Proyecto Subestaciones

PROYECTO SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

Diego Bonett, Jaime Ramírez Parra, Jairo Neuta

Subestaciones Eléctricas – Eliseo Gómez

Universidad Nacional De Colombia

27 de Junio de 2014

1 Proyecto De Subestaciones Eléctricas

27 de Mayo de 2014

CONTENIDO

CONTENIDO ............................................................................................................................................. 1

LISTA DE TABLAS ...................................................................................................................................... 2

LISTA DE FIGURAS .................................................................................................................................... 4

1. DISEÑO DE UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA ....................................................................................... 5

2. DISTANCIAS PARA UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DE 230 KV ........................................................... 6

A. TEORÍA GENERAL ............................................................................................................................... 6

B. ANCHO DE CAMPO ........................................................................................................................... 11

i. Módulo de Línea ...................................................................................................................... 11

ii. Módulo de Carga ..................................................................................................................... 12

C. LARGO DE CAMPO............................................................................................................................ 13

D. ALTO DE CAMPO ............................................................................................................................. 14

E. AISLADORES ................................................................................................................................... 15

F. CÁLCULO DE CONDUCTANCIA .............................................................................................................. 16

G. CONSIGNACIÓN DE OPERACIONES ........................................................................................................ 18

3. FLUJO DE CARGA ............................................................................................................................ 20

A. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ................................................................................................................. 20

B. PROYECCIÓN DE CRECIMIENTO DE LA SUBESTACIÓN ................................................................................... 20

C. VALORES BASE ................................................................................................................................ 21

D. CÁLCULO DE LAS LÍNEAS: .................................................................................................................... 22

i. Corrección por sobrecorriente .................................................................................................. 26

E. CORRIENTE QUE ENTRA A LA SUBESTACIÓN ............................................................................................. 31

4. CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO ................................................................................................... 31

A. CAPACIDAD DE CORTO CIRCUITO SCC ................................................................................................... 31

B. CÁLCULO DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO PARA LA SUBESTACIÓN............................................................. 32

5. SELECCIÓN DE EQUIPOS.................................................................................................................. 33

A. DESCARGADOR ................................................................................................................................ 33

B. TRANSFORMADOR DE INSTRUMENTACIÓN DE TENSIÓN (PT): ...................................................................... 35

C. SECCIONADOR ................................................................................................................................. 36

D. INTERRUPTOR DE POTENCIA ................................................................................................................ 37

E. TRANSFORMADOR DE INSTRUMENTACIÓN DE CORRIENTE (CT) .................................................................... 38

F. TRANSFORMADOR TRIFÁSICO .............................................................................................................. 40

G. RESUMEN DE EQUIPOS ...................................................................................................................... 41

6. APANTALLAMIENTO DE LA SUBESTACIÓN ...................................................................................... 42

A. INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................... 42

B. ANÁLISIS DE LOS COMPONENTES DE RIESGO ............................................................................................ 42

C. FUENTES DE DAÑO ........................................................................................................................... 43

D. TIPOS DE DAÑO ............................................................................................................................... 43

E. TIPOS DE PÉRDIDAS .......................................................................................................................... 43

F. RIESGO TOLERABLE RT ....................................................................................................................... 44

G. CRITERIOS ...................................................................................................................................... 44


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H. RESULTADOS .................................................................................................................................. 45

7. ANÁLISIS DE COSTOS ...................................................................................................................... 46

A. COSTOS PARA 2008 ......................................................................................................................... 46

B. COSTOS PARA 2014 ......................................................................................................................... 47

BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................................................ 50

LISTA DE TABLAS

TABLA 1. DISTANCIAS ENTRE LA MALLA DE ENCERRAMIENTO Y ZONA ENERGIZADA SEGÚN NIVEL DE TENSIÓN. ........................ 8

TABLA 2. DISTANCIAS ENTRE EQUIPOS SEGÚN NIVEL DE TENSIÓN. .............................................................................. 8

TABLA 3. CORRELACIÓN ENTRE TENSIONES DE SOPORTABILIDAD AL IMPULSO ATMOSFÉRICO Y DISTANCIAS MÍNIMAS EN EL AIRE

(UM 300KV). ...................................................................................................................................... 9

TABLA 4. DISTANCIAS ENTRE EQUIPOS PARA UNA S/E DE 230 KV. ........................................................................... 10

TABLA 5. DISTANCIAS A LO LARGO DEL CORTE C-C’, MÓDULO DE LÍNEA ..................................................................... 12

TABLA 6. . DISTANCIAS A LO LARGO DEL CORTE B-B’, MÓDULO DE CARGA .................................................................. 12

TABLA 7. DISTANCIAS A LO LARGO DEL CORTE A-A’, A LO LARGO DE LOS SECCIONADORES. ............................................. 14

TABLA 8. DISTANCIAS A LO LARGO DEL ALTO DE CAMPO. ....................................................................................... 15

TABLA 9.CARACTERÍSITCAS DEL AISLADOR A UTILIZAR ........................................................................................... 15

TABLA 10. KF PARA DISTINTOS AMBIENTES ........................................................................................................ 16

TABLA 11. CÁLCULO DEL LARGO DE LA CADENA DE AISLADORES CON CONDICIONES DE BOGOTÁ ...................................... 16

TABLA 12. EJEMPLO DEL CÁLCULO DEL NÚMERO TOTAL DE AISLADORES..................................................................... 16

TABLA 13. EJEMPLO PARA UN CONDUCTOR FAISÁN DE 150 KM DÚPLEX DE LA CONDUCTANCIA PROVOCADA POR LAS FUGAS DE

LOS AISLADORES ................................................................................................................................. 17

TABLA 14. EJEMPLO PARA UN CONDUCTOR FAISÁN DE 150 KM DÚPLEX DE LA CONDUCTANCIA PROVOCADA POR EL EFECTO

CORONA. .......................................................................................................................................... 17

