓN DE CONDUCTORES ............................................................................. 19
10.1 Conductores para acometidas ......................................................................................... 19
10.2 Conductores para barrajes .............................................................................................. 20
11. DIMENSIONAMIENTO DE EQUIPOS ....................................................................... 20
11.1 Selección de Interruptor .............................................................................................. 20
11.2 Selección de Seccionador ............................................................................................ 21
11.3 Selección de Transformador de Potencial .................................................................... 22
11.4 Selección de Pararrayos .............................................................................................. 23
11.4.1 Cálculo de los parámetros del pararrayo ................................................................. 25
11.4.2 Parámetros del pararrayo a 230 KV ........................................................................ 25
11.4.3 Parámetros del pararrayo a 138 KV ........................................................................ 28
11.4.4 Parámetros del pararrayo a 69 KV ............................................................................... 31
11.5 Selección del Transformador de Potencia .................................................................... 33
12. DISTANCIA DEL PARARRAYO AL TRANSFORMADOR. ........................................... 36
12.1 Distancia del pararrayo al transformador en el lado de 230 KV .................................. 36
12.2 Distancia del pararrayo al transformador en el lado de 138 KV .................................. 37
12.3 Distancia del pararrayo al transformador en el lado de 69 KV .................................... 38
13. COORDINACION DE AISLAMIENTO ........................................................................ 40
4
13.1 Coordinación de aislamiento para el nivel de 230KV ................................................... 40
13.2 Coordinación de aislamiento para el nivel de 138KV ................................................... 42
13.3 Coordinación de aislamiento para el nivel de 69KV..................................................... 43
14. DISEÑO DE MALLA DE PUESTA A TIERRA ............................................................. 44
14.1 Cálculo para malla de patio de 230/138 KV ................................................................ 45
14.2 Cálculo para malla de patio de 138/69 KV .................................................................. 47
15. PRESUPUESTO DE CONSTRUCCIÓN DE LÍNEA DE TRANSMISIÓN Y
SUBESTACIÓN ...................................................................................................................... 48
16. CONCLUSIONES........................................................................................................ 50
5
PROPUESTA
1. ANTECEDENTES
Debido al proyecto de construcción de la Línea de Transmisión El Oro – Loja por
el acelerado crecimiento de la población lo que conlleva a un crecimiento en la
demanda de energía eléctrica, se requiere el diseño y la construcción de una
subestación en la provincia de Loja para disminuir el nivel de voltaje de
transmisión de 230/138 kV, y así de esta manera poder transmitir la energía a
subestaciones de distribución ofreciendo una mayor confiabilidad al Sistema
Nacional de Transmisión de Energía.
2. OBJETIVO DE LA PROPUESTA
Realizar el diseño de una subestación de transmisión en la provincia de Loja,
reduciendo el nivel de voltaje de transmisión de la L/T El Oro – Loja de 230/138
kV, 138/69 KV, para luego ser transmitido a las diferentes subestaciones de
distribución de la provincia.
3. JUSTIFICACIÓN
El proyecto de construcción de la “Subestación Bahía Loja” estará ubicada en el
sector Obrapía, surge por la necesidad de dar mayor confiabilidad al Sistema
Nacional de Transmisión de Energía Eléctrica en cuanto al abastecimiento de la
zona de Loja, dado principalmente por el acelerado crecimiento de la población,
lo que conlleva a un incremento en la demanda de energía eléctrica.
Esta subestación será de tipo reductora, para así poder enlazar la Subestación
Machala con la Subestación Loja por medio de una Línea de transmisión de
230KV.
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4. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL PROYECTO
La “Subestación Bahía Loja” recibe energía de la línea de transmisión Machala
– Loja, va a poseer un patio de 230KV alimentado desde la Subestación Eléctrica
Machala para así energizar el patio de transformadores de 230/138 KV, un patio
de 138 KV que va a alimentar a otro cuarto de transformadores de 138/69 KV y
además un patio de 69KV que va a distribuir la energía a la región.
5. UBICACIÓN GEÓGRAFICA
Este proyecto “Subestación Bahía Loja” a 230/138, 138/69 KV” estará localizada
en la Parroquia Urbana Sucre del Cantón Loja en la Provincia de Loja, en el
Barrio Obrapía al este del centro de la Ciudad. Para llegar a la Subestación se
tomará la Avenida Villonaco y a la altura de la Iglesia se toma hacia el norte por
la Calle Medardo Angel Silva.
La Subestación Loja de 230/138 KV y 138/69 KV será implementada en un terreno
cuya área es de aproximadamente 4.6 hectáreas. Esta subestación actuara como
reductora y se unirá a la subestación ya existente en la ciudad.
Coordenadas de ubicación de la Subestación Bahía Loja
TABLA # 1
Subestación Bahía Loja
Coordenadas de Subestación Bahía Loja
UBICACIÓN NORTE ESTE
Noroeste 9‟558,203 697,475
Noreste 9`558,203 697,620
Sureste 9‟558,050 697,620
Suroeste 9`558,050 697,475
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FIGURA # 1
Subestación Bahía Loja
Ubicación de Subestación Bahía Loja
6. CARACTERÍSTICAS DE LA SUBESTACIÓN
Las especificaciones generales de la subestación, son las listadas en la tabla 2:
TABLA # 2
Subestación Bahía Loja
Especificaciones de la Subestación Bahía Loja
PARÁMETRO CARACTERÍSTICA TECNICA
Tipo Doble barra doble interruptor
Voltaje 230 KV a 138 KV
PATIO
DE
230 KV
3 Bahías de línea a 230 kV
1 Bahía de transformador 230/138KV
1 Bahía de transformador 230/138KV (implementarse en un
futuro)
1 Transformador 230/138 KV
1 Transformador 230/138 KV (implementarse en un futuro)
1 Cuarto de control
El equipo de cada posición de línea consta de:
1 Interruptor
3 Seccionadores
1 Pararrayos
3 transformadores capacitivos de potencial
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El equipamiento de cada línea entre las barras dobles
constan de:
2 Interruptores
3 Seccionadores
Tipo Barra Principal y Barra de transferencia
Voltaje 138 KV a 69 KV
PATIO
DE
138 KV
1 línea de salida de138 KV
1 Transformador de 138/69 KV
El equipo de cada posición de línea consta de:
1 Interruptor
3 Seccionadores
1 Pararrayos
3 transformadores capacitivos de potencial
El equipamiento de la posición de transferencia consta de:
1 Interruptor
2 Seccionadores
El equipamiento de cada línea entre la barra principal y
transferencia constan de:
1 Interruptor
3 Seccionadores
Tipo Barra simple
Voltaje 69 KV
PATIO
DE
69 KV
1 línea de salida de 69 KV
El equipo de cada posición de línea consta de:
1 Interruptor
3 Seccionadores
1 Pararrayos
3 transformadores capacitivos de potencial
El equipo de cada posición de transformador consta de:
1 Interruptor
3 Seccionadores
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DISEÑO DE “SUBESTACIÓN BAHÍA LOJA”
El sistema de potencia se estableció de forma anillada para garantizar estabilidad
y convergencia de los flujos de carga.
7. 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 230
FIGURA # 2
Subestación Bahía Loja
Configuración doble barra, doble disyuntor
Para estos niveles de tensión se utilizará la configuración de doble barra – doble
interruptor 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 configuración costosa, pero se hace
imprescindible
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Barraje de 138 Kv
FIGURA # 3
Subestación Bahía Loja
Configuración Barra principal y de transferencia
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 de
esta manera no se afecta la continuidad.
Barraje de 69 Kv
FIGURA # 4
Subestación Bahía Loja
Configuración Barra sencilla
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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.
