ESCUELA SUPERIOR POLITÉCNICA DEL LITORAL

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1 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 GUAYAQUIL - ECUADOR 1

2 1.- CONTENIDO PROPUESTA PROPUESTA ANTECEDENTES OBJETIVO DE LA PROPUESTA JUSTIFICACIÓN CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL PROYECTO UBICACIÓN GEOBGRAFICA CARACTERÍSTICAS DE LA SUBESTACIÓN... 7 DISEÑO DE SUBESTACIÓN BAHÍA LOJA CONFIGURACIÓN DEL BARRAJE DE LA SUBESTACIÓN DIAGRAMA UNIFILAR DE LA SUBESTACIÓN DISTANCIAS DIELÉCTRICAS Y DE SEGURIDAD Dimensionamiento de la subestación Distancias de diseño Distancia entre fases Distancia entre fase y tierra Distancia de seguridad

3 Altura de los equipos sobre el nivel del suelo Altura de las barras colectoras sobre el nivel del suelo Altura de remate de las líneas de transmisión SELECCIÓN DE CONDUCTORES Conductores para acometidas Conductores para barrajes DIMENSIONAMIENTO DE EQUIPOS Selección de Interruptor Selección de Seccionador Selección de Transformador de Potencial Selección de Pararrayos Cálculo de los parámetros del pararrayo Parámetros del pararrayo a 230 KV Parámetros del pararrayo a 138 KV Parámetros del pararrayo a 69 KV Selección del Transformador de Potencia DISTANCIA DEL PARARRAYO AL TRANSFORMADOR Distancia del pararrayo al transformador en el lado de 230 KV Distancia del pararrayo al transformador en el lado de 138 KV Distancia del pararrayo al transformador en el lado de 69 KV COORDINACION DE AISLAMIENTO

4 13.1 Coordinación de aislamiento para el nivel de 230KV Coordinación de aislamiento para el nivel de 138KV Coordinación de aislamiento para el nivel de 69KV DISEÑO DE MALLA DE PUESTA A TIERRA Cálculo para malla de patio de 230/138 KV Cálculo para malla de patio de 138/69 KV PRESUPUESTO DE CONSTRUCCIÓN DE LÍNEA DE TRANSMISIÓN Y SUBESTACIÓN CONCLUSIONES

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 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. 5

6 4. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL PROYECTO La 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 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 TABLA # 1 Coordenadas de UBICACIÓN NORTE ESTE Noroeste 9 558, ,475 Noreste 9`558, ,620 Sureste 9 558,050 Suroeste 9`558, , ,475 6

7 FIGURA # 1 Ubicación de 6. CARACTERÍSTICAS DE LA SUBESTACIÓN Las especificaciones generales de la subestación, son las listadas en la tabla 2: TABLA # 2 Especificaciones de la PARÁMETRO Tipo Voltaje PATIO DE 230 KV CARACTERÍSTICA TECNICA Doble barra doble interruptor 230 KV a 138 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 7

8 El equipamiento de cada línea entre las barras dobles constan de: Tipo Voltaje PATIO DE 138 KV 2 Interruptores 3 Seccionadores Barra Principal y Barra de transferencia 138 KV a 69 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: Tipo Voltaje PATIO DE 69 KV 1 Interruptor 3 Seccionadores Barra simple 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 8

9 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 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 9

10 Barraje de 138 Kv FIGURA # 3 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 Configuración Barra sencilla 10

11 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 Diagrama Unifilar de 11

12 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 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 12

13 Distancia entre fases Hay que tomar los desplazamientos debidos al viento o a los sismos. Para ello las distancias mínimas se pueden expresar como: Donde: d FF = (KV máx 50) 0.01) KV máx : 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. Donde: % incremento = h % h: Altura sobre el nivel del mar de la subestación (m) Ahora se encuentra la nueva distancia fase-fase: Para Bahía 230 KV d FF(nuevo) = d FF(1000 m) (1 + % incremento ) 100 d FF = (245 50) 0.01) % incremento = d FF = 2.67 m % incremento = 8.24% 3% d FF(1824 m) = 2.67 ( ) d FF(1824 m) = d = 2.89 m 13