TABLA 15. RESUMEN DE LOS VALORES BASE. ...................................................................................................... 22

TABLA 16. CÁLCULO PRELIMINAR PARA SELECCIÓN DE CONDUCTOR.......................................................................... 22

TABLA 17. CARACTERÍSTICAS PERTINENTES DE LOS CONDUCTORES UTILIZADOS EN LAS SIMULACIONES ............................... 23

TABLA 18. DATOS POR KILÓMETRO DE LA LÍNEA ................................................................................................. 25

TABLA 19. PARÁMETROS DE LAS LÍNEAS UTILIZADAS ............................................................................................. 29

TABLA 20. MATRIZ DE IMPEDANCIA PARA EL SISTEMA DE POTENCIA ......................................................................... 31

TABLA 21. NODOS ORDENADOS DE MAYOR A MENOR POR CAPACIDAD DE CORTOCIRCUITO EN P.U. .................................. 31

TABLA 22. CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO TRIFÁSICAS PARA FALLAS EN TODOS LOS NODOS ........................................ 32

TABLA 23. CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO MONOFÁSICAS PARA FALLAS EN TODOS LOS NODOS .................................... 32

TABLA 24. TIEMPO DE DESPEJE DE FALLAS (DATOS ABB). ..................................................................................... 33

TABLA 25. TIPOS DE DESCARGADOR ABB. ......................................................................................................... 34

TABLA 26. CARACTERÍSTICAS DEL INTERRUPTOR DE POTENCIA DE 245 KV ABB ........................................................... 37


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TABLA 27. RIESGO TOLERABLE PARA CADA UNO DE LOS TIPOS DE PÉRDIDA ................................................................. 44

TABLA 28. DIMENSIONES Y CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LA ESTRUCTURA (SUBESTACIÓN) ....................................... 45

TABLA 29. ESTADÍSTICAS ACERCA DE DESCARGAS ANUALES SOBRE LA ESTRUCTURA ....................................................... 45

TABLA 30. RESULTADO DEL RIEGO PRESENTE EN LA SUBESTACIÓN PARA CADA UNO DE LOS TIPOS DE PÉRDIDA. .................... 46

TABLA 31. COSTOS APROXIMADOS DE LOS EQUIPOS PARA EL AÑO 2008 ................................................................... 47

TABLA 32. COSTOS APROXIMADOS DE LOS EQUIPOS PARA EL AÑO 2014 ................................................................... 49


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LISTA DE F IGURAS

FIGURA 1. ESQUEMA DEL SISTEMA ELÉCTRICO. ..................................................................................................... 5

FIGURA 2. PLANO UNIFILAR DE LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA. .................................................................................... 6

FIGURA 3. DISTANCIA ENTRE LA MALLA DE ENCERRAMIENTO Y ZONA ENERGIZADA. ......................................................... 7

FIGURA 4. DISTANCIA PARA LA ZONA DE CIRCULACIÓN. ......................................................................................... 10

FIGURA 5. DISTANCIA ZONA DE MANTENIMIENTO. ............................................................................................... 11

FIGURA 6. SISTEMA INTERCONECTADO.............................................................................................................. 20

FIGURA 7. LÍNEA CON DOS CIRCUITOS SIMPLES. A LA IZQUIERDA. DISPOSICIÓN Y DISTANCIA ENTRE FASES. A LA DERECHA [1] .. 24

FIGURA 8. PRIMER RESULTADO ESTABLE DE SIMULACIÓN ....................................................................................... 26

FIGURA 9. CAMBIANDO LÍNEA 3-5 A CONDUCTOR THRASHER ................................................................................. 26

FIGURA 10. CAMBIANDO EL CONDUCTOR DERECHO POR CONDUCTOR TIPO THRASHER .................................................. 27

FIGURA 11. CAMBIANDO LOS CONDUCTORES CENTRALES POR CONDUCTOR TIPO THRASHER .......................................... 27

FIGURA 12. CAMBIANDO EL CONDUCTOR IZQUIERDO POR TIPO THRASHER Y COMPENSANDO CAPACITIVAMENTE................. 28

FIGURA 13. AÑADIENDO LÍNEA EN PARALELO DE CONDUCTOR FAISÁN ...................................................................... 28

FIGURA 14. LÍNEA CON DOS CIRCUITOS DÚPLEX.[1] ............................................................................................. 30

FIGURA 15. CIRCUITO FINAL, LA LÍNEA SUPERIOR SON DOS CIRCUITOS SIMPLES DE IBIS, CADA UNO DE LAS DE ABAJO SON DOS

CIRCUITOS DÚPLEX DE FAISÁN ................................................................................................................ 30

FIGURA 16. DESCARGADOR DE SOBRETENSIÓN PEXLIM Q180-XH245 DE ABB ........................................................ 34

FIGURA 17. SECCIONADOR DE APERTURA VERTICAL DE UNA SOLA COLUMNA Y UN SOLO BRAZO TIPO FLEXIBLE GW22 ........... 37

FIGURA 18. INTERRUPTOR DE POTENCIA SF6 DE TANQUE VIVO TIPO LTB-245E1 ........................................................ 38


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1. DISEÑO DE UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA

Se parte de un sistema eléctrico compuesto por tres subestaciones eléctricas como se puede observar en

el siguiente esquema, además se debe alimentar una carga de 1200 MW con el generador 1 y 3 con un

factor de potencia de 0.9 en atraso con una proyección a un año del proyecto con una tasa de crecimiento

del 1%.

S/E 3

S/E 2

S/E 1

Figura 1. Esquema del Sistema eléctrico.