8. DIAGRAMA UNIFILAR DE LA SUBESTACIÓN
El sistema de potencia se estableció de forma anillada para garantizar estabilidad
y convergencia de los flujos de carga.
FIGURA # 5
Subestación Bahía Loja
Diagrama Unifilar de Subestación Bahía Loja
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9. DISTANCIAS DIELÉCTRICAS Y DE SEGURIDAD
9.1 Dimensionamiento de la subestación
Los niveles de tensión determinan las necesidades de aislamiento que garantiza la
operación confiable y segura para el personal y el equipo instalado en una
subestación. Dicho aislamiento impone la especificación de materiales aislantes y
las distancias entre los diferentes elementos, de tal forma que los gradientes de
tensión a los cuales están sometidos no rompan la rigidez dieléctrica del material
aislante. A su vez, dicha distancias en conjunto con la potencia de trabajo
determinan el tamaño de los equipos a utilizar.
En tal sentido, los principales factores a considerar en el dimensionamiento de
una subestación sola distancias críticas fase-fase y fase-tierra para garantizar un
nivel de aislamiento adecuado y la distancias de seguridad requerida para las
labores de revisión y mantenimiento sin peligro alguno para el personal.
9.1.1 Distancias de diseño
Este punto se refiere al cálculo de las distancias entre parte vivas que se requieren
en instalaciones convencionales (ya sea interiores e interperie). No se tiene en
cuenta las instalaciones encapsuladas o aisladas en gas. Estas distancias son las
siguientes:
Distancia entre fases
Distancia entre fase y tierra
Distancia de seguridad
Altura de los equipos sobre el nivel del suelo
Altura de las barras colectoras sobre el suelo
Altura de remate de las líneas de transmisión que llegan a la subestación
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9.1.1.1 Distancia entre fases
Hay que tomar los desplazamientos debidos al viento o a los sismos. Para ello las
distancias mínimas se pueden expresar como:
𝑑𝐹𝐹 = 0.725 + (𝐾𝑉𝑚á𝑥 − 50) ∗ 0.01)
Donde:
𝐾𝑉𝑚á𝑥: Voltaje máximo de operación (KV)
El valor calculado anteriormente esta para una altura de 1000 m.s.n.m, este valor
debe ser corregido, esta distancia debe ser incrementada un 3% por cada 300 m
por encima de 1000 m.
% 𝑖𝑛𝑐𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 =ℎ − 1000
300∗ 3%
Donde:
ℎ: Altura sobre el nivel del mar de la subestación (m)
Ahora se encuentra la nueva distancia fase-fase:
𝑑𝐹𝐹(𝑛𝑢𝑒𝑣𝑜) = 𝑑𝐹𝐹(1000 𝑚) ∗ (1 +% 𝑖𝑛𝑐𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜
100)
Para Bahía 230 KV
𝑑𝐹𝐹 = 0.725 + (245 − 50) ∗ 0.01)
𝑑𝐹𝐹 = 2.67 𝑚
% 𝑖𝑛𝑐𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 =1824 − 1000
300∗ 3%
% 𝑖𝑛𝑐𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 = 8.24%
𝑑𝐹𝐹(1824 𝑚) = 2.67 ∗ (1 +8.24
100)
𝑑𝐹𝐹(1824 𝑚) = 𝑑 = 2.89 𝑚
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Para Bahía 138 KV
𝑑𝐹𝐹 = 0.725 + (145 − 50) ∗ 0.01)
𝑑𝐹𝐹 = 1.67 𝑚
% 𝑖𝑛𝑐𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 =1824 − 1000
300∗ 3%
% 𝑖𝑛𝑐𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 = 8.24%
𝑑𝐹𝐹(1824 𝑚) = 1.67 ∗ (1 +8.24
100)
𝑑𝐹𝐹(1824 𝑚) = 𝑑 = 1.807 𝑚
Para Bahía 69 KV
𝑑𝐹𝐹 = 0.725 + (72 − 50) ∗ 0.01)
𝑑𝐹𝐹 = 0.945 𝑚
% 𝑖𝑛𝑐𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 =1824 − 1000
300∗ 3%
% 𝑖𝑛𝑐𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 = 8.24%
𝑑𝐹𝐹(1824 𝑚) = 0.945 ∗ (1 +8.24
100)
𝑑𝐹𝐹(1824 𝑚) = 𝑑 = 1.022 𝑚
9.1.1.2 Distancia entre fase y tierra
Las distancias de seguridad Fase-Tierra de la norma IEC 60071-2 para un BIL
de 1050 KV considerando la distancia del Valor Básico es:
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝐵á𝑠𝑖𝑐𝑜 = 2.1 𝑚
Este valor básico es necesario incrementarlo en un 10%:
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝐵á𝑠𝑖𝑐𝑜 = 2.1 ∗ 1.1
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝐵á𝑠𝑖𝑐𝑜 = 2.31 𝑚.
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El anterior valor calculado se encuentra referenciado para una altura de 1000
m.s.n.m y el proyecto se encuentra a 1824 m.s.n.m, entonces se hace necesario
corregir este valor por altura:
ℎℎ = ℎ1000 + 0.0125 ∗ (ℎ − 1000
100) ∗ ℎ1000
Donde:
ℎℎ: Distancia entre fase y tierra (m).
Finalmente la distancia entre fase y tierra de las bahías de la subestación es:
ℎℎ = 2.31 + 0.0125 ∗ (1824 − 1000
100) ∗ 2.31
ℎℎ = 2.5479 𝑚
9.1.1.3 Distancia de seguridad
DISTANCIA DE SEGURIDAD PARA MANIOBRAS DE PERSONAL
Se entiende a los espacios libres que se deben conservar en las subestaciones para
que el personal pueda circular y efectuar maniobras, sin que exista riesgo para
sus vidas.
Las distancias de seguridad a través del aire está formadas por dos términos, el
primero corresponde a la distancia mínima fase tierra y el segundo término
depende de la talla media de los operadores. Estas distancias se pueden expresar
por las siguientes relaciones:
𝑑𝐻 = ℎℎ + 0.90
𝑑𝑉 = ℎℎ + 2.25
Donde:
ℎℎ: Distancia mínima de fase a tierra correspondiente al BIL de la zona.
𝑑𝐻: Distancia horizontal (en metros) que se debe respetar en todas las zonas de
circulación.
𝑑𝑉: Distancia vertical (en metros) que debe respetarse en todas las zonas de
circulación. Esta distancia nunca debe ser menor a 3 metros.
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Entonces, para las bahías de la subestación las respectivas distancias son las
siguientes:
𝑑𝐻 = 2.5479 + 0.90 = 3.4479 𝑚
𝑑𝑉 = 2.5479 + 2.25 = 4.7979 𝑚
ZONA DE CIRCULACIÓN DE VEHÍCULOS
En las subestaciones grandes existen, debido a la necesidad de maniobras de
operación y labores de mantención, zonas de circulación de vehículos.
Los espacios para la circulación de estos vehículos están definidos para un
alcance horizontal a las partes vivas de 0,7 metros mayor que la de fase a tierra y
un alcance vertical a las partes vivas por lo menos igual a la distancia base para
conexiones rígidas. En el caso de barras flexibles esta distancia será igual a la
distancia base más 0,5 metros para absorber los movimientos de los cables (ver
figura 5).
FIGURA # 6
Subestación Bahía Loja
Distancias de vehículos a partes vivas
De acuerdo a lo anterior se tendrá que las distancias para la zona de circulación
de vehículos están dada por las siguientes expresiones:
𝑑ℎ = (ℎℎ + 0.7) + 0.90
𝑑𝑣 = (ℎℎ + 0.5) + 2.25
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Donde:
𝑑𝐻: Distancia horizontal (en metros) que se debe respetar en todas las zonas de
circulación.
