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

7

FIGURA # 1


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


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

8

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


1 Interruptor

3 Seccionadores

1 Pararrayos


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


1 Interruptor

3 Seccionadores

1 Pararrayos


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


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

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

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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


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

14

Para Bahía 138 KV

𝑑𝐹𝐹 = 0.725 + (145 − 50) ∗ 0.01)

𝑑𝐹𝐹 = 1.67 𝑚


300∗ 3%


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


300∗ 3%


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


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


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



Para Bahía 69 KV



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



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Para Bahía 69 KV



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.

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


Interruptor de Potencia SF6

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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 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


Seccionador

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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 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.

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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 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


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).

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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

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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


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


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


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




√3

𝐶𝑂𝑉 = 79.67 𝐾𝑉

29



𝑉𝑛 = 0.8 ∗ (138 ∗ 1.05)

𝑉𝑛 = 115.92 𝐾𝑉



Donde:

𝑇𝑂𝑉: Tensión asignada al pararrayo.

𝐾𝑇 : Factor de sobretensión dado por el fabricante.

𝑇𝑂𝑉 = 1.35(115.92)

𝑇𝑂𝑉 = 156.49 𝐾𝑉



𝑍0

Dónde:


BIL= nivel básico de aislamiento = 530 KV

𝐼𝑑 =2(530) − 115.92

234.58

𝐼𝑑 = 4.02𝐾𝐴


30

Características del pararrayo de 138KV seleccionado

TABLA # 9




TOV 156.49 KV


COV 79.67 KV


MANIOBRA 2.3 KV


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




Tensión nominal, KV rms 115.92 KV


1200 Kv/us 480 KV



onda 1200 Kv/us

450 KV


maniobra, Kv cresta 360 KV


Id=5(kA) 390

31




√3

𝐶𝑂𝑉 = 48.79 𝐾𝑉



𝑉𝑛 = 0.8 ∗ (69 ∗ 1.05)

𝑉𝑛 = 57.96 𝐾𝑉



𝑇𝑂𝑉 = 1.35(57.96)

𝑇𝑂𝑉 = 78.25𝐾𝑉



𝑍0

Dónde:


BIL= nivel básico de aislamiento =140 KV

𝐼𝑑 =2(140) − 57.96

234.58= 1.73𝐾𝐴


32

Características del pararrayo de 69 KV seleccionado

TABLA # 11




TOV 78.52 KV


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




Tensión nominal, KV rms 58 KV


1200 Kv/us

150 KV



onda 1200 Kv/us

115 KV


maniobra, Kv cresta

108 KV


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


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


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


Parámetros de los transformadores de 230/138KV (lado de baja)







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)







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)







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:

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


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




0.961 ∗ 𝑑𝑟


0.961 ∗ 0.801= 688.52 𝐾𝑉


𝑁𝐵𝑆 = 0.83 ∗ 𝐵𝐼𝐿

𝑁𝐵𝑆 = 0.83 ∗ 530𝐾𝑉 = 439.9 𝐾𝑉


𝐾𝑉𝑛 = 𝐾𝑉 ∗ 1.05 ∗ 0.8

𝐾𝑉𝑛 = 138𝐾𝑉 ∗ 1.05 ∗ 0.8 = 115.92 𝐾𝑉





transformador:

𝑋 =300 ∗ (439.9 − 390)

2 ∗ 966 KV/µs

𝑋 = 7.75 𝑚


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




0.961 ∗ 𝑑𝑟


0.961 ∗ 0.801= 181.87 𝐾𝑉


𝑁𝐵𝑆 = 0.83 ∗ 𝐵𝐼𝐿

𝑁𝐵𝑆 = 0.83 ∗ 140𝐾𝑉 = 116.2 𝐾𝑉


𝐾𝑉𝑛 = 𝐾𝑉 ∗ 1.05 ∗ 0.8

𝐾𝑉𝑛 = 69𝐾𝑉 ∗ 1.05 ∗ 0.8 = 57.96 𝐾𝑉





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


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


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


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


FIGURA # 17




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



43

TABLA # 18




1 𝟔𝟎𝟒 − 𝟒𝟖𝟎

𝟔𝟎𝟒= 𝟎. 𝟐𝟎 20

2 𝟓𝟑𝟎 − 𝟒𝟓𝟎

𝟓𝟑𝟎= 𝟎. 𝟏𝟕 17

3 𝟒𝟒𝟎 − 𝟑𝟔𝟎

𝟑𝟔𝟎= 𝟎. 𝟏𝟖𝟏 18.1


FIGURA # 18




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



44

TABLA # 19




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


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


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


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


138 KV:

140 m

11

4.7

5 m

51.80 m

51.80 m

Electrodo

49

TABLA # 21



PATIO DE 138 KV





TOTAL 540000


69 KV:

TABLA # 22



PATIO DE 69 KV





TOTAL 84100

En la tabla 23 se muestra los costos de los diferentes transformadores usados en

la subestación:

TABLA # 23


Presupuesto de Transformadores Trifásicos

TRANSFORMADORES


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.

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