UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER DISEÑO DE LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA EL CARIBE ESCUELA DE INGENIERÍAS ELÉCTRICA, ELECTRÓNICA Y TELECOMUNICACIONES

Transcripción

1 Bucaramanga, 23 de Agosto del 2011 Yo, GUSTAVO ADOLFO ARCHILA RAMÍREZ identificado con el código de estudiante UIS , y estudiante de la asignatura Subestaciones Eléctricas con código 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: de Bucaramanga Código UIS:

2 DISEÑO DE UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA CONVENCIONAL SUBESTACIÓN ALDANA GUSTAVO ADOLFO ARCHILA RAMÍREZ CODIGO UIS: PRESENTADO A: PhD. HERMANN RAÚL VARGAS TORRES 2 SUBESTACIONES ELÉCTRICAS ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ELECTRÓNICA Y TELECOMUNICACIONES UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER BUCARAMANGA 2011

3 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. 3

4 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). 4

5 TABLA DE CONTENIDO 1. UBICACIÓN DEL PROYECTO Factores de diseño del proyecto SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA Parámetros de los Generadores Parámetros de los Transformadores Parámetros de las líneas de Transmisión Línea de 500 KV Línea de 230 KV Línea de 115 KV Línea de 34,5 KV Línea de 13,8 KV DISEÑO DE LA SUBESTACIÓN Diagrama unifilar de la subestación Diagrama unifilar del sistema eléctrico de potencia ANALISIS DE LA SUBESTACIÓN Análisis de Flujos de Potencia en la subestación Análisis de Cortocircuito en la subestacion Cortocircuito Trifásico Cortocircuito Monofásico Cortocircuito Bifásico Cortocircuito Bifásico-Tierra CONFIGURACIÓN DEL BARRAJE DE LA SUBESTACIÓN ESPECIFICACIONES DE EQUIPOS Especificación del BIL Calculo nivel básico de aislamiento Coordinación de aislamiento Distancias Dieléctricas y de Seguridad Altura de los Equipos sobre el nivel del suelo Distancias Fase-Fase Altura de las Barras colectoras

6 6.2.4 Altura de remate de las líneas de transmisión Distancias de seguridad para la circulacion de un vehiculo pesado Transformadores De Potencia Transformadores de Protección y Medida Transformadores de Corriente Transformadores de Potencial Selección DPS Especificación de los interruptores de corriente (Disyuntores) Especificacion de Seccionadores DISEÑO BARRAS COLECTORAS Efecto Corona Cargas dinámicas y Cargas estáticas COMPENSACIÓN DE REACTIVOS BANCO DE BATERÍAS MALLA APLICACIÓN NORMA NTC CURVA DE DEMANDA DIARIA CONCLUSIONES BIBLIOGRAFIA

7 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 Nariño FACTORES DE DISEÑO DEL PROYECTO Temperatura promedio 11ºC Altura Sobre el Nivel del Mar 3340 [m]* Presión Atmosférica [mbar] Humedad 18 [g/m 3 ] Velocidad Máxima del Viento 90[Km/h] Resistividad del terreno 100 [ῼ*m] Nivel ceráunico 40 Tabla 1.1 Datos característicos del municipio de Aldana, Nariño. * Calculado según las indicaciones del proyecto: Código = 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. 7

8 El modelo utilizado en las líneas de transmisión fue el modelo. TENSIONES BARRAS NORMALIZADAS 500 KV KV KV KV KV 27 TOTAL 100 Tabla 2.1 Tensiones Nominales de las Barras PARÁMETROS DE LOS GENERADORES DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA NOMBRE Potencia Activa [MW] Potencia Aparente [MVA] Barra 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_ B07V 500KV 0.8 YN MS_ B16V 500KV 0.8 YN MS_ B08V 500KV 0.8 YN MS_ B02V 500KV 0.8 YN MS_ B13V 500KV 0.8 YN MS_ B14V 500KV 0.8 YN MS_ B15V 500KV 0.8 YN MS_ B04V 500KV 0.8 YN MS_ B05V 500KV 0.8 YN MS_ B06V 500KV 0.8 YN MS_ B09V 500KV 0.8 YN MS_ B11V 500KV 0.8 YN MS_ B12V 500KV 0.8 YN MS_ B09W 230KV 0.8 YN MS_ B04W 230KV 0.8 YN MS_ B16W 230KV 0.8 YN Tabla 2.2 Parámetros de los Generadores. 8