𝑑𝑉: Distancia vertical (en metros) que debe respetarse en todas las zonas de
circulación.
Entonces, para las bahías de la subestación las respectivas distancias son las
siguientes:
𝑑ℎ = (2.5479 + 0.7) + 0.90 = 4.1479 𝑚
𝑑𝑣 = (2.5479 + 0.5) + 2.25 = 5.2979 𝑚
9.1.1.4 Altura de los equipos sobre el nivel del suelo.
FIGURA # 7
Subestación Bahía Loja
Distancias de vehículos a partes vivas
Teniendo la altura fase-tierra para un nivel de tensión de 230 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.
ℎ𝐸𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜𝑠 = ℎℎ + 2.25
ℎ𝐸𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜𝑠 = 2.5479 + 2.25
ℎ𝐸𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜𝑠 = ℎ𝑆 = 4.7979 𝑚
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9.1.1.5 Altura de las barras colectoras sobre el nivel del suelo
La altura de las barras colectoras sobre el nivel del suelo considera la
probabilidad de que al pasar una persona por debajo de las barras, ésta no reciba
la sensación del campo eléctrico, esta definición se encuentra normada en el
código Americano NESC y es igual a la suma de la altura de los equipos sobre el
nivel del suelo con la distancia fase-fase.
Para Bahía 230 KV
𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑏𝑎𝑟𝑟𝑎𝑠 𝑐𝑜𝑙𝑒𝑐𝑡𝑜𝑟𝑎𝑠230 𝐾𝑉 = 2.89 + 4.7979
𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑏𝑎𝑟𝑟𝑎𝑠 𝑐𝑜𝑙𝑒𝑐𝑡𝑜𝑟𝑎𝑠230 𝐾𝑉 = ℎ𝐵 = 7.6879 𝑚
Para Bahía 138 KV
𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑏𝑎𝑟𝑟𝑎𝑠 𝑐𝑜𝑙𝑒𝑐𝑡𝑜𝑟𝑎𝑠138 𝐾𝑉 = 1.807 + 4.7979
𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑏𝑎𝑟𝑟𝑎𝑠 𝑐𝑜𝑙𝑒𝑐𝑡𝑜𝑟𝑎𝑠138 𝐾𝑉 = ℎ𝐵 = 6.6049 𝑚
Para Bahía 69 KV
𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑏𝑎𝑟𝑟𝑎𝑠 𝑐𝑜𝑙𝑒𝑐𝑡𝑜𝑟𝑎𝑠69 𝐾𝑉 = 1.022 + 4.7979
𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑏𝑎𝑟𝑟𝑎𝑠 𝑐𝑜𝑙𝑒𝑐𝑡𝑜𝑟𝑎𝑠69 𝐾𝑉 = ℎ𝐵 = 5.8199 𝑚
9.1.1.6 Altura de remate de las líneas de transmisión
Los conductores de las líneas de transmisión que llegan o salen de una
subestación, no deben rematar a una altura de remate inferior a 6 metros y es
igual a la suma de la altura de las barras colectoras sobre el nivel del suelo con
la distancia fase-fase.
Para Bahía 230 KV
𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑟𝑒𝑚𝑎𝑡𝑒 𝑙í𝑛𝑒𝑎𝑠230 𝐾𝑉 = 7.6879 + 2.89
𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑟𝑒𝑚𝑎𝑡𝑒 𝑙í𝑛𝑒𝑎𝑠230 𝐾𝑉 = ℎ𝐿 = 10.5779 𝑚
Para Bahía 138 KV
𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑟𝑒𝑚𝑎𝑡𝑒 𝑙í𝑛𝑒𝑎𝑠138 𝐾𝑉 = 6.6049 + 2.89
𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑟𝑒𝑚𝑎𝑡𝑒 𝑙í𝑛𝑒𝑎𝑠138 𝐾𝑉 = ℎ𝐿 = 9.4949 𝑚
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Para Bahía 69 KV
𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑟𝑒𝑚𝑎𝑡𝑒 𝑙í𝑛𝑒𝑎𝑠69 𝐾𝑉 = 5.8199 + 2.89
𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑟𝑒𝑚𝑎𝑡𝑒 𝑙í𝑛𝑒𝑎𝑠69 𝐾𝑉 = ℎ𝐿 = 8.7099 𝑚
En la siguiente figura se muestra un esquema general de las distancias de
seguridad para el diseño de la subestación.
FIGURA # 8
Subestación Bahía Loja
Distancias de seguridad
10. SELECCIÓN DE CONDUCTORES
10.1 Conductores para acometidas
Los conductores para acometidas para la interconexión de equipos se calculan
con un factor de 1.25 para que soporten las máximas corrientes que pueden
circular por ellos.
𝐼𝐶 =𝑃
√3𝐾𝑉∗ 1.25
20
Donde:
𝐼𝐶 : Corriente nominal.
𝑃: Carga total a instalar (KVA).
𝐾𝑉: Nivel de tensión de trabajo de línea a línea (KV).
10.2 Conductores para barrajes
Los conductores para barrajes se calculan para que soporten las máximas
corrientes que pueden circular por ellos.
𝐼𝑏 =𝑃
√3𝐾𝑉∗ 1.25
11. DIMENSIONAMIENTO DE EQUIPOS
Para la dimensionamiento de la capacidad de los equipos a instalarse en la
subestación fue necesario correr un flujo de potencia así como un análisis de
cortocircuito, para de esta manera seleccionar los valores nominales de estos
equipos.
11.1 Selección de Interruptor
Los interruptores en la cual estamos tomando referencia las especificaciones se
los tomo de la empresa ABB y son de tanque vivo, el cual elegimos el tipo GAS
(SF6) ya que usa un sistema de gas que permite un despeje de falla más rápido
que los otros.
FIGURA # 9
Subestación Bahía Loja
Interruptor de Potencia SF6
21
Los interruptores lo escogimos de acuerdo a su voltaje y corriente nominal,
además de su capacidad en cortocircuito.
Las características de los interruptores seleccionados para nuestras diferentes
bahías se presentan en la tabla:
TABLA # 3
Subestación Bahía Loja
Características de interruptores para subestación Bahía Loja
BAHIA 69 KV BAHIA 138 KV BAHIA 230 KV
Numero de polos 3 3 3
Voltaje máximo [Kv] 72.5 145 245
Frecuencia [hz] 60 60 60
Neutro del sistema Puesto a tierra Puesto a tierra Puesto a tierra
Corriente nominal [A] 1200 1600 1600
Corriente de
cortocircuito [KA]
38 43 38
Tiempo de cierre [ms] <40 <40 <55
Tiempo de apertura [ms] 22 22 17
Tiempo de despeje [ms] 40 40 40
11.2 Selección de Seccionador
FIGURA # 10
Subestación Bahía Loja
Seccionador
22
Son dispositivos que sirven para conectar y desconectar diversas partes de una
instalación eléctrica con el fin de efectuar maniobras de operación o bien de
mantenimiento. La misión de estos aparatos es la de aislar tramos de circuitos de
una forma visible.
Las cuchillas serán giratorias con apertura vertical, su accionamiento se realizará
en forma manual o con mando a distancia, según como se requiera.
De acuerdo a las características de nuestras bahías, las especificaciones para
seleccionar los seccionadores en las diferentes bahías se presentan en la tabla 4.
TABLA # 4
Subestación Bahía Loja
Características de Seccionadores para subestación Bahía Loja
BAHIA 69
KV
BAHIA 138
KV
BAHIA 230
KV
Numero de polos 3 3 3
Frecuencia [hz] 60 60 60
Voltaje maximo [Kv] 72.5 145 245
Corriente nominal [A] 1200 1600 1600
Corriente de cortocircuito [KA] 38 43 38
Resistencia dieléctrica de impulso
[Kv]
350 650 1050
Resistencia dieléctrica 60 hz [kv] 545 355 175
11.3 Selección de Transformador de Potencial
En sistemas de voltajes iguales o superiores a 138 kV se utilizan transformadores
de potencial tipo capacitivos (DCP’s), para protección o medición.