Para empezar se requiere diseñar las dimensiones del patio en planta y corte, ubicación de los equipos

según las distancias mínimas requeridas y según el tipo de subestación requerida para este proyecto se

diseñara una subestación de patio de distribución de media tensión con los siguientes datos:

Topología: Dúplex doble juego de barras y seccionadores mono polares en fila

Se cuenta con 4 líneas y 2 transformadores de potencia (230/11,4 kV)

Área de 4000 m2 (40*100 m)

Función: distribución

Altura: 2600 m

Confiabilidad alta

Vida útil: 30 años

Nivel ceraunico: 50

Resistencia superficial: Rs= 2000 Ω

Resistencia del terreno: Rt = 100 Ω

Teniendo en cuenta las especificaciones de nuestra subestación, se inició con el diseño del plano unifilar de la subestación para poder definir la distribución y los elementos a usar en ella. Posteriormente tomando como base el plano unifilar se realizó el diseño de la subestación como tal y sus respectivas vistas de planta y corte, a continuación se puede observar el plano unifilar de nuestra subestación.


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Figura 2. Plano unifilar de la Subestación eléctrica.

2. DISTANCIAS PARA UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DE 230 KV

A. TEOR ÍA GEN ERAL

Para iniciar el diseño de la subestación eléctrica, hay que tener en cuenta primero que todo que el tipo del subestación que se requiere para nuestro caso es del tipo distribución con doble juego de barras con seccionadores mono polares en fila, sin embargo ya que no se cuenta con el acople de barras que garantice las condiciones de tensión para realizar una transferencia de barras, o para trabajar con barra doble o sencilla; se decidió diseñar una subestación con seccionadores independientes a la entrada de cada barra para facilitar las maniobras de seguridad y mantenimiento sin compromiso de carga ya que al duplicarse los seccionadores en las barras es posible una tener más flexibilidad en las conexiones mas no un servicio ininterrumpido; para una mejor comprensión más adelante se explicaran las maniobras para esta S/E .


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Luego se debe definir la ubicación del terreno para la construcción de la subestación eléctrica; el proyecto indica que la S/E está a 2600 m sobre el nivel del mar por esta razón elegimos la ciudad de Bogotá como lugar del terreno para lo cual se debe realizar un aumento en la distancias mínimas de seguridad según lo estipulado en el RETIE:

“Por cada 300 m se aumenta en un 3% las distancias de seguridad partiendo de los 1000 m.”

Como Bogotá está a 2600 m sobre el nivel del mar, se requiere aumentar en un 16% las distancias de seguridad.

Ahora se procede a determinar las distancias de seguridad mínimas para la subestación teniendo en cuenta el nivel de tensión el cual será de 230 kV, el tipo de equipo, la corrección por la altura sobre el nivel del mar y un factor de seguridad.

Se puede comenzar por determinar la distancia mínima entre la cerca que rodea el patio y los equipos energizados:

Figura 3. Distancia entre la malla de encerramiento y zona energizada.


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Tabla 1. Distancias entre la malla de encerramiento y zona energizada según nivel de tensión.

Para un nivel de tensión de 230 kV se requieren que la altura de la cerca sea de 2.5 m y que se encuentre a una distancia R de la S/E acorde al nivel de tensión, para nuestro caso tenemos como minino 4.7 m de distancia. Sin embargo al realizar la corrección por la altura sobre el nivel del mar y agregando un factor de seguridad del 10% se tiene que:

Luego tomando como base la siguiente tabla se obtiene las distancias típicas entre los equipos que componen la S/E según lo reglamenta el RETIE.

Tabla 2. Distancias entre equipos según nivel de tensión.


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Tabla 3. Correlación entre tensiones de soportabilidad al impulso atmosférico y distancias mínimas en el aire (Um 300kV).

También se definió la distancia entre fases para el diseño de nuestra S/E de 230 kV por medio de la Tabla 3, para la cual se tiene un BILL de 950 kV que define una distancia punta - estructura de 1.9 m y una distancia conductor – estructura de 1.7m; por lo cual para mayor seguridad se seleccionó la mayor como la distancia fase – fase y como la distancia fase – tierra para la S/E; ya que en el peor de los casos dada una falla o una sobretensión una distancia mayor aumentara el nivel de seguridad para los equipos y operadores.

A continuación se resumen estos mismos cálculos para el ajuste de las distancias mínimas entre los equipos, estructuras y las líneas que componen la S/E, en Tabla 4.


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DISTANCIAS GENERALES

Equipos Distancia [m]

Factor de seguridad

Ajuste por altura [2600m]

Distancia total [m]

Malla de encerramiento - Descargador

4,700 m 0,10 0,16 5,922 m

Malla de encerramiento - Pórtico

4,700 m 0,10 0,16 5,922 m

Descargador - PT 3,000 m 0,10 0,16 3,780 m

PT - Seccionador 4,000 m 0,10 0,16 5,040 m

Seccionador - CT 3,000 m 0,10 0,16 3,780 m

CT - Interruptor 3,500 m 0,10 0,16 4,410 m

Interruptor - Seccionador 4,500 m 0,10 0,16 5,670 m

Interruptor - Pórtico 1,900 m 0,10 0,16 2,394 m

Pórtico - Seccionador 3,800 m 0,10 0,16 4,788 m

fase -tierra 1,900 m 0,10 0,16 2,394 m

Fase-fase 1,900 m 0,10 0,16 2,394 m

Seccionador - Seccionador 5,700 m 0,10 0,16 7,182 m

Tabla 4. Distancias entre equipos para una S/E de 230 kV.

Después se debe tener en cuenta que la altura mínima para la ubicación de los equipos es de 2.25 m desde el suelo para garantizar zona de seguridad para la circulación del personal según el RETIE más la distancia de zona de trabajo por altura de 1.25 m ajustada con el factor de riesgo y por altura.

Figura 4. Distancia para la zona de circulación.


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Figura 5. Distancia zona de mantenimiento.