9 2.2. PARÁMETROS DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA Transformador 9 Posición del tap HV LV Potencia Nominal Nivel Barra Nivel Barra [MVA] Zcc(1)=Zcc(0) [%] r(1)=r(0) Conexión T10_500KV 0 500KV B14V 230KV B15W YNyn0 T11_500KV 0 500KV B16V 230KV B17W YNyn0 T12_500KV 0 500KV B12V 230KV B13W YNyn0 T13_500KV 0 500KV B02V 230KV B02W YNyn0 T1_500KV 0 500KV B01V 230KV B01W YNyn0 T2_500KV KV B03V 230KV B03W YNyn0 T3_500KV 0 500KV B05V 230KV B05W YNyn0 T5_500KV 0 500KV B07V 230KV B07W YNyn0 T6_500KV 0 500KV B08V 230KV B08W YNyn0 T7_500KV 0 500KV B09V 230KV B10W YNyn0 T8_500KV KV B11V 230KV B12W YNyn0 T10_34.5KV KV B18Y 13.8KV B19Z YNyn0 T11_34.5KV KV B19Y 13.8KV B27Z YNyn0 T12_34.5KV KV B20Y 13.8KV B24Z YNyn0 T1_34.5KV KV B01Y 13.8KV B01Z YNyn0 T2_34.5KV KV B03Y 13.8KV B03Z YNyn0 T3_34.5KV KV B06Y 13.8KV B06Z YNyn0 T5_34.5KV KV B09Y 13.8KV B09Z YNyn0 T6_34.5KV KV B11Y 13.8KV B11Z YNyn0 T7_34.5KV KV B13Y 13.8KV B13Z YNyn0 T8_34.5KV KV B16Y 13.8KV B16Z YNyn0 T10_230KV KV B09W 115KV B10X YNyn0 T11_230KV KV B07W 115KV B08X YNyn0 T1_230KV KV B01W 115KV B01X YNyn0 T2_230KV KV B03W 115KV B03X YNyn0 T3_230KV KV B05W 115KV B06X YNyn0 T6_230KV 0 230KV B12W 115KV B13X YNyn0 T7_230KV KV B13W 115KV B14X YNyn0 T8_230KV KV B16W 115KV B17X YNyn0 T9_230KV KV B17W 115KV B18X YNyn0 T10_115KV 0 115KV B17X 34.5KV B18Y YNyn0 T11_115KV 0 115KV B18X 34.5KV B20Y YNyn0 T12_115KV 0 115KV B13X 34.5KV B13Y YNyn0 T13_115KV 0 115KV B06X 34.5KV B06Y YNyn0 T1_115KV KV B01X 34.5KV B01Y YNyn0 T2_115KV 0 115KV B03X 34.5KV B03Y YNyn0 T4_115KV KV B07X 34.5KV B07Y YNyn0 T5_115KV 0 115KV B08X 34.5KV B09Y YNyn0 T6_115KV 0 115KV B10X 34.5KV B11Y YNyn0 T8_115KV 0 115KV B14X 34.5KV B16Y YNyn0 Tabla 2.3 Parámetros de los Transformadores de Potencia.