23
FIGURA # 11
Subestación Bahía Loja
Transformador de Potencial
Los transformadores de potencial escogidos deben ser diseñados para instalación
a la intemperie y tienen que cumplir las diferentes características de las diferentes
bahías que se mencionan en la tabla 5:
TABLA # 5
Subestación Bahía Loja
Características de TP’s para subestación Loja
BAHIA 138 KV BAHIA 230 KV
Relación 700-1200:1 1200-2000:1
Voltaje secundario [V] 113.8-66.4 110.7-66.4
BIL [KV] 650 1050
En este diseño se utilizarán tres transformadores de potencial tipo capacitivos
(DCP’s- uno por fase) para protección, ya que en el SNI se emplean este tipo de
TP’s para sistemas de transmisión de energía (138 kV o 230 kV).
11.4 Selección de Pararrayos
Para la selección del pararrayos es necesario conocer los tipos de sobretensiones
que se pueden presentar, a continuación se muestra la Tabla #1 de las
características de cada una de las sobretensiones. Mediante la Tabla #1 y la
Figura #3 se muestra en forma muy general las características de las
sobretensiones clasificadas según su origen.
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TABLA # 6
Subestación Bahía Loja
Características de sobretensiones
FIGURA # 12
Subestación Bahía Loja
Características de sobretensiones
Las tensiones y sobretensiones a considerarse con respecto al uso de los
dispositivos de protección son:
Voltaje normal de funcionamiento (tensión más elevada del sistema).
Sobretensiones temporales (TOV),
Sobretensiones de frente lento (sobretensiones por maniobra),
Sobretensiones de frente rápido (sobretensiones atmosféricas).
25
11.4.1 Cálculo de los parámetros del pararrayo
Existen dos tipos de elementos de protección estandarizados de acuerdo con la
Norma IEC 71-2, sin decir que estos sean la única alternativa de protección. Estos
son:
Pararrayos tipo resistencia no lineal con explosores en serie.
Pararrayos de óxido metálico (óxido de cinc) sin explosores.
En sistemas con neutros sólidamente conectados a tierra y con poca presencia de
sobretensiones temporales, el uso de pararrayos de óxido metálico sin explosores
se ha extendido en gran manera, debido a su característica de protección superior
ante sobretensiones de frente lento. Mientras que, pararrayos con explosores se
adaptan de mejor manera para la protección de sistemas con neutro aislado o con
conexión a tierra resonante, en los que las sobretensiones temporales debidas a
fallas a tierra pueden llegar a ser de larga duración.
En la actualidad los pararrayos de óxido de zinc son los más usados, razón por la
cual han desplazado a los pararrayos basados en explosores que casi ya no se
fabrican y están saliendo del mercado.
11.4.2 Parámetros del pararrayo a 230 KV
Voltaje de operación continúa del pararrayos (Vc).
Se define como el valor máximo permisible de voltaje sinusoidal r.m.s de
frecuencia industrial que se puede aplicar continuamente entre los terminales del
pararrayos, sin presentar problemas térmicos. El criterio para la selección de Vc
es que su valor pico debe ser mayor que el valor pico del voltaje más elevado de
operación en el sitio de ubicación del pararrayos. En caso de que el voltaje más
elevado de operación al sitio del pararrayos no se conozca con precisión, se debe
considerar la tensión más elevada del sistema (Vs) o la tensión más elevada para
el equipo (Vm). Como regla general, se debe cumplir que el voltaje de operación
continua del pararrayos debe ser:
Igual o mayor que el valor pico del voltaje fase-tierra más elevado de operación
dividido para √2 . Para el caso de sistemas con el neutro rígidamente conectado
a tierra.
𝐶𝑂𝑉 =230 𝐾𝑉
√3
𝐶𝑂𝑉 = 132.79 𝐾𝑉
26
Tensión nominal del pararrayo
El primer criterio para determinar el valor de la mínima tensión nominal de un
pararrayos se basa en principios empíricos y relaciona a la tensión nominal con
el voltaje de operación continua con un factor de 1.25, tal como se describe en la
siguiente expresión
𝑉𝑛 = 𝐾𝑒 ∗ 𝑉𝑚𝑎𝑥(𝑟𝑚𝑠)
𝑉𝑛 = 0.8 ∗ (230 ∗ 1.05)
𝑉𝑛 = 193.2 𝐾𝑉
Tensión asignada de un pararrayo
Corresponde al máximo valor de tensión eficaz de frecuencia industrial que al ser
aplicado durante 10 s entre los terminales del pararrayos no altera el correcto
funcionamiento del mismo. Por lo tanto, se relaciona con la capacidad del
pararrayos para soportar sobretensiones temporales. Algunos fabricantes
especifican este valor como TOV o capacidad de sobretensiones temporales y por
lo general se lo define para 1 y 10 s. La tensión asignada sirve como parámetro
de referencia para la especificación de la característica de comportamiento del
pararrayos bajo tensión de frecuencia industrial en función del tiempo.
𝑇𝑂𝑉 = 𝐾𝑇(𝑉𝑛)
Donde:
𝑇𝑂𝑉: Tensión asignada al pararrayo.
𝐾𝑇 : Factor de sobretensión dado por el fabricante.
𝑇𝑂𝑉 = 1.35(193.2𝐾𝑉)
𝑇𝑂𝑉 = 260.82 𝐾𝑉
27
Corriente nominal de descarga
Se define como el valor pico de una corriente tipo rayo normalizada de 8/20
microsegundos, y sirve para hacer una clasificación de los pararrayos, es el
principal parámetro para establecer el nivel de protección y la capacidad de
absorción de energía de un pararrayos.
La corriente se elige en función de la corriente de descarga tipo rayo que atraviesa
el pararrayos, para la cual se busca la protección del equipo. Se debe de
considerar que la corriente que llega hasta el pararrayos para ser descargada a
tierra siempre será inferior que la corriente del rayo.
𝐼𝑑 =2𝐵𝐼𝐿 − 𝑉𝑛
𝑍0
Dónde:
𝑍0= Impedancia característica de la línea.
BIL= nivel básico de aislamiento
𝐼𝑑 =2(750) − 203.3
234.58= 5.52 𝐾𝐴
Con esta corriente elegimos una corriente de descarga del pararrayo de 10 KA
Características del pararrayo de 230 KV seleccionado
TABLA # 7
Subestación Bahía Loja
Característica del pararrayo de 230KV
Voltaje Nominal 193.2 KV
TOV 260.82 KV
Corriente de descarga 10 KA
COV 132.69 KV
Tensión residual TIPO
MANIOBRA 2.3 KV
Tensión residual TIPO
RAYO 2.8 KV
28
En la Tabla #7 se presentan los diferentes parámetros del pararrayo de 230 KV
que se va a utilizar en el transformador de 230 KV/ 138 KV, en el lado de alta
tensión
Nivel de protección del pararrayo de 230KV
El nivel de protección está asociado con el valor pico de la tensión que aparece
entre los terminales del pararrayos durante la circulación de la corriente de
descarga, a esta tensión se la denomina tensión residual (Vres) o tensión de
descarga. Los niveles de protección se especifican para impulsos tipo rayo y tipo
maniobra.
El nivel de protección ante un impulso tipo rayo se define como el máximo valor
de tensión residual a corriente nominal de descarga y se aplica para la protección
de los equipos contra sobretensiones de frente rápido, como es el caso de las
sobretensiones por descargas atmosféricas.