B. ANCHO DE CA MPO

I . MÓDULO DE LÍNEA

Para el caso del módulo de líneas se tienen las distancias referenciadas en la Tabla 5, ajustadas por factor

de seguridad y altura, el largo total de este módulo es de 45.612 m sobrepasando el ancho del lote, ya

que este era de 40 m, pero según las normas eléctricas este lote no va a ser suficiente. Todas estas

distancias pueden ser corroboradas en el respectivo corte de los planos.

DISTRIBUCIÓN DE EQUIPOS A LO LARGO DE LOS 40 m DEL LOTE

CORTE C-C'

Equipos Distancia

[m] Factor de seguridad

Ajuste por altura

Distancia total [m]

Malla de encerramiento - Descargador-pórtico

4,700 m 0,10 0,16 5,922 m

Descargador-pórtico - PT 3,000 m 0,10 0,16 3,780 m

PT-Seccionador 4,000 m 0,10 0,16 5,040 m



Fase -tierra 1,900 m 0,10 0,16 2,394 m

Fase-fase 1,900 m 0,10 0,16 2,394 m

Fase-fase 1,900 m 0,10 0,16 2,394 m

Fase-fase 1,900 m 0,10 0,16 2,394 m

Fase-fase 1,900 m 0,10 0,16 2,394 m

Fase-fase 1,900 m 0,10 0,16 2,394 m


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Fase -tierra 1,900 m 0,10 0,16 2,394 m

Malla de encerramiento - Pórtico 4,700 m 0,10 0,16 5,922 m

TOTAL 36,200 m 45,612 m

Tabla 5. Distancias a lo largo del corte C-C’, módulo de línea

I I . MÓDULO DE CARGA

Respecto al módulo de carga como se ve en el diagrama unifilar se debe añadir el transformador trifásico

lo que aumenta el ancho de este con respecto al módulo de líneas, las distancias pueden verse en la

Tabla 6, cabe decir que el eje del transformador es aquel que pase por el centro de sus terminales de alta

tensión. La distancia de este módulo es de 54.432 m lo que nos da el ancho máximo del lote que debe

utilizarse.


CORTE B-B'

Equipos Distancia [m]

Factor de seguridad

Ajuste por altura

Distancia total [m]


4,700 m 0,10 0,16 5,922 m

Pórtico-Transformador 3,000 m 0,10 0,16 3,780 m

Transformador-Descargador

4,000 m 0,10 0,16 5,040 m

Descargador - PT 3,000 m 0,10 0,16 3,780 m

PT-Seccionador 4,000 m 0,10 0,16 5,040 m



fase -tierra 1,900 m 0,10 0,16 2,394 m

Fase-fase 1,900 m 0,10 0,16 2,394 m

Fase-fase 1,900 m 0,10 0,16 2,394 m

Fase-fase 1,900 m 0,10 0,16 2,394 m

Fase-fase 1,900 m 0,10 0,16 2,394 m

Fase-fase 1,900 m 0,10 0,16 2,394 m

fase -tierra 1,900 m 0,10 0,16 2,394 m


4,700 m 0,10 0,16 5,922 m

TOTAL 43,200 m 54,432 m

Tabla 6. . Distancias a lo largo del corte B-B’, módulo de carga


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C. LARGO DE CAM PO

En cuanto al largo del campo, la zona de los seccionadores en fila define automáticamente las distancias

en los otros elementos, ya que al ser está lo suficientemente amplia, mayor a la de fase-fase, al

mantenerse en los demás elementos se respetan las normas eléctricas y se mantiene la estética y el orden

de la subestación al quedar todos alineados. Surge un pequeño detalle, como el largo de la cadena de

aisladores se calculó como aparece en la página 15 (Subsección Aisladores), añadiendo las dimensiones de

accesorios de la cadena, esta queda de un largo de 4.532 m si se cuenta hasta el eje de la columna en la

cual se fija. Como está distancia es mayor que la de fase-tierra, ya se cumple con el aislamiento necesario.

Debido a que la distancia fase-tierra queda definido respecta al borde del seccionador, el largo del campo

no queda totalmente definido por distancia eje-eje sino que se necesita saber el ancho de los

seccionadores. Igualmente la hoja de cálculo puede lidiar con el cambio de este dato fácilmente. Todo

esto se resume en Tabla 7, se ve que el largo del campo debe ser de 150.156 m


CORTE A-A'

Equipos Distancia

[m] Factor de seguridad

Ajuste por altura

Distancia total [m]


fase -tierra TRANSFORMADOR 1 1,900 m 0,10 0,16 2,394 m

Medio ancho del Seccionador 1,572 m 0,00 0,00 1,572 m











fase -tierra LINEA 1 1,900 m 0,10 0,16 2,394 m










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TOTAL

123,064 m

150,156 m

Tabla 7. Distancias a lo largo del corte A-A’, a lo largo de los seccionadores.

D. ALTO DE CA MPO

La altura de campo queda dependiente de la altura del seccionador y del interruptor que se escojan

finalmente. El interruptor tiene una altura de 5.001 m, mientras que el barraje 7.867 m la diferencia de

altura entre ambos es de 2.866 m que es mucho mayor a la distancia de trabajo en vertical más ajuste que

es de 1.575 m cumpliendo la norma. Entre la punta del interruptor se deja 1.575 para trabajo en vertical

más 2.394m entre fase –tierra, lo que da una diferencia de altura entre la punta del interruptor y el

barraje de 3.969 m. Las demás dimensiones son las de la columna y el pararrayos que se escogieron.

Todas estas distancias se resumen en Tabla 8, viéndose que la altura máxima es de 14.323 m.