10 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 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 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. 10

11 Figura 2.2 Torre de 230 KV 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. 11

12 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 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: 12

13 Líneas Desde Barra A Barra Nominal Longitud [Km] I nominal Z1 [ohm] phi Z1 [deg] R1 [ohm] X1 [ohm] R0 [ohm] X0 [ohm] Línea B01V B02V 500KV Línea(1) B02V B03V 500KV Línea(10) B11V B12V 500KV Línea(11) B12V B13V 500KV Línea(12) B13V B14V 500KV Línea(13) B14V B15V 500KV Línea(14) B15V B16V 500KV Línea(15) B16V B01V 500KV Línea(2) B03V B04V 500KV Línea(3) B04V B05V 500KV Línea(4) B05V B06V 500KV Línea(5) B06V B07V 500KV Línea(6) B07V B08V 500KV Línea(7) B08V B09V 500KV Línea(8) B09V B10V 500KV Línea(9) B10V B11V 500KV Línea(53) B01Y B02Y 34.5KV Línea(54) B02Y B03Y 34.5KV Línea(55) B03Y B04Y 34.5KV Línea(56) B04Y B05Y 34.5KV Línea(57) B05Y B06Y 34.5KV Línea(58) B06Y B07Y 34.5KV Línea(59) B07Y B08Y 34.5KV Línea(60) B08Y B09Y 34.5KV Línea(61) B09Y B10Y 34.5KV Línea(62) B10Y B11Y 34.5KV Línea(63) B11Y B12Y 34.5KV Línea(64) B12Y B13Y 34.5KV Línea(65) B13Y B14Y 34.5KV Línea(66) B14Y B15Y 34.5KV Línea(67) B15Y B16Y 34.5KV Línea(68) B16Y B17Y 34.5KV Línea(69) B17Y B18Y 34.5KV Línea(70) B18Y B19Y 34.5KV Línea(71) B19Y B20Y 34.5KV Línea(72) B20Y B01Y 34.5KV Línea(16) B01W B02W 230KV Línea(17) B02W B03W 230KV Línea(18) B03W B04W 230KV Línea(19) B04W B05W 230KV Línea(20) B05W B06W 230KV Línea(21) B06W B07W 230KV Línea(22) B07W B08W 230KV Línea(23) B08W B09W 230KV Línea(24) B09W B10W 230KV Línea(25) B10W B11W 230KV Línea(26) B11W B12W 230KV Línea(27) B12W B13W 230KV Línea(28) B13W B14W 230KV Línea(29) B15W B14W 230KV Línea(30) B15W B16W 230KV Línea(31) B16W B17W 230KV Línea(32) B17W B18W 230KV

14 Línea(33) B01W B18W 230KV Línea(73) B01Z B02Z 13.8KV Línea(74) B02Z B03Z 13.8KV Línea(75) B03Z B04Z 13.8KV Línea(76) B04Z B05Z 13.8KV Línea(77) B05Z B06Z 13.8KV Línea(78) B06Z B07Z 13.8KV Línea(79) B07Z B08Z 13.8KV Línea(80) B08Z B09Z 13.8KV Línea(81) B09Z B10Z 13.8KV Línea(82) B10Z B11Z 13.8KV Línea(83) B11Z B12Z 13.8KV Línea(84) B13Z B12Z 13.8KV Línea(85) B13Z B14Z 13.8KV Línea(86) B14Z B15Z 13.8KV Línea(87) B15Z B16Z 13.8KV Línea(88) B16Z B17Z 13.8KV Línea(89) B17Z B18Z 13.8KV Línea(90) B18Z B19Z 13.8KV Línea(91) B19Z B20Z 13.8KV Línea(92) B20Z B21Z 13.8KV Línea(93) B21Z B22Z 13.8KV Línea(94) B22Z B23Z 13.8KV Línea(95) B23Z B24Z 13.8KV Línea(96) B24Z B25Z 13.8KV Línea(97) B25Z B26Z 13.8KV Línea(98) B01Z B26Z 13.8KV Línea(34) B01X B02X 115KV Línea(35) B02X B03X 115KV Línea(36) B03X B04X 115KV Línea(37) B04X B05X 115KV Línea(38) B05X B06X 115KV Línea(39) B06X B07X 115KV Línea(40) B07X B08X 115KV Línea(41) B08X B09X 115KV Línea(42) B09X B10X 115KV Línea(43) B10X B11X 115KV Línea(44) B11X B12X 115KV Línea(45) B12X B13X 115KV Línea(46) B13X B14X 115KV Línea(47) B14X B15X 115KV Línea(48) B15X B16X 115KV Línea(49) B17X B16X 115KV Línea(50) B17X B18X 115KV Línea(51) B18X B19X 115KV Línea(52) B19X B01X 115KV Tabla 2.4 Parámetros de las Líneas de Transmisión. 14