TABLA # 8
Subestación Bahía Loja
Nivel de Protección del pararrayo de 230KV
PARARRAYO EN EL LADO DE 230 KV
Tensión nominal, KV rms 193.2 KV
Tensión de arqueo por frente de onda, onda
1200 Kv/us 890 KV
Tensión máxima de arqueo, onda completa,
1.2 x 50 us de arqueo por frente de onda,
onda 1200 Kv/us
609 KV
Tensión de arqueo por impulso de
maniobra, Kv cresta 526 KV
Máxima tensión residual, Kv por IR, para
Id=10(kA) 542 KV
11.4.3 Parámetros del pararrayo a 138 KV
Voltaje de operación continúa del pararrayos (Vc).
𝐶𝑂𝑉 =138 𝐾𝑉
√3
𝐶𝑂𝑉 = 79.67 𝐾𝑉
29
Tensión nominal del pararrayo
𝑉𝑛 = 𝐾𝑒 ∗ 𝑉𝑚𝑎𝑥(𝑟𝑚𝑠)
𝑉𝑛 = 0.8 ∗ (138 ∗ 1.05)
𝑉𝑛 = 115.92 𝐾𝑉
Tensión asignada de un pararrayo
𝑇𝑂𝑉 = 𝐾𝑇(𝑉𝑛)
Donde:
𝑇𝑂𝑉: Tensión asignada al pararrayo.
𝐾𝑇 : Factor de sobretensión dado por el fabricante.
𝑇𝑂𝑉 = 1.35(115.92)
𝑇𝑂𝑉 = 156.49 𝐾𝑉
Corriente nominal de descarga
𝐼𝑑 =2𝐵𝐼𝐿 − 𝑉𝑛
𝑍0
Dónde:
𝑍0= Impedancia característica de la línea.
BIL= nivel básico de aislamiento = 530 KV
𝐼𝑑 =2(530) − 115.92
234.58
𝐼𝑑 = 4.02𝐾𝐴
Con esta corriente elegimos una corriente de descarga del pararrayo de 5 KA
30
Características del pararrayo de 138KV seleccionado
TABLA # 9
Subestación Bahía Loja
Característica del pararrayo de 138KV
Voltaje Nominal 115.92 KV
TOV 156.49 KV
Corriente de descarga 5 KA
COV 79.67 KV
Tensión residual TIPO
MANIOBRA 2.3 KV
Tensión residual TIPO
RAYO 2.8 KV
En la Tabla # 9 se presentan los diferentes parámetros del pararrayo de 138 KV
que se va a utilizar en el transformador de 230 KV/ 138 KV, en el lado de baja
tensión.
Nivel de protección del pararrayos de 138KV
En la tabla # 10 se muestra los valores que determinamos para el para pararrayo
de 138KV.
TABLA # 10
Subestación Bahía Loja
Nivel de Protección del pararrayo de 138KV
PARARRAYO EN EL LADO DE 138 KV
Tensión nominal, KV rms 115.92 KV
Tensión de arqueo por frente de onda, onda
1200 Kv/us 480 KV
Tensión máxima de arqueo, onda completa,
1.2 x 50 us de arqueo por frente de onda,
onda 1200 Kv/us
450 KV
Tensión de arqueo por impulso de
maniobra, Kv cresta 360 KV
Máxima tensión residual, Kv por IR, para
Id=5(kA) 390
31
11.4.4 Parámetros del pararrayo a 69 KV
Voltaje de operación continúa del pararrayos (Vc).
𝐶𝑂𝑉 =69 𝐾𝑉
√3
𝐶𝑂𝑉 = 48.79 𝐾𝑉
Tensión nominal del pararrayo
𝑉𝑛 = 𝐾𝑒 ∗ 𝑉𝑚𝑎𝑥(𝑟𝑚𝑠)
𝑉𝑛 = 0.8 ∗ (69 ∗ 1.05)
𝑉𝑛 = 57.96 𝐾𝑉
Tensión asignada de un pararrayo
𝑇𝑂𝑉 = 𝐾𝑇(𝑉𝑛)
𝑇𝑂𝑉 = 1.35(57.96)
𝑇𝑂𝑉 = 78.25𝐾𝑉
Corriente nominal de descarga
𝐼𝑑 =2𝐵𝐼𝐿 − 𝑉𝑛
𝑍0
Dónde:
𝑍0= Impedancia característica de la línea.
BIL= nivel básico de aislamiento =140 KV
𝐼𝑑 =2(140) − 57.96
234.58= 1.73𝐾𝐴
Con esta corriente elegimos una corriente de descarga del pararrayo de 3 KA
32
Características del pararrayo de 69 KV seleccionado
TABLA # 11
Subestación Bahía Loja
Característica del pararrayo de 69KV
Voltaje Nominal 57.96 KV
TOV 78.52 KV
Corriente de descarga 3 KA
COV 39.83 KV
Tensión residual
TIPO MANIOBRA
2.3 KV
Tensión residual
TIPO RAYO
2.8 KV
En la Tabla #11 se presentan los diferentes parámetros del pararrayo de 69 KV
que se va a utilizar en el transformador de 138 KV/ 69 KV, en el lado de baja
tensión.
Nivel de protección del pararrayo de 69 KV
En la tabla #12 se muestra los valores que determinamos para el para pararrayo
de 69KV.
TABLA # 12
Subestación Bahía Loja
Nivel de Protección del pararrayo de 69KV
PARARRAYO EN EL LADO DE 69 KV
Tensión nominal, KV rms 58 KV
Tensión de arqueo por frente de onda, onda
1200 Kv/us
150 KV
Tensión máxima de arqueo, onda completa,
1.2 x 50 us de arqueo por frente de onda,
onda 1200 Kv/us
115 KV
Tensión de arqueo por impulso de
maniobra, Kv cresta
108 KV
Máxima tensión residual, Kv por IR, para
Id= 3(kA)
95 KV
33
11.5 Selección del Transformador 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.
Se analizó el peor de los casos, y esto ocurre en el año 15 cuando se desconecta
las líneas de transmisión y generación de la barra Machala, es ahí que la L/T El
Oro – Loja transmite la potencia necesaria para suplir la carga, en la siguiente
figura se muestra como es el flujo de potencia en esas condiciones.
FIGURA # 13
Subestación Bahía Loja
Flujo de Potencia a través de los Transformadores de Potencia
Por lo tanto los transformadores de potencia en la subestación a diseñar tendrán
una capacidad máxima de:
Para T1 y T2
𝑆𝑇1 =84.5
0.9= 93.8 ≅ 100 𝑀𝑉𝐴
230/138 𝐾𝑉
Para T3
𝑆𝑇1 =54
0.9= 60 𝑀𝑉𝐴
138/69 𝐾𝑉
34
Determinación de los parámetros del transformador 230/138 KV
Una vez determinado los parámetros del pararrayo procedemos a determinar las
características de aislamiento del transformador en este caso será para el
transformador de 230/138 KV
En la tabla # 13 se presenta la característica de aislamiento del transformador en
el lado de 230 KV (lado de alta).
TABLA # 13
Subestación Bahía Loja
Parámetros de los transformadores de 230/138KV (lado de alta)
TRANSFORMADOR DE 230 KV
Voltaje nominal (KV rms) 230 KV
Voltaje máximo (KV rms) 245 KV
Nivel básico de aislamiento BIL (KV) 750 KV
Prueba de impulso por maniobra NBS (KV) 650 KV
Frente de onda (KV) 1100 KV
En la tabla # 14 se presenta la característica de aislamiento del transformador en
el lado de 138 KV (lado de baja).