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DISTRIBUCIÓN DE EQUIPOS A LO ALTO

CORTE EN ALTURA

Equipos Distancia [m] Factor de seguridad

Ajuste por altura

Distancia total [m]

Alto seccionador 5,001 m 0,00 0,00 5,001 m

Diferencia Alto interruptor y seccionador

2,866 m 0,00 0,00 2,866 m

Zona de trabajo 1,250 m 0,10 0,16 1,575 m

Fase-fase 1,900 m 0,10 0,16 2,394 m

Altura restante Pararrayos 2,486 m 0,00 0,00 2,486 m

TOTAL 13,504 m 14,323 m

Tabla 8. Distancias a lo largo del alto de campo.

E. A ISL ADORE S

Se selección uno de los aisladores del Checa[1], y con base en estos se procedió a hacer la coordinación de

aisladores.

Aisladores

Tipo De caperuza y vástago

Materia Vidrio templado

Número del aislador E 120/146

Longitud de la línea de fuga 286 mm

Carga de ruptura mecánica mínima garantizada 12000 kg

Peso neto 4,35 kg

Perdidas de potencia seco 5 W

Perdidas de potencia Húmedo 20 W

Tabla 9.Caracterísitcas del aislador a utilizar

Para la coordinación de aisladores se tomaron los datos de altura, temperatura y ambiente a los cuales

están expuestos los aisladores, de cada una de las torres de apoyo, y se procedió a calcular la distancia

mínima de los aisladores y por ende el número total de aisladores para cada uno de estos tramos, para

ello se utilizaron las siguientes fórmulas, los resultados se resumen en la Tabla 11, donde se escogió un kf

de 2 que es el más apropiado para Bogotá.

Ecuación 1. Cálculo del largo de la cadena de aisladores


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Ambientes

1 16 mm/kV

2 20 mm/kV

3 25 mm/kV

4 31 mm/kV

Tabla 10. Kf para distintos ambientes

Tabla 11. Cálculo del largo de la cadena de aisladores con condiciones de Bogotá

F. CÁLCUL O DE CO NDUCTA NC IA

Para el cálculo de la conductancia se tuvo en cuenta las pérdidas debido al efecto corona y las pérdidas

debido a los aisladores, partiendo de la Tabla 11, y con un vano promedio de 500 m se calcula el número

total de aisladores en cada una de las líneas (Tabla 12), esto junto a las pérdidas del aislador en ambiente

húmedo (peor caso) y la Ecuación 2, nos da la conductancia por kilómetro debido a las pérdidas en los

aisladores (Tabla 13).

Ecuación 2. Conductancia por fugas en los aisladores

Aisladores

# Apoyos Cadena de aisladores por apoyo

# de aisladores por cadena

Total de aisladores

De alineación 276 3 14 11592

idem ángulo 12 6 14 504

idem anclaje 8 6 14 336

idem fin de línea 2 6 14 84

idem especiales 2 12 14 252

Total 300 # total de aisladores 12768

Tabla 12. Ejemplo del cálculo del número total de aisladores

Altitud Temperatura h Delta Ambiente Dmin # de aisladores por cadena

2600,00 m 21 °C 54,8 cm 0,731 2 3869 mm 14


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Conductancia por Aisladores

Seco Húmedo

P totales 64kW 256kW

Potencia por Kilometro 0,43 kW/km 1,71 kW/km

P por fase kilométrica 0,14 kW/km 0,57 kW/km

Gk 8,82 E-09 S/km 3,53 E-08 S/km

Gk en las tres fases 2,64 E-08 S/km 1,06 E-07 S/km

Gk total en la línea 3,97 E-06 S 1,59 E-05 S

% perdidas efecto aislamiento

0,01% 0,06%

Tabla 13. Ejemplo para un conductor Faisán de 150 km dúplex de la conductancia provocada por las fugas de los aisladores

El otro caso que presenta fugas por aislamiento es debido al efecto corona, para el cálculo de la

conductancia se calcula primero la potencia pérdida debido al efecto corona con la Ecuación 3 y después

se utiliza la Ecuación 2, un ejemplo se encuentra en la Tabla 14. Finalmente para calcular la conductancia,

se suma con la debida a los aisladores y se obtiene la conductancia total de la línea por kilómetro.

Ecuación 3.Cálculo de las pérdidas por efecto corona Umax, es la máxima tensión permisible.

Conductancia por Efecto Corona

Seco Húmedo

Tensión critica disruptiva 224 kV 179 kV

P por fase kilométrica 2,721 kW/Km 26,143 kW/Km

Potencia por Kilometro 8,162 kW/Km 78,430 kW/Km

P totales 1224kW 11765kW

Gk 1,69 E-07 S/km 1,62 E-06 S/km

Gk en las tres fases 5,06 E-07 S/km 4,86 E-06 S/km

Gk total en la línea 7,59 E-05 S 7,29 E-04 S

% perdidas efecto corona 0,27% 2,62%

Tabla 14. Ejemplo para un conductor Faisán de 150 km dúplex de la conductancia provocada por el efecto corona.


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G. CONSIG NAC IÓ N DE OPE RACIONES

Se diseñó una subestación de distribución, la cual se puede observar en la figura 2, en esta configuración

se duplicaron los seccionadores de cada una de las líneas a las barras y de las barras a los

transformadores de tal forma que si es necesario en algún momento abrir alguno de estos caminos, se

tiene un camino alterno para la otra barra que permita un servicio continuo bajo ciertas condiciones.

A continuación se definirán las maniobras permitidas y las condiciones requeridas para cada una de ellas,

sin embargo como el sistema está compuesto por cuatro líneas y dos transformadores iguales no es

necesario realizar las maniobras con todos ellos; así que solo se tomara la línea 1 y el transformador 1

para las maniobras que se explican a continuación.

Barra doble: se energiza el sistema por primera vez, se cierran los elementos de la línea 1 para

energizar las barras 1 y 2; además se cierran los elementos del transformador 1 para integrarlo a

las barras 1 y 2.

1. Estado inicial: Barra 1 con V=0 p.u.

Barra 2 con V=0 p.u.