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 DIAGRAMA UNIFILAR DE LA SUBESTACIÓN Figura 3.1 Diagrama Unifilar de la Subestación Aldana. 15

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) 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. 16

17 FLUJO DE POTENCIA EN LAS BARRAS DE LA SUBESTACIÓN Barra Nominal [KV] Barra [KV] Barra [p.u.] Ángulo [deg] Flujo de potencia Activa [MW] Flujo de potencia Reactiva [MVAr] Corriente B01V B01W B01X B01Y B01Z Tabla 4.1 Flujo de Potencia en las Barras de la Subestación. 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 LA SUBESTACIÓN Líneas Desde barra A barra Corriente Flujo de potencia Activa [MW] Flujo de potencia Reactiva [MVAr] Perdidas P [MW] Perdidas Q [MVAr] Línea B01V B02V 500KV Línea(15) B16V B01V 500KV Línea(16) B01W B02W 230KV Línea(33) B01W B18W 230KV Línea(34) B01X B02X 115KV Línea(52) B19X B01X 115KV Línea(53) B01Y B02Y 34,5KV Línea(72) B20Y B01Y 34,5KV Línea(73) B01Z B02Z 13,8KV Línea(98) B01Z B26Z 13,8KV Tabla 4.2 Flujo de Potencia en las Líneas de Transmisión 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. 17

18 FLUJO DE POTENCIA EN LOS TRANSFORMADORES DE LA SUBESTACIÓN Transformador Lado HV Barra Nominal HV [KV] Lado LV Barra Nominal LV [KV] Lado de HV [p.u.] Lado de LV [p.u.] Potencia Aparente Flujo [MVA] Tap I HV I LV T1_500KV B01V 500 B01W T1_230KV B01W 230 B01X T1_115KV B01X 115 B01Y T1_34.5KV B01Y 34.5 B01Z 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 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 CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO TENSIONES MÁXIMAS EN LAS BARRAS DE LA SUBESTACIÓN. Barra Barra de Falla L-L [p.u.] L-L [KV] Angulo [deg] Corriente Ik B01V 500KV B12Y B01W 230KV B12Y B01X 115KV B12Y B01Y 34.5KV B12Y B01Z 13.8KV B12Y Tabla 4.4 Tensiones Máximas (Falla Trifásica) en las 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. 18

19 CORRIENTES MÁXIMAS EN LAS LÍNEAS DE TRANSMISION DE LA SUBESTACIÓN. Línea Barra de Falla From bus Nivel tensión To bus Corriente Ik Línea(15) B01V B16V 500KV B01V Línea(33) B18W B01W 230KV B18W Línea(52) B19X B19X 115KV B01X Línea(72) B01Y B20Y 34.5KV B01Y Línea(98) B26Z B01Z 13.8KV B26Z Línea B01V B01V 500KV B02V Línea(16) B01W B01W 230KV B02W Línea(34) B02X B01X 115KV B02X Línea(53) B02Y B01Y 34.5KV B02Y Línea(73) B02Z B01Z 13.8KV B02Z 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 SUBESTACIÓN Transformador Barra de Falla From bus To bus Corriente HV Ik Corriente LV Ik T1_500KV B01W B01V 500KV B01W 230KV T1_230KV B01X B01W 230KV B01X 115KV T1_115KV B01Y B01X 115KV B01Y 34.5KV T1_34.5KV B01Z B01Y 34.5KV B01Z 13.8KV 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. 19

