ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE UNA SUBESTACIÓN MÓVIL DE ... ·...

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CAPÍTULO II

DISEÑO DE LA SUBESTACIÓN MÓVIL DE

DISTRIBUCIÓN PARA LA EEQSA

Como resultado del análisis efectuado en el capítulo anterior se establece que como una

opción factible de ejecución es realizar el estudio y diseño de una subestación móvil que

cumpla con las especificaciones y necesidades requeridas.

Esta entrará en operación para solventar las insuficiencias de carga y deberá estar en

disponibilidad para ser utilizada en cualquier tipo de contingencias que presenten las

subestaciones de la Empresa Eléctrica Quito.

2.1.- DISEÑO ELÉCTRICO DE LA SUBESTACIÓN

Como parámetros de diseño se debe considerar los niveles de tensión a maniobrar,

corrientes, sobretensiones, protecciones, coordinación de aislamiento, distancias

eléctricas, los mismos que serán tratados en el presente capítulo permitiendo establecer

todos los datos requeridos como especificaciones técnicas.

Para lo cual en base a los resultados obtenidos del capítulo anterior se establece que el

nivel de voltaje para la operación de esta subestación será de 138/23 kV considerando

una altura de 3000 m.s.n.m. establecida como la altura más crítica debido a que se

cuenta con una subestación ubicada sobre esta altura y que es de concesión de la

Empresa Eléctrica Quito.

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2.1.1.- DIAGRAMA UNIFILAR.

Uno de los aspectos fundamentales del diseño conceptual es la preparación de un

diagrama unifilar. En este diagrama se incluyen transformadores de potencia,

interruptores, seccionadores, cables, barras, transformadores de instrumentos,

pararrayos, sistema de control y monitoreo, entre otros.

El diagrama unifilar se usará para las especificaciones, detalles de instalación, pruebas

de equipo y sistema. La simbología utilizada es de la norma IEC.

El esquema de barras que se selecciona es de barra sencilla ya que se debe considerar

cortos tiempos de operación de la subestación, equipo reducido, maniobras sencillas y

espacio necesario para la subestación.

En el anexo 4 se muestra el plano del diagrama unifilar que indica los equipos asociados

en alta y media tensión y el equipo de medida y protección.

2.1.2.- CORRIENTES.

2.1.2.1.- Corriente nominal.

La corriente nominal nos indica los esfuerzos térmicos que debe soportar la instalación

eléctrica en las condiciones de operación normal.

Con este valor se pueden determinar las características de conducción de corriente de los

equipos (interruptores, seccionadores, transformadores de medida).

Para el cálculo de la corriente nominal utilizamos la potencia del transformador con un

20 % de sobrecarga y el voltaje nominal de 138 kV, tomando en cuenta que es un

sistema trifásico.

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Donde:

In: Corriente nominal.

S: Potencia del transformador.

V: Voltaje nominal de operación.

La corriente nominal para el lado de alta tensión (138 kV) es:

La corriente nominal para el lado de media tensión (23 kV) es:

2.1.2.2.- Corriente de cortocircuito.

“Es la sobrecorriente producida por un fallo de impedancia despreciable entre una fase y

neutro donde presentan una diferencia de potencial en condiciones normales. Un sistema

eléctrico puede estar expuesto a fallas o cortocircuitos, por lo que el equipo expuesto

debe ser aislado del resto en forma segura, de manera que no exista daño y se minimice

el efecto de la falla.”19

19 ENRIQUEZ HARPER, Gilberto, Elementos de diseño de subestaciones eléctricas, EDITORIAL LIMUSA, México, 2002, p 110

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Un método de cálculo sencillo y con un grado de aproximación alto es el Método de los

MVA, que básicamente es una modificación del método óhmico, en el cual la

impedancia de un circuito es la suma de las impedancias de sus componentes, donde

cada uno de estos componentes se calcula con su propia barra infinita.

En el caso de la subestación móvil este cálculo se lo hace tomando en cuenta solo el

transformador de potencia, ya que los otros elementos como los interruptores

automáticos tienen una impedancia despreciable.

Para calcular la corriente de cortocircuito simétrica en el punto de falla a partir de la

potencia de cortocircuito, se utiliza la siguiente expresión:

Donde:

Icc: Corriente de cortocircuito

MVAcc: Potencia de cortocircuito en Mega Voltamperios

kV: Tensión nominal de operación en Kilo Voltios.

La potencia de cortocircuito se calcula con la siguiente expresión:

Donde:

MVA: Potencia del transformador en Mega Voltamperios.

X (pu): Reactancia subtransitoria del transformador de potencia en por unidad.

MVAcc: Potencia de cortocircuito en Mega Voltamperios.

40

Donde la reactancia del transformador es el 10% tomando como potencia base la

potencia del transformador.

Por lo tanto la corriente de cortocircuito para el lado de alta tensión es:

La corriente de cortocircuito para el lado de media tensión es:

2.1.3.- SOBRETENSIONES.

“Las sobretensiones que se presentan en los sistemas eléctricos pueden ser en general de

tres tipos: por descargas atmosféricas, por maniobra de interruptores y temporales. De

estos tipos la más común y que produce los efectos más severos es la debida a descargas

atmosféricas.”20

2.1.3.1.- Sobretensiones temporales.