Seccionadores abiertos de línea (SL1, SL1B1, SL1B2)

Interruptores abiertos de línea (IL1)

Seccionadores abiertos del transformador (SB1TR1, SB2TR1, STR1)

Interruptores abiertos del transformador (ITR1)

2. Maniobra: Se cierra el camino para la línea L1 y para el transformador 1.

Cierre de seccionadores de línea (SL1, SL1B1, SL1B2)

Cierre de interruptores de línea (IL1)

Cierre de seccionadores del transformador (SB1TR1, SB2TR1, STR1)

Cierre de interruptores del transformador (ITR1)

3. Estado final: Barra 1 con V=1 p.u.


Seccionadores Cerrados de línea (SL1, SL1B1, SL1B2)

Interruptores Cerrados de línea (IL1)

Seccionadores Cerrados del transformador (SB1TR1, SB2TR1, STR1)

Interruptores Cerrados del transformador (ITR1)

Barra simple: se energiza el sistema por primera vez, se cierran los elementos de la línea 1 para

energizar la barra 1 0 2; además se cierran los elementos del transformador 1 para integrarlo a la

barra que este energizada.




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Seccionadores abiertos de línea (SL1, SL1B1, SL1B2)

Interruptores abiertos de línea (IL1)

Seccionadores abiertos del transformador (SB1TR1, SB2TR1, STR1)

Interruptores abiertos del transformador (ITR1)

2. Maniobra: Cerrar el camino de la línea L1 y para el trafo1 que se conecta con la barra

1.

Cierre de seccionadores de línea (SL1, SL1B1)


Cierre de seccionadores del transformador (SB1TR1, STR1)




Seccionadores Cerrados de línea (SL1, SL1B1)


Seccionadores Cerrados del transformador (SB1TR1, STR1)


Barra Transferencia: Teniendo la barra 1 energizada y la barra 2 desenergizada lista para la

maniobra de transferencia, se abren los elementos de la línea 1 para desenergizar las barras 1,

además se abren los elementos del transformador 1 que lo conectan a la barra 1; luego se cierran

los elementos de la línea 1 para energizar las barras 2, además se cierran los elementos del

transformador 1 que lo conectan a la barra 2.



Seccionadores cerrados de línea (SL1, SL1B1)

Interruptores cerrados de línea (IL1)

Seccionadores cerrados del transformador (SB1TR1, STR1)

Interruptores cerrados del transformador (ITR1)

Seccionadores abiertos de línea (SL1B2)

Seccionadores abiertos del transformador (SB2TR1)

2. Maniobra: Se abre el camino para la línea L1 y para el transformador 1 que comunican

a la barra 1, luego se cierra el camino para la barra 2 para realizar la transferencia.

Abrir de interruptores de línea (IL1)

Abrir de seccionadores de línea (SL1, SL1B1)

Abrir de interruptores del transformador (ITR1)

Abrir de seccionadores del transformador (SB1TR1, STR1)

Cierre de seccionadores de línea (SL1, SL1B2)


Cierre de seccionadores del transformador (SB2TR1, STR1)



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Seccionadores abiertos de línea (SL1B1)

Seccionadores abiertos del transformador (SB1TR1)

Seccionadores Cerrados de línea (SL1, SL1B2)


Seccionadores Cerrados del transformador (SB2TR1, STR1)


3. FLUJO DE CARGA

A. DESCRIPCIÓ N DEL S I STE MA

La subestación propuesta para este proyecto se encuentra interconectada con dos subestaciones más, en

la subestación 1 (220/13.8 kV) se tiene una generación de 2000 MW y una carga de 1200 MW con un

factor de potencia de 0.9 en atraso; en la subestación 2 (220/11.4 kV) se tiene una carga de 1200 MW con

un factor de potencia de 0.9 en atraso y en la subestación 3 (13.8/220 kV) se tiene una generación es de

1000 MW.

En la Figura 6 se puede observar el sistema compuesto por las tres subestaciones interconectadas.

Figura 6. Sistema interconectado.

B. PROYECCIÓ N DE CR ECIMI EN TO DE L A SU BE STAC IÓ N

Para nuestro caso la subestación 2 de 220 kV, que es la subestación en la que se centra el desarrollo y

estudio del Proyecto, por lo cual siguiendo las especificaciones del proyecto las cargas se redujeron a la

mitad quedando un total de 600 MW para cada carga. Además teniendo en cuenta que se espera una

tasa de crecimiento de la carga del 1% anual, durante un tiempo de 30 años se calcula la proyección de la

carga que manejara el sistema por medio de la ecuación del interés compuesto (Ecuación 6).

A partir de la potencia real (P) que da el proyecto y el factor de potencia FP, se calcula la potencia reactiva

(Q) de la carga para la simulación del sistema por medio de la siguiente relación:


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Ecuación 4. Manera para calcular la potencia reactiva a partir de la potencia activa y el FP

Ecuación 5. Cálculo de la potencia reactiva a partir de la potencia activa y el FP

Para proyectar la carga se empela la tasa de crecimiento (T) y la vida útil del proyecto (t) en la

siguiente expresión:

Ecuación 6. Cálculo para las potencias proyectadas

Ecuación 7. Potencias activa y reactiva proyectada a 30 años

C. VALORE S BA SE

Para el cálculo de los valores en p.u. se necesita primero el cálculo de los valores base, que se encuentran

en la Ecuación 8 y se resumen en la Tabla 15, igual se utilizó el conversor a p.u. de las líneas que se

encuentra en Power World para comprobar los cálculos.

Ecuación 8. Cálculo de los valores base


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Valores Base

Potencia Tensión Corriente Impedancia Admitancia

Bases 100 MVA 220 kV 0,262 kA 484,000 Ω 0,00207 S

Tabla 15. Resumen de los valores base.