14 Para Bahía 138 KV d FF = (145 50) 0.01) % incremento = d FF = 1.67 m % incremento = 8.24% 3% d FF(1824 m) = 1.67 ( ) Para Bahía 69 KV d FF(1824 m) = d = m d FF = (72 50) 0.01) % incremento = d FF = m % incremento = 8.24% 3% d FF(1824 m) = ( ) d FF(1824 m) = d = m Distancia entre fase y tierra Las distancias de seguridad Fase-Tierra de la norma IEC 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 = Valor Básico = 2.31 m. 14

15 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: Donde: h h = h ( h 1000 ) h h h : Distancia entre fase y tierra (m). Finalmente la distancia entre fase y tierra de las bahías de la subestación es: h h = ( ) h h = m 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: Donde: d H = h h d V = h h h h : Distancia mínima de fase a tierra correspondiente al BIL de la zona. d H : Distancia horizontal (en metros) que se debe respetar en todas las zonas de circulación. d V : Distancia vertical (en metros) que debe respetarse en todas las zonas de circulación. Esta distancia nunca debe ser menor a 3 metros. 15

16 Entonces, para las bahías de la subestación las respectivas distancias son las siguientes: ZONA DE CIRCULACIÓN DE VEHÍCULOS d H = = m d V = = m 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 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: d h = (h h + 0.7) d v = (h h + 0.5)

17 Donde: d H : Distancia horizontal (en metros) que se debe respetar en todas las zonas de circulación. d V : 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: d h = ( ) = m d v = ( ) = m Altura de los equipos sobre el nivel del suelo. FIGURA # 7 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. h Equipos = h h h Equipos = h Equipos = h S = m 17

18 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 Para Bahía 138 KV Para Bahía 69 KV Altura barras colectoras 230 KV = Altura barras colectoras 230 KV = h B = m Altura barras colectoras 138 KV = Altura barras colectoras 138 KV = h B = m Altura barras colectoras 69 KV = Altura barras colectoras 69 KV = h B = m 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 líneas 230 KV = Altura remate líneas 230 KV = h L = m Para Bahía 138 KV Altura remate líneas 138 KV = Altura remate líneas 138 KV = h L = m 18

19 Para Bahía 69 KV Altura remate líneas 69 KV = Altura remate líneas 69 KV = h L = m En la siguiente figura se muestra un esquema general de las distancias de seguridad para el diseño de la subestación. FIGURA # 8 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. I C = P 3KV

20 Donde: I C : Corriente nominal. P: Carga total a instalar (KVA). KV: Nivel de tensión de trabajo de línea a línea (KV) Conductores para barrajes Los conductores para barrajes se calculan para que soporten las máximas corrientes que pueden circular por ellos. I b = P 3KV 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 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 Interruptor de Potencia SF6 20

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 Características de interruptores para subestación Bahía Loja BAHIA 69 KV BAHIA 138 KV BAHIA 230 KV Numero de polos Voltaje máximo [Kv] Frecuencia [hz] Neutro del sistema Puesto a tierra Puesto a tierra Puesto a tierra Corriente nominal [A] Corriente de cortocircuito [KA] Tiempo de cierre [ms] <40 <40 <55 Tiempo de apertura [ms] Tiempo de despeje [ms] Selección de Seccionador FIGURA # 10 Seccionador 21

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 Características de Seccionadores para subestación Bahía Loja BAHIA 69 KV BAHIA 138 KV BAHIA 230 KV Numero de polos Frecuencia [hz] Voltaje maximo [Kv] Corriente nominal [A] Corriente de cortocircuito [KA] Resistencia dieléctrica de impulso [Kv] Resistencia dieléctrica 60 hz [kv] 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. 22

23 FIGURA # 11 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 Características de TP s para subestación Loja BAHIA 138 KV BAHIA 230 KV Relación : :1 Voltaje secundario [V] BIL [KV] 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) 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. 23