“Se caracterizan por presentarse a una frecuencia muy cercana a la industrial y por no

ser amortiguadas ni suavemente amortiguadas. Se asocian principalmente con pérdidas


41

de carga, fallas a tierra y resonancias de diferentes tipos. Las amplitudes de las

sobretensiones no deben exceder de 1.5 pu y su duración debe ser menor de un

segundo.”21

Por lo tanto la ecuación que define a eta sobretensión es la siguiente:

Donde:

TOV: Sobretensión temporal.

Ke: Factor de falla a tierra.

COV: Tensión continua de operación.

Para determinar la tensión continua de operación se tiene la siguiente expresión:

Donde:

Vmax: Voltaje máximo del sistema (no debe exceder el 5 % del voltaje nominal).

COV: Tensión continua de operación.

Para el lado de alta tensión la sobretensión temporal es la siguiente:

21

Norma IEC-71-1 Insulation Coordination

42

El factor de falla a tierra es 1.4 para sistemas sólidamente aterrizados.

Para el lado de media tensión la sobretensión temporal es la siguiente:

El factor de falla a tierra es 1.4 para sistemas sólidamente aterrizados.

2.1.3.2.- Sobretensión de maniobra.

“Es una sobretensión aplicada a un equipo como resultado de un evento de tipo

especifico sobre el sistema (energización de líneas, recierre, ocurrencia de fallas). El

factor de sobretensión está generalmente en el rango de 2 a 4 pu.”22

Este tipo de sobretensión tiene por lo general alto amortiguamiento y corta duración,

este tipo de sobrevoltaje tiene un tiempo de frente de 250 us y un tiempo de cola medio

de 2500 us, tal como se muestra en la figura 14.

FIGURA 14: ONDA PARA SOBRETENSION DE MANIOBRA


43

Para la subestación móvil se va a definir una sobretensión de maniobra mínima y una

máxima.

Donde:

BSLminimo: Sobretensión por maniobra mínimo.

BSLmaximo: Sobretensión por maniobra máximo.

Vn: Tensión nominal del sistema.

Para el lado de alta tensión (138 kV):

Para el lado de media tensión (23 kV):

44

2.1.3.3.- Sobretensiones atmosféricas.

“Las sobretensiones atmosféricas de amplitudes grandes pueden entrar a una subestación

como resultado de descargas atmosféricas directas sobre una línea o como flameos

inversos en una torre. La subestación debe estar protegida contra descargas directas

mediante un apantallamiento eficiente.”23

Según la norma IEC-60-2 la tensión de prueba normalizada para sobretensiones

atmosféricas tienen un tiempo de frente de 1.2 us y un tiempo de cola medio de 50 us tal

como se muestra en la figura 15. El factor de sobretensión está en el rango de 4 a 6 pu.

FIGURA 15: ONDA PARA SOBRETENSION POR RAYO

Para la subestación móvil se va a definir una sobretensión atmosférica mínima y una

máxima.

Donde:

V atmminimo: Sobretensión atmosférica mínima.

23

Norma IEC-60-2 High - voltage test techniques

45

V atmmáximo: Sobretensión atmosférica máxima.

Vn: Tensión nominal del sistema.



En la figura 16 se observa los diferentes tipos de sobretensiones en un diagrama

esquemático.

FIGURA 16: DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DE LAS SOBRETENSIONES

46

2.1.4.- PARARRAYOS O EXPLOSORES.

Para la protección contra sobretensiones atmosféricas o de maniobra se utilizan los

pararrayos. Los tipos de explosores son los siguientes:

Pararrayos con descargadores tipo plato

Pararrayos con resistencia de oxido de Zinc.

Pararrayos con resistencia de carburo de silicio.

Para este diseño es más recomendable los pararrayos de oxido de zinc como los que se

muestra en la figura 17, ya que la capacidad de absorción es mucho mayor que los otros

tipos, además de las siguientes ventajas.

Es de tamaño reducido en comparación con los autovalvulares.

Rápida respuesta para descarga de corrientes con pendiente alta.

Mayor durabilidad para un ciclo de trabajo múltiple.

En los pararrayos de oxido de zinc existe una corriente de dispersión muy pequeña ya

que un elemento de oxido de zinc es de resistencia negativa.

FIGURA 17 PARARRAYOS DE OXIDO DE ZINC

47

Para la selección del pararrayos, tenemos las siguientes definiciones:

2.1.4.1.- Tensión nominal de un pararrayos.

Es la mínima capacidad TOV (sobretensión temporal) durante 10 segundos en un ciclo

de prueba de los ensayos de operación.

2.1.4.2.- Factor de capacidad de sobrevoltaje temporal.

Es la capacidad que tiene un pararrayos de asimilar una sobretensión temporal expresada

en múltiplos de la tensión nominal del pararrayos.

2.1.4.3.- Tensión residual de un pararrayos.

Es el valor pico de tensión que aparece en los terminales del pararrayos durante una

sobretensión.

La tensión nominal del pararrayos Ur, se elige seleccionando el mayor valor entre Ro y

Re.



48

Donde Ko es el factor de diseño según el fabricante el cual debe ser especificado por

este, un valor encontrado comúnmente es 0.8.



Donde Kt es la capacidad del pararrayos contra sobretensiones temporales el cual

depende del tiempo de duración de la sobretensión.

Kt = 1.15 para 1 seg.

Kt = 1.10 para 10 seg.

Kt = 0.95 para 2 horas.

El mayor es Ro por lo tanto:

En alta tensión (138 kV):

En media tensión (23 kV):

49

El nivel de protección para impulso tipo atmosférico (NPR) según datos de fabricante se

muestra en la tabla 2.1.