D. CÁLCUL O DE L AS LÍNE AS :

A partir de las distancias propuestas y de las corrientes estimadas se realiza la selección del conductor

más adecuado para la conexión del sistema para poder realizar posteriormente la modelación de las

líneas de transmisión.

Luego de proyectar la carga y realizar el cálculo del conductor, se procede a realizar la respectiva

simulación del sistema interconectado, por medio del software de simulación Power Word, esto para

comprobar que el tipo de conductor seleccionado no sea sobrecargado en el sistema de potencia, si así

fuere se procedió a efectuar medidas correctivas, que fueron tanto cambiar el conductor de algunas

líneas a uno de mayor calibre como colocar líneas en paralelo, las cuales fueron aplicadas

independientemente hasta que se logró cumplir con el objetivo.

Para la selección inicial del conductor se proyectó la carga a 30 años y se supuso que era alimentada por

una solo línea, cálculos contenidos en la Tabla 16 y en la

Ecuación 9. Cálculo de potencia preliminar proyectada a 30 años

Carga

S 1798 MVA

Carga por Línea 450 MVA

Fp 0,9

Ɵ 25,84

Vr 127 kV

Ir 1,180 kA

Tabla 16. Cálculo preliminar para selección de conductor


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Consultando una referencia de conductores [2], que es anexada junto a las memorias de cálculo, se

empezó escogiendo un conductor ACSR tipo Faisán, el cual está compuesto por 54 hilos de aluminio y 19

hilos de acero, sus datos principales se resumen en la Tabla 17.

Lista de conductores

Ibis Faisán Thrasher

Diámetro del cable 19,900 mm 35,100 mm 45,800 mm

Radio 9,950 mm 17,550 mm 22,900 mm

Peso 812,6 kg/km 2435,0 kg/km 3763,0 kg/km

Resistencia eléctrica a 20ᵒC 0,144 Ω/km 0,0597 Ω/km 0,0250 Ω/km

Corriente Max 587,00 A 1185,00 A 1675,00 A

Tabla 17. Características pertinentes de los conductores utilizados en las simulaciones

Ya teniendo el conductor elegido, se procedió a calcular las características eléctricas de las líneas que

tenemos en el sistema para esto se aplicó en método geométrico [1].

Se tiene que a la subestación entran cuatro líneas se supuso que cada uno de las que sale en el diagrama

de potencia es doble, lo que llama a proponer como torre de transmisión la que sale en la Figura 6 con su

respectiva geometría, teniendo esta torre se tiene que la distancia media geométrica se calcula con la

Ecuación 10.


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Figura 7. Línea con dos circuitos simples. A la izquierda. Disposición y distancia entre fases. A la derecha [1]

Ecuación 10. Cálculo de la distancia media geométrica.

Ya teniendo la distancia media geométrica los parámetros de la línea por kilómetro se calculan con la

Ecuación 11 y la conductancia según se vio en una sección anterior, los resultados para la configuración y

el conductor elegidos se encuentran en la Tabla 18


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Ecuación 11. Fórmulas para el cálculo de los parámetros por kilómetro de las líneas.

Datos Por kilómetro de la línea

Faisán Simple

Rk 0,030 Ω/km

Xk 0,432 Ω/km

Bk 3,83 E-06 S/km

Gk 1,65 E-06 S/km

Tabla 18. Datos Por kilómetro de la línea

Se procedió con estos datos de la línea (Tabla 18), a correr el flujo de carga en el software, debido a que la

arquitectura de red junto con los valores de potencia propuestos, no muestran un comportamiento

estable, se vio la necesidad de ir ajustando parámetros bajo la filosofía de mantenerse lo más cerca

posible al ejercicio propuesto. A continuación se ilustraran los pasos realizados junto con las razones que

los fundamentan.

En la Figura 7, se encuentra el sistema con características más cercanas al ejercicio propuesto que se pudo

lograr, para los transformadores la reactancia es igual a 0.05 p.u. y fueron necesarios dos en paralelo para

reducir la reactancia a la mitad. Se prefiere esta solución a conseguir un transformador con 0.025 p.u.

porque se presupone más barata.

Además para estabilizar el sistema se necesitó una línea doble del nodo 2 a 3, así como bajar la carga en

los dos nodos y a su vez el factor de potencia, ya que los valores que se encuentran en la Figura 7, son

cercanos al máximo valor permitido de carga por el sistema, teniendo para las líneas valores realísticos y

no ideales. La carga es de 600 MW con 50 MVAr, en cada uno de los nodos, lo cual presenta un valor de

factor de potencia de 0.9965 (Ecuación 12), no es posible hacer proyección a 30 años; también se

concluyó que las potencias de los generadores deben ser de 2000 MW para el de la derecha (nodo 4) y de

1000 MW el otro (nodo 1), ya que el de la derecha suministra toda la carga, mientras que el otro actúa

como motor, para efectos de la simulación no puede ser retirado ya que el sistema no convergía y se iba a

apagón.

Todas las condiciones anteriores, fueron consideraciones para que el sistema no se fuera a apagón,

respecto al resultado se tiene que la corriente máxima que circula por cualquiera de las líneas es de 1827.

22 A por la línea de 3 a 5, dado que el conductor elegido solo soporta 1185 A (Tabla 17), se procede a

buscar alguna solución a este problema, además la regulación en el nodo 5 está por debajo de lo

permitido ya que este no está dando la potencia necesaria a la carga.


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Figura 8. Primer resultado estable de simulación

Ecuación 12. Cálculo del factor de potencia

I . CORRECCIÓN POR SOBRECORRIENTE

El primer enfoque para corregir el problema fue cambiar alguno de los conductores por el

conductor Thrasher que resiste 1675 A, el conductor con la máxima corriente permisible del

catálogo [2]. El resultado se observa en la Figura 8 la corriente de la línea baja a 1782.11 A pero

todavía rompe el límite de la línea. La regulación en el nodo 5 mejora ostensiblemente

permitiendo que la potencia activa pase de 557 MW a 593 MW de los 600 MW de carga en el

nodo.