24 TABLA # 6 Características de sobretensiones FIGURA # 12 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). 24

25 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 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. 230 KV COV = 3 COV = KV 25

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 V n = K e V max(rms) V n = 0.8 ( ) V n = 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. Donde: TOV = K T (V n ) TOV: Tensión asignada al pararrayo. K T : Factor de sobretensión dado por el fabricante. TOV = 1.35(193.2KV) TOV = KV 26

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. 2BIL Vn I d = Dónde: Z 0 = Impedancia característica de la línea. BIL= nivel básico de aislamiento Z 0 2(750) I d = = 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 Característica del pararrayo de 230KV Voltaje Nominal TOV Corriente de descarga COV Tensión residual TIPO MANIOBRA Tensión residual TIPO RAYO KV KV 10 KA KV 2.3 KV 2.8 KV 27

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 Nivel de Protección del pararrayo de 230KV PARARRAYO EN EL LADO DE 230 KV Tensión nominal, KV rms Tensión de arqueo por frente de onda, onda 1200 Kv/us Tensión máxima de arqueo, onda completa, 1.2 x 50 us de arqueo por frente de onda, onda 1200 Kv/us Tensión de arqueo por impulso de maniobra, Kv cresta Máxima tensión residual, Kv por IR, para Id=10(kA) KV 890 KV 609 KV 526 KV 542 KV Parámetros del pararrayo a 138 KV Voltaje de operación continúa del pararrayos (Vc). 138 KV COV = 3 COV = KV 28

29 Tensión nominal del pararrayo V n = K e V max(rms) V n = 0.8 ( ) V n = KV Tensión asignada de un pararrayo TOV = K T (V n ) Donde: TOV: Tensión asignada al pararrayo. K T : Factor de sobretensión dado por el fabricante. TOV = 1.35(115.92) TOV = KV Corriente nominal de descarga 2BIL Vn I d = Dónde: Z 0 = Impedancia característica de la línea. BIL= nivel básico de aislamiento = 530 KV 2(530) I d = I d = 4.02KA Con esta corriente elegimos una corriente de descarga del pararrayo de 5 KA Z 0 29

30 Características del pararrayo de 138KV seleccionado TABLA # 9 Característica del pararrayo de 138KV Voltaje Nominal TOV Corriente de descarga COV Tensión residual TIPO MANIOBRA Tensión residual TIPO RAYO KV KV 5 KA KV 2.3 KV 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 Nivel de Protección del pararrayo de 138KV PARARRAYO EN EL LADO DE 138 KV Tensión nominal, KV rms Tensión de arqueo por frente de onda, onda 1200 Kv/us Tensión máxima de arqueo, onda completa, 1.2 x 50 us de arqueo por frente de onda, onda 1200 Kv/us Tensión de arqueo por impulso de maniobra, Kv cresta Máxima tensión residual, Kv por IR, para Id=5(kA) KV 480 KV 450 KV 360 KV

31 Parámetros del pararrayo a 69 KV Voltaje de operación continúa del pararrayos (Vc). 69 KV COV = 3 COV = KV Tensión nominal del pararrayo V n = K e V max(rms) V n = 0.8 ( ) V n = KV Tensión asignada de un pararrayo TOV = K T (V n ) TOV = 1.35(57.96) TOV = 78.25KV Corriente nominal de descarga Dónde: 2BIL Vn I d = Z 0 Z 0 = Impedancia característica de la línea. BIL= nivel básico de aislamiento =140 KV 2(140) I d = = 1.73KA Con esta corriente elegimos una corriente de descarga del pararrayo de 3 KA 31