NPR [kA] V MAX [kV]

10 < 420

15 420-550

20 >550

TABLA 2.1 NIVEL DE PROTECCIÓN PARA IMPULSO ATMOSFERICO

Como la tensión máxima es 145 kV y 25 kV, el NPR es 10 kA, para alta y media

tensión.

El nivel de protección para impulso de maniobra (NPM) según datos de fabricante se

muestra en la tabla 2.2.

NPM [kA] V MAX [kV]

0.5 < 145

1 145-362

2 >362

TABLA 2.2 NIVEL DE PROTECCIÓN PARA IMPULSO DE MANIOBRA

Como la tensión máxima es 145 kV y 25 kV, el NPM es 1 kA para alta tensión y 0.5

para media tensión.

Por lo tanto la tensión nominal del pararrayos según norma IEC 60099-4 queda

normalizada según el anexo 5.


Ur = 120 kV

NPR = 276 kV

NPM = 235 kV

50


Ur = 18 kV

NPR = 50 kV

NPM = 35 kV

Los pararrayos deben tener un contador de descargas atmosféricas y sobretensiones de

maniobra tal como se muestra en la figura 18.

FIGURA 18 CONTADOR DE DESCARGAS

Los pararrayos deben soportar la aceleración horizontal máxima según las

especificaciones del fabricante. Por lo tanto la capacidad sísmica debe ser 0.5 g o mayor

según la norma IEC 61166, ya que la subestación es de tipo móvil y debe soportar el

mayor grado de vibración.

En el nivel de tensión de 138 kV los pararrayos serán montados externamente y en nivel

de voltaje 23 kV deben ir montados dentro de las celdas de 24 kV.

51

Las pruebas de rutina que se deben realizar son las siguientes:

Mediciones de voltajes de referencia.

Pruebas de voltaje residual.

Verificación de ausencia de descargas y ruido.

Pruebas de llenado y fuga de gas.

2.1.5.- COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO.

“Las subestaciones eléctricas están sometidas a los esfuerzos dieléctricos producidos por

las sobretensiones que se presentan. Las sobretensiones pueden alcanzar valores tales

que dañen al aislamiento de los equipos, por esta razón se deben proteger.”24

2.1.5.1.- Tensión soportada al impulso tipo maniobra (BSL).

Es el valor pico de tensión soportada al impulso tipo maniobra, el cual caracteriza el

aislamiento del equipo en lo que se refiere a pruebas. Esta tensión se debe especificar en

seco y/o bajo lluvia, ya que la soportabilidad de los equipos de maniobra tiende a reducir

bajo una lluvia de elevada precipitación. Normalmente la condición en seco se prueba

para impulsos de polaridad positiva y la condición bajo lluvia para impulsos de

polaridad negativa.

2.1.5.2.- Tensión Soportada Al Impulso Tipo Atmosférico (BIL).

Es el valor pico de tensión soportada al impulso atmosférico el cual caracteriza el

aislamiento del equipo en lo que se refiere a pruebas. Esta tensión se especifica

solamente en seco, ya que la soportabilidad de los equipos a estos impulsos se afecta

poco por la lluvia.


52

2.1.5.3.- Cálculo de los niveles de aislamiento.

Se aplica un factor de seguridad (KI) para relacionar el NPR y el BIL. Este factor tiene

un rango entre 1.2 y 1.4 siendo 1.25 un valor normalmente aplicado. Para niveles de

tensión inferiores a 52 kV, el valor KI más utilizado es 1.4.

Se aplica un factor de seguridad KM para relacionar el NPM y el BSL. Donde KM = 1.15.

Existe un factor de seguridad que relaciona el BSL y el BIL y que depende del medio

aislante así:

Equipos sumergidos en aceite, K=0.83

Equipos aislados al aire, K=0.6 a 0.75.

Por lo tanto para realizar el cálculo de los niveles de aislamiento se necesita los datos de

NPR y NPM de los pararrayos.

Donde:

BIL: Tensión soportada al impulso tipo atmosférico.

BSL: Tensión soportada al impulso tipo maniobra.

53

BILnormalizado: Tensión soportada al impulso tipo atmosférico normalizado por norma

IEC.

NPM: Nivel de protección para impulso de maniobra.

NPR: Nivel de protección para impulso atmosférico.

K: Factor de seguridad, donde lo recomendado es 0.65.

KI: Factor de seguridad, para sistemas mayores a 52 kV lo recomendado es 1.25 y

menores a 52 kV es 1.15.

KM: Factor de seguridad, valor recomendado 1.15.

Para el lado de alta tensión (138 kV)

NPR = 276 kV

NPM = 235 kV

El BIL normalizado para 138 kV es 650, tal como se muestra en el anexo 5.

Como el valor de KF es mayor que KM por lo tanto el BIL es 650 kV.

Para el lado de media tensión (23 kV)

NPR = 50 kV

NPM = 35 kV

54

El BIL normalizado para 23 kV es 150, tal como se muestra en el anexo 5.

Como el valor de KF es mayor que KM por lo tanto el BIL es 150 kV.

Las características principales de los pararrayos se muestran en la siguiente tabla.

PARARRAYOS DE OXIDO DE ZINC

Tensión nominal (138 kV)

Tensión nominal 120 kV

Nivel de protección para impulso de maniobra

(NPM) 235 kV

Nivel de protección para impulso

atmosférico (NPR)

276 kV

Nivel de aislamiento BIL 650 kV

Tensión nominal (23 kV)


Nivel de protección para impulso de maniobra

(NPM) 35 kV

Nivel de protección para impulso

atmosférico (NPR)

50 kV

Nivel de aislamiento BIL 150 kV

TABLA 2.3 ESPECIFICACIONES PARARRAYOS OXIDO DE ZINC

55

2.1.6.- DISTANCIAS ELÉCTRICAS DE DISEÑO.