TABLA # 14
Subestación Bahía Loja
Parámetros de los transformadores de 230/138KV (lado de baja)
TRANSFORMADOR DE 138 KV
Voltaje nominal (KV rms) 138 KV
Voltaje máximo (KV rms) 147 KV
Nivel básico de aislamiento BIL (KV) 530 KV
Prueba de impulso por maniobra NBS (KV) 440 KV
Frente de onda (KV) 604 KV
35
Determinación de los parámetros del transformador 138/69 KV
Una vez determinado los parámetros del pararrayo procedemos a determinar las
características de aislamiento del transformador en este caso será para el
transformador de 138/69 KV
En la siguiente tabla # 15 se presenta la característica de aislamiento del
transformador en el lado de 138 KV (lado de alta).
TABLA # 15
Subestación Bahía Loja
Parámetros del transformador 138/69 KV (lado de alta)
TRANSFORMADOR DE 138 KV
Voltaje nominal (KV rms) 138 KV
Voltaje máximo (KV rms) 147 KV
Nivel básico de aislamiento BIL (KV) 530 KV
Prueba de impulso por maniobra NBS (KV) 440 KV
Frente de onda (KV) 604 KV
En la siguiente tabla # 16 se presenta la característica de aislamiento del
transformador en el lado de 68 KV (lado de baja).
TABLA # 16
Subestación Bahía Loja
Parámetros del transformador 138/69 KV (lado de baja)
TRANSFORMADOR DE 69 KV
Voltaje nominal (KV rms) 69 KV
Voltaje máximo (KV rms) 75 KV
Nivel básico de aislamiento BIL (KV) 140 KV
Prueba de impulso por maniobra NBS (KV) 130 KV
Frente de onda (KV) 186 KV
36
12. DISTANCIA DEL PARARRAYO AL TRANSFORMADOR.
Un factor importante para tener una adecuada protección contra sobretensiones
además de la elección del pararrayos es su ubicación respecto al transformador
que es el equipo a proteger.
La protección del pararrayos es máxima en el lugar de su instalación y va
reduciendo a medida que se va alejando del pararrayos por lo que se tiene un
límite de distancia para una protección adecuada.
FIGURA # 14
Subestación Bahía Loja
Distancia del pararrayo al transformador
12.1 Distancia del pararrayo al transformador en el lado de 230 KV
Nuestra subestación va a estar ubicada en la provincia de Loja donde la densidad
relativa del aire es igual a 0.801, para lo cual el BIL que hemos determinado es
de 750 KV; para un nivel de voltaje de 230 KV las normas establecen una
pendiente de frente de onda igual a 1200 KV/µs.
La distancia X a la cual está ubicado el pararrayo con respecto al trasformador
en el lado de 230 KV se lo determina de la siguiente forma:
𝑉𝑐𝑓 =𝐵𝐼𝐿
0.961 ∗ 𝑑𝑟
𝑉𝑐𝑓 =750𝐾𝑉
0.961 ∗ 0.801= 974.32 𝐾𝑉
Ahora calculamos el nivel básico de switcheo es:
𝑁𝐵𝑆 = 0.83 ∗ 𝐵𝐼𝐿
𝑁𝐵𝑆 = 0.83 ∗ 750𝐾𝑉 = 622.5 𝐾𝑉
37
Determinando los KV nominales del pararrayo, se obtiene:
𝐾𝑉𝑛 = 𝐾𝑉 ∗ 1.05 ∗ 0.8
𝐾𝑉𝑛 = 230𝐾𝑉 ∗ 1.05 ∗ 0.8 = 193.2 𝐾𝑉
En este caso donde el nivel de voltaje es 230 KV la pendiente de frente de onda
debe ser igual a 1200 KV/µs.
Con los valores que ya hemos determinado procedemos a calcular la distancia
máxima (X) a la cual se ubicara el pararrayo para la protección del
transformador:
𝑋 =300 ∗ (𝑉𝑥 − 𝑉𝑝)
2 ∗ 1200 KV/µs
Dónde:
X= distancia máxima del pararrayo al transformador
Vp= Tensión de arqueo del pararrayo o tensión de operación del pararrayo
Vx = Nivel básico de switcheo
El valor Vp se lo toma de la tabla de nivel de protección del pararrayo
Finalmente:
𝑋 =300 ∗ (622.5 − 542)
2 ∗ 1200 KV/µs
𝑋 = 10.06 𝑚
12.2 Distancia del pararrayo al transformador en el lado de 138 KV
Para este nivel de voltaje de 138 KV el BIL es igual a 530 KV; la pendiente de
frente onda será igual a:
𝑆 =100
12∗ (𝐾 ∗ 𝑉𝑛 ∗ 1.05)
𝑆 =100
12∗ (0.8 ∗ 138 ∗ 1.05)
𝑆 = 966 KV/µs
38
La distancia X a la cual está ubicado el pararrayo con respecto al trasformador
en el lado de 138 KV se lo determina de la siguiente forma:
𝑉𝑐𝑓 =𝐵𝐼𝐿
0.961 ∗ 𝑑𝑟
𝑉𝑐𝑓 =530𝐾𝑉
0.961 ∗ 0.801= 688.52 𝐾𝑉
Ahora calculamos el nivel básico de switcheo es:
𝑁𝐵𝑆 = 0.83 ∗ 𝐵𝐼𝐿
𝑁𝐵𝑆 = 0.83 ∗ 530𝐾𝑉 = 439.9 𝐾𝑉
Determinando los KV nominales del pararrayo, se obtiene:
𝐾𝑉𝑛 = 𝐾𝑉 ∗ 1.05 ∗ 0.8
𝐾𝑉𝑛 = 138𝐾𝑉 ∗ 1.05 ∗ 0.8 = 115.92 𝐾𝑉
En este caso donde el nivel de voltaje es 138 KV la pendiente de frente de onda
debe ser igual a 966 KV/µs.
Con los valores que ya hemos determinado procedemos a calcular la distancia
máxima (X) a la cual se ubicara el pararrayo para la protección del
transformador:
𝑋 =300 ∗ (439.9 − 390)
2 ∗ 966 KV/µs
𝑋 = 7.75 𝑚
12.3 Distancia del pararrayo al transformador en el lado de 69 KV
Para este nivel de voltaje de 69 KV el BIL es igual a 140 KV; la pendiente de frente
onda será igual a:
𝑆 =100
12∗ (𝐾 ∗ 𝑉𝑛 ∗ 1.05)
𝑆 =100
12∗ (0.8 ∗ 69 ∗ 1.05)
𝑆 = 483 KV/µs
39
La distancia X a la cual está ubicado el pararrayo con respecto al trasformador
en el lado de 69 KV se lo determina de la siguiente forma:
𝑉𝑐𝑓 =𝐵𝐼𝐿
0.961 ∗ 𝑑𝑟
𝑉𝑐𝑓 =140𝐾𝑉
0.961 ∗ 0.801= 181.87 𝐾𝑉
Ahora calculamos el nivel básico de switcheo es:
𝑁𝐵𝑆 = 0.83 ∗ 𝐵𝐼𝐿
𝑁𝐵𝑆 = 0.83 ∗ 140𝐾𝑉 = 116.2 𝐾𝑉
Determinando los KV nominales del pararrayo, se obtiene:
𝐾𝑉𝑛 = 𝐾𝑉 ∗ 1.05 ∗ 0.8
𝐾𝑉𝑛 = 69𝐾𝑉 ∗ 1.05 ∗ 0.8 = 57.96 𝐾𝑉
En este caso donde el nivel de voltaje es 138 KV la pendiente de frente de onda
debe ser igual a 966 KV/µs.
Con los valores que ya hemos determinado procedemos a calcular la distancia
máxima (X) a la cual se ubicara el pararrayo para la protección del
transformador:
𝑋 =300 ∗ (116.2 − 95)
2 ∗ 438 KV/µs
𝑋 = 7.26 𝑚
40
13. COORDINACION DE AISLAMIENTO
En la Figura # 15 se pretende la coordinación del aislamiento del transformador
con la protección de pararrayo.