32 Características del pararrayo de 69 KV seleccionado TABLA # 11 Característica del pararrayo de 69KV Voltaje Nominal TOV Corriente de descarga COV Tensión residual TIPO MANIOBRA Tensión residual TIPO RAYO KV KV 3 KA KV 2.3 KV 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 Nivel de Protección del pararrayo de 69KV PARARRAYO EN EL LADO DE 69 KV Tensión nominal, KV rms Tensión de arqueo por frente de onda, onda 1200 Kv/us Tensión máxima de arqueo, onda completa, 1.2 x 50 us de arqueo por frente de onda, onda 1200 Kv/us Tensión de arqueo por impulso de maniobra, Kv cresta Máxima tensión residual, Kv por IR, para Id= 3(kA) 58 KV 150 KV 115 KV 108 KV 95 KV 32

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 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 Para T3 S T1 = = MVA 230/138 KV S T1 = 54 = 60 MVA /69 KV 33

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 Parámetros de los transformadores de 230/138KV (lado de alta) TRANSFORMADOR DE 230 KV Voltaje nominal (KV rms) Voltaje máximo (KV rms) Nivel básico de aislamiento BIL (KV) Prueba de impulso por maniobra NBS (KV) Frente de onda (KV) 230 KV 245 KV 750 KV 650 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 Parámetros de los transformadores de 230/138KV (lado de baja) TRANSFORMADOR DE 138 KV Voltaje nominal (KV rms) Voltaje máximo (KV rms) Nivel básico de aislamiento BIL (KV) 138 KV 147 KV 530 KV Prueba de impulso por maniobra NBS (KV) 440 KV Frente de onda (KV) 604 KV 34

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 Parámetros del transformador 138/69 KV (lado de alta) TRANSFORMADOR DE 138 KV Voltaje nominal (KV rms) Voltaje máximo (KV rms) Nivel básico de aislamiento BIL (KV) 138 KV 147 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 Parámetros del transformador 138/69 KV (lado de baja) TRANSFORMADOR DE 69 KV Voltaje nominal (KV rms) Voltaje máximo (KV rms) Nivel básico de aislamiento BIL (KV) 69 KV 75 KV 140 KV Prueba de impulso por maniobra NBS (KV) 130 KV Frente de onda (KV) 186 KV 35

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 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: BIL V cf = dr 750KV V cf = = KV Ahora calculamos el nivel básico de switcheo es: NBS = 0.83 BIL NBS = KV = KV 36

37 Determinando los KV nominales del pararrayo, se obtiene: KV n = KV KV n = 230KV = 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: Dónde: 300 (Vx Vp) X = KV/µs 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: 300 ( ) X = KV/µs X = 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 = (K V n 1.05) S = ( ) S = 966 KV/µs 37

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: BIL V cf = dr 530KV V cf = = KV Ahora calculamos el nivel básico de switcheo es: NBS = 0.83 BIL NBS = KV = KV Determinando los KV nominales del pararrayo, se obtiene: KV n = KV KV n = 138KV = 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: 300 ( ) X = 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 = (K V n 1.05) S = ( ) S = 483 KV/µs 38

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: BIL V cf = dr 140KV V cf = = KV Ahora calculamos el nivel básico de switcheo es: NBS = 0.83 BIL NBS = KV = KV Determinando los KV nominales del pararrayo, se obtiene: KV n = KV KV n = 69KV = 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: 300 ( ) X = KV/µs X = 7.26 m 39

40 13. COORDINACION DE AISLAMIENTO En la Figura # 15 se pretende la coordinación del aislamiento del transformador con la protección de pararrayo. FIGURA # 15 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 % 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 40

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 Coordinación de Aislamiento para el nivel de 230KV 1200 Coordinacion de aislamiento Pararrayo aislamiento del transformador Los porcentajes de coordinación entre el pararrayo y el aislamiento del transformador se los detalla en la tabla # 17: 41

42 TABLA # 17 Porcentajes de coordinación de aislamiento Punto Coordinación Porcentaje (%) = = = Coordinación de aislamiento para el nivel de 138KV FIGURA # 17 Coordinación de Aislamiento para el nivel de 138KV Coordinacion de aislamiento Pararrayo aislamiento del transformador Los porcentajes de coordinación entre el pararrayo y el aislamiento del transformador se los detalla en la tabla # 18: 42