2.1.6.1.- Distancias dieléctricas en aire.

Las distancias en aire fase-tierra y fase-fase deben garantizar que la probabilidad de

flameo sea baja. Esto nos conduce a calcular las distancias mínimas de no flameo, que se

determina para impulsos atmosféricos si la tensión del sistema es menor a 230 kV y para

impulsos de maniobra si la tensión del sistema es mayor a 230 kV.

La tensión critica de flameo es el valor de tensión al cual se tiene una probabilidad de

flameo del 50%. La ecuación para poder encontrar esta tensión es la siguiente:

Donde:

BIL: Nivel básico de aislamiento

VCF: Tensión critica de flameo

δ: Desviación estándar referida al valor de VCF, obtenida de la distribución de gauss.

“Se recomienda para el caso de impulso de rayo, usar un valor de δ=3%”25

, por lo que

sustituyendo en la ecuación y despejando tenemos que:


56



Las distancias dieléctricas se calculan para el lado de alta tensión (138 kV), ya que en el

lado de media tensión (23 kV) se usara cabinas aisladas en SF6 (Hexafloururo de

azufre).

La distancia fase a tierra se calcula con la siguiente expresión:

Donde:

df-t: Distancia de fase a tierra (m).

VCF: Tensión critica de flameo (kV).

K3: factor de electrodos.

El factor de electrodos toma el valor de 550 para configuraciones tipo conductor-

estructura, conductor-objeto a tierra, entre otras.

Las distancias que se calcula solo son usadas en alturas hasta 1000 m.s.n.m., por lo que

se tiene un factor de corrección por altura según la norma IEC 60071-2. La ecuación

para la corrección por altura es la siguiente:

57

Donde:

Ka: Factor de corrección por altura.

m: 1.0 para impulso y frecuencia industrial.

H: altura de la instalación sobre el nivel del mar en metros.



La distancia fase a fase se calcula con la siguiente expresión:

Donde:

df-f: Distancia de fase a fase (m).

VCF: Tensión critica de flameo (kV).

58



2.1.6.2.- Altura mínima de las barras sobre el nivel de la plataforma.

La altura mínima de las barras colectoras de la subestación se calcula por medio de la

expresión:

Donde:

h: altura mínima de las barras colectoras (m).

kV: tensión máxima de diseño entre fases de la instalación (kV).

2.1.6.3.- Altura de los equipos.

La altura de los equipos como transformadores, interruptores, transformadores de

instrumento, conexiones entre otros aparatos y elementos bajo tensión no debe ser

inferior en ningún caso a 3 m, y se puede calcular mediante la siguiente expresión:

59

Donde:

h: altura de los equipos (m).

kV: tensión máxima de diseño (kV).

2.1.6.4.- Altura de la llegada de líneas de transmisión a la subestación.

La altura de las líneas de transmisión que se unen en la subestación, deberá tener una

altura que no sea inferior a 6 m, para obtener la altura se usa la siguiente expresión:

Donde:

h: Altura mínima de llegada de línea de transmisión (m).

kV: Tensión máxima de diseño (kV).

2.1.7.- DISTANCIAS DE SEGURIDAD.

La distancia mínima de seguridad es el espacio que se debe conservar en la subestación

para que el personal pueda circular y efectuar maniobras sin que exista riesgo para sus

vidas. Las distancias de seguridad están compuestas por dos términos: la distancia entre

60

fase y tierra, y la talla media de los operadores o el tamaño de los vehículos de

transporte.

2.1.7.1.- Distancia mínima para maniobras y circulación del personal.

Para la seguridad del personal debemos determinar las distancias horizontales y

verticales, para que las maniobras que realizan no sean peligrosas para sus vidas. La talla

media del personal con sus brazos alzados es de 2.25 m como se muestra en la figura 19,

y la longitud horizontal con sus brazos extendidos es de 1.75 m como se muestra en la

figura 20, por lo que las siguientes ecuaciones determinan estas distancias.

FIGURA 19 TALLA MEDIA DEL PERSONAL

FIGURA 20 LONGITUD HORIZONTAL DEL PERSONAL

61

Donde:

h: distancia vertical de seguridad (m).

D: distancia horizontal de seguridad (m).

df-t: distancia fase a tierra (m).

En la figura 21 muestra la distancia vertical de seguridad y en la figura 22 muestra la

distancia horizontal de seguridad.

FIGURA 21 DISTANCIA VERTICAL DE SEGURIDAD

62

FIGURA 22 DISTANCIA HORIZONTAL DE SEGURIDAD

2.1.7.2.- Distancias mínimas para circulación de vehículos.

Ya que los vehículos no tienen las mismas dimensiones no existe una ecuación que

determine esta distancia, por esta razón las distancias son las mismas en altura y en

longitud, para entender mas esta definición se puede observar la figura 23.

FIGURA 23 DISTANCIAS PARA VEHICULOS

63

En la siguiente tabla se muestran las distancias dieléctricas en aire.

TIPO DISTANCIAS (m)

DISTANCIA FASE-TIERRA

1.57

DISTANCIA FASE-FASE

1.66

ALTURA DE BARRAS

8.7

ALTURA DE EQUIPOS

4.82

ALTURA DE LINEAS

7.5

ALTURA DE SEGURIDAD

3.82

LONGITUD DE

SEGURIDAD 3.32

TABLA 2.4 DISTANCIAS DIELECTRICAS EN AIRE

2.1.8.- TRASFORMADOR DE POTENCIA.