20 CORTOCIRCUITO MONOFASICO TENSIONES MÁXIMAS EN LAS BARRAS DE LA SUBESTACIÓN. Barra Barra de Falla Fase A [p.u.] Fase B [p.u.] Fase C [p.u.] B01V 500KV B16V B01W 230KV B16V B01X 115KV B16V B01Y 34.5KV B16V B01Z 13.8KV B16V Tabla 4.7 Tensiones Máximas (Falla Monofásica) en las Barras de la Subestación. Los resultados del análisis de coto-circuito monofásico de las barras del sistema eléctrico de potencia se encuentran en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta: ANALISIS DE CORTOCIRCUITO / Archivo Excel: FALLA_MONOFASICA. CORRIENTES MÁXIMAS EN LAS LÍNEAS DE TRANSMISION DE LA SUBESTACIÓN. Línea Barra de Falla From bus Nivel tensión To bus Corriente Fase A Corriente Fase B Corriente Fase C Corriente MAXIMA Línea(15) B01V B16V 500KV B01V Línea(33) B18W B01W 230KV B18W Línea(52) B19X B19X 115KV B01X Línea(72) B01Y B20Y 34.5KV B01Y Línea(98) B26Z B01Z 13.8KV B26Z Línea B01V B01V 500KV B02V Línea(16) B01W B01W 230KV B02W Línea(34) B02X B01X 115KV B02X Línea(53) B02Y B01Y 34.5KV B02Y Línea(73) B02Z B01Z 13.8KV B02Z 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 eléctrico de potencia se encuentran en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta: ANALISIS DE CORTOCIRCUITO / Archivo Excel: FALLA_MONOFASICA. 20

21 CORRIENTES MÁXIMAS EN LOS TRANSFORMADORES DE LA SUBESTACIÓN Transformador Barra de Falla From bus To bus HV Ik Fase A HV Ik Fase B HV Ik Fase C LV Ik Fase A LV Ik Fase B LV Ik Fase C HV Ik MAXIMA LV Ik MAXIMA T1_500KV B01W B01V 500KV B01W 230KV T1_230KV B01X B01W 230KV B01X 115KV T1_115KV B01Y B01X 115KV B01Y 34.5KV T1_34.5KV B01Z B01Y 34.5KV B01Z 13.8KV 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 eléctrico de potencia se encuentran en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta: ANALISIS DE CORTOCIRCUITO / Archivo Excel: FALLA_MONOFASICA CORTOCIRCUITO BIFASICO TENSIONES MÁXIMAS EN LAS BARRAS DE LA SUBESTACIÓN. Barra Barra de Falla Fase A [p.u.] Fase B [p.u.] Fase C [p.u.] B01V 500KV B16V B01W 230KV B16V B01X 115KV B16V B01Y 34.5KV B16V B01Z 13.8KV B16V Tabla 4.10 Tensiones Máximas (Falla Bifásica) en las Barras de la Subestación. Los resultados del análisis de coto-circuito bifásico de las barras del sistema eléctrico de potencia se encuentran en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta: ANALISIS DE CORTOCIRCUITO / Archivo Excel: FALLA_BIFASICA. CORRIENTES MÁXIMAS EN LAS LÍNEAS DE TRANSMISION DE LA SUBESTACIÓN. 21