43 TABLA # 18 Porcentajes de coordinación de aislamiento Punto Coordinación Porcentaje (%) = = = Coordinación de aislamiento para el nivel de 69KV FIGURA # 18 Coordinación de Aislamiento para el nivel de 69KV 200 Coordinacion de aislamiento Pararrayo aislamiento del transformador Los porcentajes de coordinación entre el pararrayo y el aislamiento del transformador de 69 KV se los detalla en la tabla # 19: 43

44 TABLA # 19 Porcentajes de coordinación de aislamiento Punto Coordinación Porcentaje (%) = = = 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: I falla máx = I falla 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= = m Área=143.7*119.89= m 2 Patio 138/69 KV Perímetro= = m Área=114.75*140=16065 m 2 44

45 l 2 = m El conductor que se va a utilizar es de cobre, por lo tanto la sección de este conductor es de: S = I falla máx 160 = = mm2 El voltaje de contacto que se presentará en el momento que ocurre la falla es de: ρ (50) V C = = = V t 0.1 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 (V C ) = Voltaje de paso (V P ) = 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 = 0.7ρI falla máx = = 875 m V C 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: l 1 = m D D = = m La separación entre cuadrícula y cuadrícula es: l = 2l 1l 2 L l 1 l 2 = l = m 45

46 m La resistencia de puesta a tierra con la malla es de: R T = 2ρ P = R T = 0.37Ω Por lo tanto el voltaje de descarga a tierra originado por la corriente de falla es: V T = R T I falla máx = V T = 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 Esquema de malla de puesta a tierra en Patio 230/138 KV m Electrodo m m 46

47 l 2 = m 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: l 1 =140 m D D = = m La separación entre cuadrícula y cuadrícula es: l = 2l 1l 2 L l 1 l 2 = l = m La resistencia de puesta a tierra con la malla es de: R T = 2ρ P = R T = 0.39Ω Por lo tanto el voltaje de descarga a tierra originado por la corriente de falla es: V T = R T I falla máx = V T = 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 47

48 m Finalmente el esquema de la malla de puesta a tierra es: FIGURA # 19 Esquema de malla de puesta a tierra en Patio 138/69 KV 140 m Electrodo 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 Presupuesto de equipos Patio de 230 KV PATIO DE 230 KV m DESCRIPCION CANTIDAD PRECIO UNITARIO [$] TOTAL [$] INTERRUPTORES TRIFASICOS SECCIONADORES TRIFASICOS TRANSFORMADORES DE TENSION TOTAL m En la tabla 21 se muestra los valores de los equipos utilizados para el patio de 138 KV: 48

49 TABLA # 21 Presupuesto de equipos Patio de 138 KV PATIO DE 138 KV DESCRIPCION CANTIDAD PRECIO UNITARIO [$] TOTAL [$] INTERRUPTORES TRIFASICOS SECCIONADORES TRIFASICOS TRANSFORMADORES DE TENSION TOTAL En la tabla 22 se muestra los valores de los equipos utilizados para el patio de 69 KV: TABLA # 22 Presupuesto de equipos Patio de 69 KV PATIO DE 69 KV DESCRIPCION CANTIDAD PRECIO UNITARIO [$] TOTAL [$] INTERRUPTORES TRIFASICOS SECCIONADORES TRIFASICOS TRANSFORMADORES DE TENSION TOTAL En la tabla 23 se muestra los costos de los diferentes transformadores usados en la subestación: TABLA # 23 Presupuesto de Transformadores Trifásicos TRANSFORMADORES DESCRIPCION CANTIDAD PRECIO UNITARIO [$] TOTAL [$] TRANSFORMADOR TRIFASICO 230/138 KV 100 MVA TRANSFORMADOR TRIFASICO 138/69 KV 60 MVA TOTAL El costo total presentado por los equipos de la Subestación de nuestro proyecto es de aproximadamente millones de dólares. 49

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 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. 50

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 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. 51