El transformador de potencia cumple con la función más importante en la subestación,

ya que transforma el voltaje de un nivel primario 138 kV a otro nivel secundario 23 kV,

y debe ser capaz de transportar el flujo de potencia en forma continua hacia la carga.

El transformador es el equipo más grande, pesado y costoso de los equipos usados en la

subestación.

La capacidad nominal del transformador está basada en el estudio de carga que se

realizo en el anterior capitulo y su valor es de 25 MVA. Otra de las características

principales es que debe ser diseñado y construido para que opere a una altitud de 3000

m.s.n.m. y a una temperatura ambiente de 30º C. El tipo de conexión es delta/estrella con

neutro.

64

La impedancia nominal se expresa generalmente en porcentaje de la tensión de

impedancia con respecto a la tensión nominal. El valor de impedancia aceptado para un

transformador de dos devanados es de 10% en base de 25 MVA.

El transformador deberá ser del tipo sumergido en aceite y adecuado para instalación a

la intemperie del tipo OFAF (enfriamiento por aire y aceite forzado, intercambiador de

calor tubular con bomba y motor sumergidos), según la norma ANSI C57-12.00.

Deberá ser diseñado en base a un sistema que minimice el contacto del aceite con el aire,

como son los tipos sellados en gas inerte, o con tanque conservador. El aceite no debe

contener ningún tipo de askareles, principalmente PCB´s y PBB´s.

El calentamiento máximo del aceite debe ser 55º C y el calentamiento medio del cobre

debe ser 55º C.

El transformador debe ser capaz de soportar los esfuerzos de cortocircuito sin considerar

la impedancia del sistema.

Los pararrayos deben ser instalados en el transformador de potencia, tanto para el lado

de alta tensión (138 kV), como para el lado de media tensión (23 kV).

El transformador debe contar con un tanque de expansión de aceite conectado al tanque

principal, además debe disponer de una membrana para evitar el ingreso de humedad

hacia el aceite.

El transformador debe poseer una RTD para indicar la temperatura del aceite, un

termómetro para indicar la temperatura de los devanados, un manómetro que indique la

presión y vacio, un indicador de nivel de aceite para lectura del personal.

Para la obtención de muestras y drenaje de aceite se deben instalar válvulas en los

radiadores y tanques.

65

Debe tener un respiradero de silicagel, el cual debe ser fabricado de vidrio para permitir

una inspección visual del estado del silicagel.

Como el transformador tiene tanque de expansión, se debe instalar un relé Buchholz en

la tubería de conexión entre el tanque principal y el tanque conservador, para protección

sensible al efecto de fallas dieléctricas dentro del equipo.

El transformador debe tener un cambiador trifásico de derivaciones de tomas bajo carga

LTC (Load Tap Changing), con un rango de variación de +15% instalado en el devanado

de alta tensión. El cambiador de derivaciones bajo carga deberá poseer un mínimo de 17

posiciones, 8 posiciones de incremento y 8 posiciones de reducciones del voltaje

nominal, además de contar con un contador de operaciones.

El transformador debe tener un gabinete de control y monitoreo donde un controlador

envía todos los parámetros o señales que se puedan controlar vía protocolo IEC 61850, o

DNP3.

El transformador debe soportar la aceleración horizontal máxima según las

especificaciones del fabricante. Por lo tanto la capacidad sísmica debe ser 0.5 g o mayor

según la norma IEC 61166, ya que la subestación es de tipo móvil y debe soportar el

mayor grado de vibración.


Pruebas dieléctricas del aceite.

Chequeo de conexiones y medición de la resistencia del aislamiento a tierra.

Mediciones de resistencias del aislamiento de los devanados del transformador y

chequeo de continuidad de las conexiones de los devanados incluyendo los

relacionados a los intercambiadores de derivaciones en todas las posiciones.

Revisión de las relaciones de transformación en todas las posiciones de los

cambiadores de derivaciones.

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Revisión de la polaridad, ángulos de fase y rotación de fase.

2.1.8.1.- Bushings.

Los diferentes bushings deben tener suficiente longitud para una instalación adecuada de

los transformadores de corriente tipo bushing; además, deberán tener la cantidad

necesaria de transformadores de corriente para la medición protección de la subestación.

2.1.8.1.1.- Bushings de 138 kV.

Deben poseer dos transformadores de corriente por cada fase, para protección de las

siguientes características:

La corriente nominal del primario de 150 A, la corriente nominal del secundario de 5 A,

la clase de protección C200 según norma ANSI lo que significa que el transformador de

corriente se satura a 200 voltios y es de tipo ventana, el burden es la carga conectada en

el devanado secundario, y se puede expresar en forma de la impedancia total de la carga

expresada en ohms o bien en voltamperios.

La carga que se conectará en el lado secundario son relés de protección por lo tanto

según norma ANSI la letra C en la clase de protección nos indica que el burden es de 50

VA.

Los bushing también deben poseer un transformador de corriente por cada fase, para

medida de las siguientes características: La corriente nominal del primario de 150 A, la

corriente nominal del secundario de 5 A, la clase de protección 0,3B1,0 según norma

ANSI lo que significa que el transformador de corriente tiene una desviación mínima de

0.3 % y una desviación máxima de 1 %, la carga que se conectara en el lado secundario

son medidores de energía por lo tanto según norma ANSI la letra B en la clase de

protección nos indica que el burden es de 25 VA.