22 Línea Barra de Falla From bus Nivel tensión To bus Corriente Fase A Corriente Fase B Corriente Fase C Corriente MAXIMA Línea(15) B01V B16V 500KV B01V Línea(33) B18W B01W 230KV B18W Línea(52) B19X B19X 115KV B01X Línea(72) B01Y B20Y 34.5KV B01Y Línea(98) B26Z B01Z 13.8KV B26Z Línea B01V B01V 500KV B02V Línea(16) B01W B01W 230KV B02W Línea(34) B02X B01X 115KV B02X Línea(53) B02Y B01Y 34.5KV B02Y Línea(73) B02Z B01Z 13.8KV B02Z 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 eléctrico de potencia se encuentran en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta: ANALISIS DE CORTOCIRCUITO / Archivo Excel: FALLA_BIFASICA. CORRIENTES MÁXIMAS EN LOS TRANSFORMADORES DE LA SUBESTACIÓN Transformador Barra de Falla From bus To bus HV Ik Fase A HV Ik Fase B HV Ik Fase C LV Ik Fase A LV Ik Fase B LVIk Fase C HV Ik MAXIMA LV Ik MAXIMA T1_500KV B01W B01V 500KV B01W 230KV T1_230KV B01X B01W 230KV B01X 115KV T1_115KV B01Y B01X 115KV B01Y 34.5KV T1_34.5KV B01Z B01Y 34.5KV B01Z 13.8KV 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. 22

23 CORTOCIRCUITO BIFASICO A TIERRA TENSIONES MÁXIMAS EN LAS BARRAS DE LA SUBESTACIÓN. Nombre Nivel Barra de Falla Fase A [p.u.] Fase B [p.u.] Fase C [p.u.] B01V 500KV B01V B01W 230KV B01V B01X 115KV B01V B01Y 34.5KV B01V B01Z 13.8KV B16V Tabla 4.13 Tensiones Máximas (Falla Bifásica a Tierra) en las Barras de la Subestación. Los resultados del análisis de coto-circuito bifásico a tierra de las barras del sistema eléctrico de potencia se encuentran en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta: ANALISIS DE CORTOCIRCUITO / Archivo Excel: FALLA_BIFASICA_TIERRA. CORRIENTES MÁXIMAS EN LAS LÍNEAS DE TRANSMISION DE LA SUBESTACIÓN. Línea Barra de Falla From bus Nivel tensión To bus Corriente Fase A Corriente Fase B Corriente Fase C Corriente MAXIMA Línea(15) B01V B16V 500KV B01V Línea(33) B18W B01W 230KV B18W Línea(52) B19X B19X 115KV B01X Línea(72) B01Y B20Y 34.5KV B01Y Línea(98) B26Z B01Z 13.8KV B26Z Línea B01V B01V 500KV B02V Línea(16) B01W B01W 230KV B02W Línea(34) B02X B01X 115KV B02X Línea(53) B02Y B01Y 34.5KV B02Y Línea(73) B02Z B01Z 13.8KV B02Z Tabla 4.14Corrientes Máximas (Falla Bifásica a Tierra) 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. 23

24 CORRIENTES MÁXIMAS EN LOS TRANSFORMADORES DE LA SUBESTACIÓN Transformador Barra de Falla From bus To bus HV Ik Fase A HV Ik Fase B HV Ik Fase C LV Ik Fase A LV Ik Fase B LV Ik Fase C HV Ik MAXIMA LV Ik MAXIMA T1_500KV B01W B01V 500KV B01W 230KV T1_230KV B01X B01W 230KV B01X 115KV T1_115KV B01Y B01X 115KV B01Y 34.5KV T1_34.5KV B01Z B01Y 34.5KV B01Z 13.8KV Tabla 4.15Corrientes Máximas (Falla Bifásica a Tierra) en las Transformadores de la Subestación. Los resultados del análisis de coto-circuito bifásico a tierra de los transformadores del sistema eléctrico de potencia se encuentran en el CD (adjunto)/ Carpeta: ANEXOS/ Carpeta: ANALISIS 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: 24 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. 25

26 CONFIGURACIONES DE LAS BARRAS DE LA SUBESTACIÓN PARA LOS DIFERENTES NIVELES DE TENSION: Nivel de 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 Subestación 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 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 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