FIGURA # 15
Subestación Bahía Loja
Coordinación de Aislamiento
La curva de aislamiento del trasformador está más arriba de la curva de
protección del pararrayo para que dicho aislamiento no se vea afectado ante
cualquier falla.
A continuación se detallan los valores de protección del pararrayo ante las
posibles tipos de onda de falla y la curva de aislamiento se la hará con un 15%
mayor a estos valores y nuestro rango de protección será de alrededor de 20 %.
13.1 Coordinación de aislamiento para el nivel de 230KV
La siguiente Figura #5 muestra de manera general a cada una de estas
sobretensiones con sus respectivos rangos de duración y amplitud en p.u y la
relación que debe existir entre ellas con las tensiones limitadas por el pararrayos
y las tensiones soportadas por el aislamiento del equipo. Así, se tiene que para
sobretensiones por maniobra y atmosféricas la amplitud de la sobretensión podría
41
superar a la tensión soportada por los equipos, sin embargo la función del
pararrayos es limitar tales sobretensiones a valores inferiores. Dando como
resultado que el aislamiento tenga que soportar tensiones menores que las
sobretensiones que se podrían originar sin el uso del pararrayos. Las
sobretensiones temporales, por lo general, están por debajo de la tensión
resistida por el aislamiento, por lo que el pararrayos no limita este tipo de
sobretensiones. Además de que limitar este tipo de sobretensiones, como se verá
más adelante, implicaría una alta absorción de energía por parte del pararrayos,
debido al tiempo de permanencia de la sobretensión.
FIGURA # 16
Subestación Bahía Loja
Coordinación de Aislamiento para el nivel de 230KV
Los porcentajes de coordinación entre el pararrayo y el aislamiento del
transformador se los detalla en la tabla # 17:
0
200
400
600
800
1000
1200
0 2 4 6 8 10 12 14 16
Coordinacion de aislamiento
Pararrayo aislamiento del transformador
42
TABLA # 17
Subestación Bahía Loja
Porcentajes de coordinación de aislamiento
Punto Coordinación Porcentaje (%)
1 𝟏𝟏𝟎𝟎 − 𝟖𝟗𝟎
𝟏𝟏𝟎𝟎= 𝟎. 𝟏𝟖𝟗 18.9
2 𝟕𝟓𝟎 − 𝟔𝟎𝟗
𝟕𝟓𝟎= 𝟎. 𝟏𝟖𝟔 18.6
3 𝟔𝟓𝟎 − 𝟓𝟐𝟔
𝟔𝟓𝟎= 𝟎. 𝟏𝟗 19
13.2 Coordinación de aislamiento para el nivel de 138KV
FIGURA # 17
Subestación Bahía Loja
Coordinación de Aislamiento para el nivel de 138KV
Los porcentajes de coordinación entre el pararrayo y el aislamiento del
transformador se los detalla en la tabla # 18:
0
100
200
300
400
500
600
700
0 2 4 6 8 10 12 14 16
Coordinacion de aislamiento
Pararrayo aislamiento del transformador
43
TABLA # 18
Subestación Bahía Loja
Porcentajes de coordinación de aislamiento
Punto Coordinación Porcentaje (%)
1 𝟔𝟎𝟒 − 𝟒𝟖𝟎
𝟔𝟎𝟒= 𝟎. 𝟐𝟎 20
2 𝟓𝟑𝟎 − 𝟒𝟓𝟎
𝟓𝟑𝟎= 𝟎. 𝟏𝟕 17
3 𝟒𝟒𝟎 − 𝟑𝟔𝟎
𝟑𝟔𝟎= 𝟎. 𝟏𝟖𝟏 18.1
13.3 Coordinación de aislamiento para el nivel de 69KV
FIGURA # 18
Subestación Bahía Loja
Coordinación de Aislamiento para el nivel de 69KV
Los porcentajes de coordinación entre el pararrayo y el aislamiento del
transformador de 69 KV se los detalla en la tabla # 19:
0
50
100
150
200
0 2 4 6 8 10 12 14 16
Coordinacion de aislamiento
Pararrayo aislamiento del transformador
44
TABLA # 19
Subestación Bahía Loja
Porcentajes de coordinación de aislamiento
Punto Coordinación Porcentaje (%)
1 𝟏𝟖𝟔 − 𝟏𝟓𝟎
𝟏𝟖𝟔= 𝟎. 𝟏𝟗𝟑 19.3
2 𝟏𝟒𝟎 − 𝟏𝟏𝟓
𝟏𝟒𝟎= 𝟎. 𝟏𝟕𝟖 17.8
3 𝟏𝟑𝟎 − 𝟏𝟎𝟖
𝟏𝟑𝟎= 𝟎. 𝟏𝟔𝟗 16.9
14. DISEÑO DE MALLA DE PUESTA A TIERRA
Para el cálculo de la malla a tierra de una subestación eléctrica se tiene en cuenta
la máxima corriente de falla que se puede presentar durante la operación de la
subestación.
Para el cálculo de la malla es necesario conocer parámetros como:
Corriente de falla máxima en la Barra Loja:
𝐼𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎 𝑚á𝑥 = 𝐼𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎 3𝜙 = 3000 𝐴
Tiempo que dura la falla antes de ser despejada:
𝑡 = 6 𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜𝑠 = 0.1 𝑠𝑒𝑔
Tipo de terreno:
Tierra vegetal, 𝜌 = 50 Ω𝑚
Área y perímetro de la subestación:
Patio 230/138 KV
Perímetro=143.7+119.83=267.53 m
Área=143.7*119.89=17698.891 𝑚2
Patio 138/69 KV
Perímetro=114.75+140=254.75 m
Área=114.75*140=16065 𝑚2
45
El conductor que se va a utilizar es de cobre, por lo tanto la sección de este
conductor es de:
𝑆 =𝐼𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎 𝑚á𝑥
160=
3000
160= 18.75 𝑚𝑚2
El voltaje de contacto que se presentará en el momento que ocurre la falla es de:
𝑉𝐶 =165 + 0.25𝜌
√𝑡=
165 + 0.25(50)
√0.1= 561.30 𝑉
Podemos darnos cuenta que el valor del voltaje de contacto es muy alto,
nosotros queremos que este valor sea lo más bajo posible, es por ello que vamos
a definir que:
Voltaje de Contacto (𝑉𝐶) = Voltaje de paso (𝑉𝑃) = 120 𝑉
Por lo tanto la longitud total del conductor de la malla de puesta a tierra en los
patios de 230/138 KV y 138/69 KV es de:
𝐿 =0.7𝜌𝐼𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎 𝑚á𝑥
𝑉𝐶
=0.7 ∗ 50 ∗ 3000
120= 875 𝑚
14.1 Cálculo para malla de patio de 230/138 KV
Para determinar la separación “l” entre cuadrícula y cuadrícula es necesario
conocer la distancia “D” de la malla de puesta a tierra, la cual es la siguiente:
𝐷 = √143.702 + 119.832 = 187.11 𝑚
La separación entre cuadrícula y cuadrícula es:
𝑙 =2𝑙1𝑙2
𝐿 − 𝑙1 − 𝑙2
=2 ∗ 143.70 ∗ 119.83
875 − 143.70 − 119.83
𝑙 = 56.32 𝑚
𝑙1 =143.70 m
𝑙 2=
119.