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2.1.8.1.2.- Bushings de 23 kV.

Deben poseer dos transformadores de corriente por cada fase, para protección de las

siguientes características:


la clase de protección C200 según norma ANSI, la carga que se conectara en el lado

secundario son relés de protección por lo tanto según norma ANSI la letra C en la clase

de protección nos indica que el burden es de 50 VA. Los bushing también deben poseer

un transformador de corriente por cada fase, para medida de las siguientes

características:


la clase de protección 0,3B1,0 según norma ANSI, la carga que se conectara en el lado

secundario son medidores de energía por lo tanto según norma ANSI la letra B en la

clase de protección nos indica que el burden es de 25 VA.

2.1.8.1.3.- Bushing del neutro.

Debe poseer un transformador de corriente, para protección de las siguientes

características:


la clase de protección C200 según norma ANSI, la carga que se conectara en el lado

secundario son relés de protección por lo tanto según norma ANSI la letra C en la clase

de protección nos indica que el burden es de 50 VA. La capacidad de corriente mínima

de los bushings para los diferentes transformadores es de:

Lado de alta tensión (138 kV): 200 A.

Lado de media tensión (23 kV): 1000 A.

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Las características básicas del transformador trifásico se indican en la siguiente tabla:

TRANSFORMADOR DE POTENCIA

Tipo de conexión DnY1

Frecuencia del sistema 60 Hz

Voltaje nominal en alta tensión 138 kV

Voltaje nominal en media tensión 23 kV

Número de bushings en alta tensión 3

Número de bushings en media tensión 4

Capacidad 25 MVA

Refrigeración OFAF

Impedancia 10%

LTC en alta tensión 15%

Clase de aislamiento en alta tensión 145 kV

Nivel de aislamiento interno (BIL) 650 kV

Nivel de aislamiento externo (BIL) 750 kV

Clase de aislamiento en media tensión 25 kV

Nivel de aislamiento interno (BIL) 150 kV

Clase de aislamiento del neutro 25 kV

Capacidad sísmica 0.5 g

TABLA 2.5 ESPECIFICACIONES DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA

Las características básicas de los transformadores de corriente tipo protección se indican

en la tabla 2.6a y tipo medición en la tabla 2.6b:

TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA PROTECCIÓN


Corriente nominal primario 150 A

Corriente nominal secundario 5 A

Clase precisión C200

Burden 50 VA




Clase precisión C200

Burden 50 VA

TABLA 2.6a ESPECIFICACIONES TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

PROTECCIÓN

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TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA MEDICIÓN




Clase precisión 0,3B1,0

Burden 25 VA




Clase precisión 0,3B1,0

Burden 25 VA

TABLA 2.6b ESPECIFICACIONES TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

MEDICIÓN

En la siguiente figura se puede observar un transformador de potencia ABB de

138/23 kV, con tanque de expansión y pararrayos incluidos.

FIGURA 24 TRANSFORMADOR DE POTENCIA

(1) Pararrayos.

(2) Tanque de expansión.

(3) Bushings de alta tensión.

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)

70

(4) Transformadores de corriente.

(5) Tanque principal.

(6) LTC (Load Tap Changing).

2.1.9.- INTERRUPTOR AUTOMÁTICO TRIPOLAR PARA 138 kV

COMPACTO.

El interruptor es el dispositivo que cierra e interrumpe un circuito eléctrico con contactos

separables, bajo condiciones de carga o falla.

Para este diseño se ha seleccionado un interruptor tripolar, aislado en SF6 ya que este

gas tiene una alta rigidez dieléctrica, que hace que sea un excelente aislante, por lo tanto

reduce sus dimensiones, otra de las características es que debe ser de tanque muerto ya

que todos sus accesorios se mantienen al potencial de tierra y la fuente externa se enlaza

por medio de boquillas o bushings convencionales.

Cuando las subestaciones tienen limitaciones en espacio como es el caso de la

subestación móvil se consideran los interruptores compactos, los cuales son de menores

dimensiones además de proporcionar en su interior el equipo de seccionamiento

adyacente al interruptor y la opción de aterrizar la línea de transmisión, conjuntamente

cuenta con transformadores de corriente para la protección y medición de la subestación,

tal como se muestra en la figura 25.

FIGURA 25 DIAGRAMA UNIFILAR INTERRUPTOR COMPACTO

71

En el esquema unifilar de la figura 25 se puede destacar:

Los seccionadores de línea y tierra.

El interruptor.

Los transformadores de corriente (medida/protección).

Por su peso y tamaño reducido este interruptor es ideal para subestaciones móviles,

donde estas variables son críticas en este diseño. En la siguiente figura se muestra un

interruptor tripolar compacto.

FIGURA 26 INTERRUPTOR TRIPOLAR COMPACTO

Para dimensionar el interruptor, debemos conocer, los valores nominales de voltaje,

frecuencia y corriente. La frecuencia a la que va a operar el interruptor es 60 Hz, la cual

es manejada en nuestro país. La tensión nominal del interruptor debe estar basada de

acuerdo a la tabla que se da a continuación:

72

TENSIÓN NOMINAL

SISTEMA INTERRUPTOR

kV kV

115 123

138 145

161 170

230 245

400 420

TABLA 2.7 TENSIÓN NOMINAL DEL INTERRUPTOR

La corriente nominal para interruptores en alta tensión se muestra en la siguiente tabla:

TENSION NOMINAL DEL INTERRUPTOR

CORRIENTE NOMINAL A 60 Hz

kV A

123

1250

1600

2000

145

1250

1600

2000

170 1250

245

1250

1600

2000

2500

3150

420

1600

2000

2500

3150

TABLA 2.8 CORRIENTES NOMINALES PARA INTERRUPTORES DE ALTA

TENSIÓN

Por lo tanto como la corriente nominal del sistema no supera los 1200 A se escoge un

interruptor de corriente nominal de 1250 A.