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: Corrigiendo obtenemos: 0, , Por tanto el nivel de aislamiento externo para un nivel de tensión de 500 KV es de 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 Nominal [KV] Máxima [KV] BIL (Aislamient o pleno) [KVcresta] Factor de corrección por altura BIL corregido (Aislamient o pleno) [KVcresta] BIL (Aislamient o reducido) [KVcresta] BIL Exterior [KVrms] BIL CORREGID O Exterior [KVrms] BIL interno [KVrms] Tabla 6.6 Niveles de Aislamiento para los diferentes niveles de tensión de la subestación 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). 27

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 Ahora se calcula el factor de corrección: "

29 " " 0, " 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) Transformadores de Potencia/CT/PT (Boquillas) Interruptores/Seccionadores/DPS Cadenas de Aisladores Tabla 6.7 Coordinación de Aislamiento Nivel de 500KV. Nivel de 230 KV BIL NORMALIZADO CRESTA [KV] BAJA FRECUENCIA [KV] BIL A 3340 m.s.n.m CRESTA [KV] BAJA FRECUENCIA [KV] Transformadores de Potencia/CT/PT (Devanados) Transformadores de Potencia/CT/PT (Boquillas) Interruptores/Seccionadores/DPS Cadenas de Aisladores Tabla 6.8 Coordinación de Aislamiento Nivel de 230KV.

30 Nivel de 115 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) Transformadores de Potencia/CT/PT (Boquillas) Interruptores/Seccionadores/DPS Cadenas de Aisladores Tabla 6.9 Coordinación de Aislamiento Nivel de 115KV. Nivel de 34.5 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) Transformadores de Potencia/CT/PT (Boquillas) Interruptores/Seccionadores/DPS Cadenas de Aisladores Tabla 6.10 Coordinación de Aislamiento Nivel de 34.5KV. 30

31 Nivel de 13.8 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) Transformadores de Potencia/CT/PT (Boquillas) Interruptores/Seccionadores/DPS Cadenas de Aisladores Tabla 6.11 Coordinación de Aislamiento Nivel de 13.8KV 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 ALTURA DE LOS EQUIPOS SOBRE EL NIVEL DEL SUELO Figura 6.2 Zona de Seguridad para la circulación del personal. 31

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 ; 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 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 respectivamente. á 3.9 El valor básico por RETIE es necesario incrementarlo en un 10%: á á 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:

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 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 según RETIE Hft V V Altura Altura Hft corregido BIL sin Distancia de corregido nominal máxima básica básica + por RETIE corregir seguridad[m] por altura [Kv] [Kv] [m] 10% [m] [m] [m] * * Tabla 6.14 Distancia Fase-Tierra para los diferentes 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] 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

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]. % % % % 300 % 23.4% Ahora se encuentra la nueva distancia fase-fase: 1 % Seguido se muestra la tabla resumen de las distancias fase-fase para cada uno de los niveles de tensión: V nominal [kv] V máxima [kv] BIL Sin corregir Distancia fase-fase Distancia de seguridad [m] Factor de corrección por altura = 3% por cada 300m Distancia fasefase corregida [m] Tabla 6.15 Distancia Fase-Fase para los diferentes niveles de tensión 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: Ahora se muestra una tabla con la altura de las barras colectoras sobre el nivel del suelo para los diferentes niveles de tensión: 34

35 V nominal [KV] Altura barras colectoras [m] Tabla 6.16 Altura de las Barras Colectoras 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: í 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] * * 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 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: 35

36 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] Tabla 6.18 Distancia de Seguridad para la circulación de un vehículo pesado 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. Transformador Lado HV Barra Nominal HV [KV] Lado LV Barra Nominal LV [KV] Potencia Aparente Flujo [MVA] T1_500KV B01V 500 B01W T1_230KV B01W 230 B01X T1_115KV B01X 115 B01Y T1_34.5KV B01Y 34.5 B01Z 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: % % 3 3 De acuerdo al valor anterior se obtiene el aumento vegetativo anual a 15 años: 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 36