83 m
D
46
La resistencia de puesta a tierra con la malla es de:
𝑅𝑇 =2𝜌
𝑃=
2 ∗ 50
267.53
𝑅𝑇 = 0.37Ω
Por lo tanto el voltaje de descarga a tierra originado por la corriente de falla es:
𝑉𝑇 = 𝑅𝑇 𝐼𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎 𝑚á𝑥 = 3000 ∗ 0.37
𝑉𝑇 = 1110 𝑉
Como observamos hemos el voltaje de descarga es de un valor considerable, es
por ello que se va a utilizar electrodos para de esta manera poder disminuir aún
más la resistencia de puesta a tierra.
Los electrodos van a ser instalados en las esquinas de la malla a puesta a tierra
y en las esquinas de la base donde va a ir colocado el transformador de
potencia, para ello se van a emplear 12 electrodos de cobre, cuya longitud es de
8 m con una sección transversal de 5/8”
Finalmente el esquema de la malla de puesta a tierra es:
FIGURA # 18
Subestación Bahía Loja
Esquema de malla de puesta a tierra en Patio 230/138 KV
143.70 m
119.
83 m
56.32 m
56.32 m
Electrodo
47
14.2 Cálculo para malla de patio de 138/69 KV
Para determinar la separación “l” entre cuadrícula y cuadrícula es necesario
conocer la distancia “D” de la malla de puesta a tierra, la cual es la siguiente:
𝐷 = √1402 + 114.752 = 181.01 𝑚
La separación entre cuadrícula y cuadrícula es:
𝑙 =2𝑙1𝑙2
𝐿 − 𝑙1 − 𝑙2
=2 ∗ 140 ∗ 114.75
875 − 140 − 114.75
𝑙 = 51.80 𝑚
La resistencia de puesta a tierra con la malla es de:
𝑅𝑇 =2𝜌
𝑃=
2 ∗ 50
254.75
𝑅𝑇 = 0.39Ω
Por lo tanto el voltaje de descarga a tierra originado por la corriente de falla es:
𝑉𝑇 = 𝑅𝑇 𝐼𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎 𝑚á𝑥 = 3000 ∗ 0.39
𝑉𝑇 = 1177.62 𝑉
Como observamos hemos el voltaje de descarga es de un valor considerable, es
por ello que se va a utilizar electrodos para de esta manera poder disminuir aún
más la resistencia de puesta a tierra.
Los electrodos van a ser instalados en las esquinas de la malla a puesta a tierra
y en las esquinas de la base donde va a ir colocado el transformador de
potencia, para ello se van a emplear 8 electrodos de cobre, cuya longitud es de 8
m con una sección transversal de 5/8”
𝑙1 =140 m 𝑙 2
=1
14
.75
m
D
48
Finalmente el esquema de la malla de puesta a tierra es:
FIGURA # 19
Subestación Bahía Loja
Esquema de malla de puesta a tierra en Patio 138/69 KV
15. PRESUPUESTO DE CONSTRUCCIÓN DE LÍNEA DE
TRANSMISIÓN Y SUBESTACIÓN
En la tabla 20 se muestra los valores de los equipos utilizados para el patio de
230 KV:
TABLA # 20
Subestación Bahía Loja
Presupuesto de equipos Patio de 230 KV
PATIO DE 230 KV
DESCRIPCION CANTIDAD PRECIO UNITARIO [$] TOTAL [$]
INTERRUPTORES TRIFASICOS 15 75000 1125000
SECCIONADORES TRIFASICOS 31 20000 620000
TRANSFORMADORES DE TENSION 5 5200 26000
TOTAL 1771000
En la tabla 21 se muestra los valores de los equipos utilizados para el patio de
138 KV:
140 m
11
4.7
5 m
51.80 m
51.80 m
Electrodo
49
TABLA # 21
Subestación Bahía Loja
Presupuesto de equipos Patio de 138 KV
PATIO DE 138 KV
DESCRIPCION CANTIDAD PRECIO UNITARIO [$] TOTAL [$]
INTERRUPTORES TRIFASICOS 6 55000 330000
SECCIONADORES TRIFASICOS 17 12000 204000
TRANSFORMADORES DE TENSION 2 3000 6000
TOTAL 540000
En la tabla 22 se muestra los valores de los equipos utilizados para el patio de
69 KV:
TABLA # 22
Subestación Bahía Loja
Presupuesto de equipos Patio de 69 KV
PATIO DE 69 KV
DESCRIPCION CANTIDAD PRECIO UNITARIO [$] TOTAL [$]
INTERRUPTORES TRIFASICOS 2 25000 50000
SECCIONADORES TRIFASICOS 6 5220 31320
TRANSFORMADORES DE TENSION 2 1390 2780
TOTAL 84100
En la tabla 23 se muestra los costos de los diferentes transformadores usados en
la subestación:
TABLA # 23
Subestación Bahía Loja
Presupuesto de Transformadores Trifásicos
TRANSFORMADORES
DESCRIPCION CANTIDAD PRECIO UNITARIO [$] TOTAL [$]
TRANSFORMADOR TRIFASICO 230/138 KV 100 MVA
2 725000 1450000
TRANSFORMADOR TRIFASICO 138/69 KV 60 MVA
1 435000 435000
TOTAL 1885000
El costo total presentado por los equipos de la Subestación de nuestro proyecto es
de aproximadamente 4.2801 millones de dólares.
50
Presupuesto total
El presupuesto total considerando el costo producido por la línea de transmisión
de 230 KV más el costo de la subestación en Loja se presenta en la tabla 24:
TABLA # 24
Línea de Transmisión Machala - Loja
Presupuesto Total del proyecto (Línea de transmisión + Subestación)
DESCRIPCION COSTO
TORRES [millones de $] 46,8
CONDUCTORES [millones de $] 15,6
AISLADORES [millones de $] 7,8
OBRA [millones de $] 7,8
SUBESTACION [millones de $] 4,2801
TOTAL [LINEA + SUESTACION] [$] 82,2801
El costo total que se debe invertir en nuestro proyecto de unir las provincias de
Loja y Machala por medio de una línea de transmisión más el costo de la
subestación reductora de tensión en la provincia de Loja que se está proponiendo
en nuestro proyecto será de aproximadamente 82.28 millones de dólares.
16. 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.
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 e ineficiencia de la misma.
Con el análisis del flujo de carga y de corto circuito realizado anteriormente, se
busca hallar las corrientes y tensiones que permitan dimensionar la subestación,
lo cual permite entre otras cosas el diseño óptimo 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.
51
En la coordinación del aislamiento entre el pararrayo y el aislamiento del
transformador, se utilizó un porcentaje de coordinación menor al 20 % esto es
para dar un mayor rango de protección, para esto en el nivel de 230 KV y 138 KV
se tuvo que dimensionar las características del pararrayo y así lograr el
porcentaje establecido; para el nivel de 69 KV se tuvo que dimensionar el
transformador.
La distancia entre el pararrayo y el transformador encontradas, son distancias
máximas es decir que se puede ubicar con una distancia menor, esto depende de
la disponibilidad del terreno y los equipo, lo ideal es ubicarlo junto al
transformado.
La subestación implementada en nuestro proyecto será tipo interperie y ocupara
un área de 4.6 hectáreas, tendrá un barraje “doble barra doble interruptor” para
una tensión de 230 KV, “Barra principal y transferencia” para una tensión de 138
KV y “Barra simple” para una tensión de 69 KV. Todos estos niveles de Voltaje
se van a dar usando dos transformadores de 100 MVA -230/138 KV, y 1
transformador de 138/69KV-60 MVA.
El costo total para poder implementar nuestro proyecto de la línea de transmisión
Machala-Loja y la subestación reductora de voltajes en la ciudad de Loja va a
necesitar va a ser aproximadamente de 82.28 millones de dólares, en donde el
costo de la línea de transmisión va a ser de aproximadamente 78 millones de
dólares y el de la subestación va a ser de aproximadamente 4.28 millones de
dólares.