73

Otra característica para dimensionar el interruptor es la capacidad interruptiva que es la

corriente de cortocircuito a la que el interruptor es capaz de conducir en posición cerrada

durante una duración de tres segundos y esta seleccionada mediante la siguiente tabla.

TENSIÓN NOMINAL

DEL INTERRUPTOR

CORRIENTE NOMINAL A 60 Hz

CORRIENTE INTERRUPTIVA

DE CORTOCIRCUITO

kV A kA

123

1250

25-31.5 1600

2000

145

1250

20-31.5 1600

2000

170 1250 20-31.5

245

1250

31.5-40

1600

2000

2500

3150

420

1600

31.5-40 2000

2500

3150

TABLA 2.9 VALORES DE CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO PARA

INTERRUPTORES DE ALTA TENSIÓN

Por lo tanto la corriente de cortocircuito esta dentro de los limites con lo antes calculado.

El tiempo máximo de cierre del interruptor a una frecuencia de 60 Hz, debe ser 0.16

segundos, la capacidad de ejecución a tensión nominal para la apertura debe ser de 0.3

segundos.

Los transformadores de corriente para protección y medición internos deben tener las

mismas características que los dimensionados en el anterior subcapítulo.

74


Pruebas sísmicas.

Pruebas mecánicas.

Pruebas dieléctricas.

Pruebas de cortocircuito.

Medición de los tiempos de cierre y apertura.

Las características básicas del interruptor tripolar se indican en la siguiente tabla:

CARACTERISTICAS TECNICAS

Tensión nominal kV 145

Frecuencia Hz 60

Corriente nominal A 1250

Corriente de cortocircuito kA 31.5

Duración del cortocircuito sec 3

TABLA 2.10 ESPECIFICACIONES INTERRUPTOR COMPACTO

2.1.10.- TRANSFORMADORES DE POTENCIAL CAPACITIVOS.

Los transformadores de potencial capacitivos separan el circuito de alta tensión de los

instrumentos de medida, relés, protecciones.

El nivel de tensión para medición y protección es de 115 V, y la clase de protección que

se va a usar es 0.3 X lo que quiere decir que va a tener una desviación con respecto al

voltaje nominal de 0.3 % y la letra X indica que el burden es de 25 VA ideal para

medición.

En la siguiente figura se muestra un transformador de potencial capacitivo de

138 kV/115 V.

75

FIGURA 27 TRANSFORMADOR DE POTENCIAL CAPACITIVO


Pruebas sísmicas.

Pruebas de impulso de tensión.

Pruebas de precisión.

Las características básicas de los transformadores de potencial capacitivos se indican en

la siguiente tabla:


Tensión nominal primario 138 kV

Tensión nominal secundario 115 V

Clase precisión 0.3 X

Burden 25 VA


Tensión nominal primario 23 kV

Tensión nominal secundario 115 V

Clase precisión 0.3 X

Burden 25 VA

TABLA 2.11 ESPECIFICACIONES TRANSFORMADORES DE POTENCIAL

CAPACITIVOS

76

2.1.11.- CELDAS AISLADAS PARA 24 kV.

Las celdas o cabinas aisladas en SF6 de 24 kV son esencialmente usadas para

subestaciones con espacio limitado.

Para este diseño las celdas deben contener en su interior:

Un interruptor automático de 1250 A de corriente nominal.

Módulos de medida en barras con transformadores de tensión y corriente con las

características definidas.

Celda de salida con interruptor-seccionador.

Celda de protección para transformador de servicios auxiliares.

En la figura 28 muestra el sistema de barras en la celda, y en la figura 29 se puede

observar el interruptor.

FIGURA 28 SISTEMA DE BARRAS EN CELDAS DE MEDIA TENSIÓN

77

FIGURA 29 INTERRUPTOR EN SF6

En el mismo compartimiento del interruptor se encuentra el seccionador de tres

posiciones:

Conectado a barras.

Abierto.

Conectado a tierra.

En la figura 30 se muestra un transformador de corriente, y en la figura 31 se puede

observar un transformador de tensión.

FIGURA 30 TRANSFORMADOR DE CORRIENTE

78

FIGURA 31 TRANSFORMADOR DE TENSIÓN

En la siguiente figura se muestra la celda de media tensión con todos sus partes

completas.

FIGURA 32 CELDA AISLADA EN SF6

Otra celda debe tener un transformador tipo pad mounted para servicios auxiliares de

50 KVA, con conexión delta-estrella con neutro sólidamente puesto a tierra, como el que

se muestra en la siguiente figura.

79

FIGURA 33 TRANSFORMADOR DE SERVICIOS AUXILIARES

2.1.12.- RELÉS DE PROTECCIÓN.

Para este diseño los relés de protección que se va a utilizar son los siguientes:

Relé de recierre (79).

Relé de sincronización (25).

Relé de distancia (21).

Relé de baja tensión (27).

Relé de sobretensión (59).

Relé receptor de portador de onda (85).

Relé de sobrecorriente instantánea (50).

Relé diferencial de transformador (87T).

Relé direccional de sobrecorriente (67).

2.1.12.1.- Relé de recierre (79).

Ese relé es propio del interruptor de alta tensión y su función es controlar

automáticamente el recierre y el enclavamiento en posición abierta.

80

2.1.12.2.- Relé de sincronización (25).

Este relé es propio del interruptor de alta tensión y su función es comprobar el

sincronismo de tensión, frecuencia y ángulo de fase entre dos circuitos para la puesta en

paralelo de estos, que en nuestro caso sería la puesta en paralelo de dos subestaciones;

una fija y la móvil.

2.1.12.3.- Relé de distancia (21).

Es el que funciona cuando la impedancia o reactancia de un circuito en este caso la línea

de transmisión disminuye o aumenta a unos límites preestablecidos. Estos relés son

usados para la protección de líneas de transmisión.

En esta subestación es importante esta protección ya que las contingencias en líneas de

transmisión afectan a la subestación, además de la protección principal se requiere de

una protección de respaldo ya que el relé de distancia protege por zonas. Para esta

protección se usan transformadores de corriente y transformadores de potencial tal como

se muestra en la figura.

FIGURA 34 CONEXIÓN RELE DE DISTANCIA

2.1.12.4.- Relé de baja tensión (27).

Este relé responde a una magnitud de voltaje por debajo de un valor especificado, y es

importante en la subestación móvil ya que una baja tensión puede poner en riesgo los

81

equipos. Para la conexión de este relé se necesita solo transformadores de potencial, tal

como se muestra en la figura.

FIGURA 35 CONEXION RELE DE BAJA TENSIÓN

2.1.12.5.- Relé de sobretensión (59).

Este relé responde a una magnitud de voltaje por encima de un valor especificado, y es

importante en la subestación ya que un incremento de tensión puede afectar los equipos.

La conexión de este relé se realiza a través de transformadores de potencial, tal como se

muestra en la figura.

FIGURA 36 CONEXIÓN RELE DE SOBRETENSIÓN

2.1.12.6.- Relé de sobrecorriente instantánea (50).

Es el que funciona instantáneamente con un valor excesivo de aumento de corriente y es

necesario en la subestación ya que un aumento excesivo de corriente puede afectar los

82

equipos. Para la conexión de este relé se necesita de transformadores de corriente, tal

como se muestra en la figura.

FIGURA 37 CONEXIÓN RELE DE SOBRECORRIENTE

2.1.12.7.- Relé diferencial de transformador (87T).

Este relé responde a la diferencia entre dos o más corrientes por encima de un valor

especificado. Esta protección está dirigida hacia las fallas internas en el transformador.

Se utiliza protección diferencial para cada una de las fases. Para la conexión se utiliza

transformadores de corriente, como se muestra en la figura.

FIGURA 38 CONEXIÓN RELE DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR

2.1.12.8.- Relé direccional de sobrecorriente (67).

Este relé opera únicamente para un flujo de corriente del transformador en una dirección

dada. Por lo tanto es un relé de sobrecorriente y un relé direccional en uno. Para la

conexión de este relé se utilizan transformadores de corriente, como se muestra en la

figura.

83

FIGURA 39 CONEXIÓN RELE DIRECCIONAL DE SOBRECORRIENTE

En la siguiente figura se muestra un relé de protección multifuncional.

FIGURA 40 RELÉ DE PROTECCIÓN MULTIFUNCIONAL

2.1.13.- DISPOSICIÓN DE EQUIPOS EN LAS PLATAFORMAS.

Los equipos de la subestación móvil deben ir montados sobre una o más plataformas,

para este diseño se han decidido usar tres plataformas para que esta subestación tenga

más flexibilidad. Los equipos de alta y media tensión tienen pesos muy elevados, las

plataformas deben soportar estos pesos por lo que la subestación se ha dividido en tres

partes.

Plataforma para Equipo de corte y seccionamiento.

Plataforma para el transformador de potencia.

Plataforma para equipo de media tensión.

84

2.1.13.1.- Plataforma para equipo de corte y seccionamiento.

Esta plataforma debe contener los siguientes elementos:

3 pararrayos con contador de descargas de alta tensión (138 kV).

3 transformadores de potencial.

1 interruptor automático compacto, con sus accesorios.

2.1.13.2.- Plataforma para el transformador de potencia.

La plataforma del transformador de potencia debe soportar el peso de este ya que es el

equipo más pesado.

Los accesorios del transformador de potencia son: transformadores de corriente,

pararrayos, sensores, tanque de expansión, entre otros que ya se mencionaron en el

diseño de este.

2.1.13.3.- Plataforma para equipo de media tensión.

La plataforma debe contener los siguientes elementos:

1 gabinete para celdas de media tensión (23 kV).

1 transformador Pad Mounted para servicios auxiliares.

1 gabinete para control, medición y protección.

1 gabinete para baterías y cargador de baterías.

1 rollo de cable de salida de media tensión (23 kV).

En el anexo 7 se muestra el plano de la vista lateral de la subestación móvil con todos

sus elementos y en el anexo 8 se encuentra el plano de la vista superior de la subestación

móvil.

85

Con el diseño y especificaciones técnicas de la subestación móvil, la Empresa Eléctrica

Quito cuenta con un documento técnico, el cual va a ser solventado con el estudio de

confiabilidad que indica los beneficios técnicos de esta subestación contrastada con las

subestaciones fijas analizadas.

ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE UNA SUBESTACIÓN MÓVIL DE ... ·...

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