Figura 9. Cambiando línea 3-5 a conductor Thrasher


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El siguiente paso realizado (Figura 9) fue cambiar el conductor en la línea izquierda, se presenta

como resultado casi la misma corriente por la línea 3-5, mientras que aumenta la corriente por

la línea 2-5, la regulación en el nodo 5 empeora significativamente.

Figura 10. Cambiando el conductor derecho por conductor tipo Thrasher

Finalmente se cambiaron las líneas centrales por el conductor Thrasher (Figura 10), debido a que

el conductor superior es doble la corriente disminuye a su menor valor de los casos analizados,

1742.42 A, pero todavía no alcanza al valor máximo del conductor, además todavía la regulación

en el nodo 5 es mala.

Figura 11. Cambiando los conductores centrales por conductor tipo Thrasher

Como el simple cambio de alguna de las líneas por un conductor que permitiera el paso de una

corriente considerable no fue suficiente, se decidió abordar el problema de otra forma, se

cambió el tipo de conductor dela línea 3-5 por un conductor tipo Thrasher y además se

compensó capacitivamente en serie esta línea, esto es igualando la reactancia a cero, en la

práctica se lograría colocando un capacitor del tamaño adecuado. Como se ve las corrientes en

las demás líneas disminuyen considerablemente y la regulación en el nodo 5 es buena, pero la

corriente en la línea 3-5 sigue siendo mayor a la permitida por este tipo de conductor.


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Figura 12. Cambiando el conductor izquierdo por tipo Thrasher y compensando capacitivamente.

Como ninguna de las alternativas anteriores funcionó se decidió que la única pero costosa era la

duplicación de la línea, pero en vez de poner dos líneas de transmisión con dos circuitos simples

por fase, se ve como mejor alternativa para ahorrar gastos en infraestructura poner dos circuitos

dúplex por fase. En la Figura 12, se ve que la corriente en el línea 3-5 está dentro del rango

permitido para el conductor Faisán, además la regulación en el nodo 5 también es buena.

Figura 13. Añadiendo Línea en paralelo de conductor Faisán

Después que se obtuvo un sistema plausible, se procedió a hacer algunas mejoras, empezando se

observó que uno de los transformadores entre 1 y 2 no era necesario, además los conductores

que no son de la línea 3-5 están sobredimensionados. Aparte de esto se duplica la línea 2-5 lo

que hace innecesario la duplicación de la línea 2-3 y al tratarse las líneas en paralelo como

circuitos dúplex (con separación de fases: Δ=400 mm, Figura 13). En la Figura 14, aparecen como

sencillas pero son el modelo de una línea dúplex calculada con la Ecuación 13. Al analizar mejor

el problema se cayó en la cuenta que al haberse utilizado, la torre de la Figura 6, la cual tiene dos


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circuitos por línea, nunca hubo problemas de sobrecorriente, entonces se bajaron los

conductores de calibre hasta que la estabilidad del circuito lo permitió y la regulación en el nodo

5 se mantenía. En la Figura 14¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. se encuentra el

odelo de torre que tiene dos líneas dúplex para las líneas 2-5 y 3-5, que son implementadas con

conductor Faisán, mientras que la torre de la Figura 6, fue utilizada para la línea 2-3 que son dos

circuitos sencillos con conductor Ibis. La Tabla 19 tiene los parámetros de las líneas finalmente

utilizadas

Para n=2, fase dúplex,

Ecuación 13. Cálculo de los parámetros de la línea para fases tipo dúplex

Datos Por kilómetro de la línea

Faisán Dúplex Ibis Simple

Rk 0,015 Ω/km 0,072 Ω/km

Xk 0,305 Ω/km 0,475 Ω/km

Bk 5,35 E-06 S/km 3,47 E-06 S/km

Gk 1,65 E-06 S/km 4,98 E-06 S/km

Tabla 19. Parámetros de las líneas utilizadas


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Figura 14. Línea con dos circuitos dúplex.[1]

Figura 15. Circuito Final, la línea superior son dos circuitos simples de Ibis, cada uno de las de abajo son dos circuitos dúplex de

Faisán


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E. CORRIE NTE QUE E NT RA A LA S UB EST ACIÓ N

A la subestación 2 entra una corriente igual a 2507 A (Ecuación 14)

Ecuación 14. Corriente total

4. CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO

A. CAPAC IDA D DE CO RTO C IRCU ITO SCC

Para poder saber cuál nodo es más robusto es necesario obtener la matriz de impedancia, el sistema nos

arroja la matriz de admitancia la cual se encuentra en la Tabla 20, invirtiendo esta matriz por medio de

MATLAB se obtiene la matriz de impedancia.

Con los valores de la diagonal en magnitud, suponiendo valor en los buses de 1 p.u., junto con la Ecuación

15, se obtienen las capacidades de corto circuito en p.u. para cada uno de los nodos. En la Tabla 21 se

encuentran los nodos ordenados de mayor a menor SCC que corresponde de mayor a menor robustez,

como puede verse el nodo de la subestación, que se está diseñando, el 5, es el menos robusto.

YBus

0,00 - j20,00 -0,00 + j20,00

-0,00 + j20,00 1,28 - j33,08 -0,28 + j2,94 -0,50 + j10,62

-0,28 + j2,94 1,53 - j58,40 -0,00 + j40,00 -0,77 + j15,87

-0,00 + j40,00 0,00 - j40,00

-0,50 + j10,62 -0,77 + j15,87 1,36 - j26,17

Tabla 20. Matriz de Impedancia para el sistema de Potencia

Ecuación 15. Cálculo de la robustez de los nodos ante cortocircuito

Nodo SCC

1 1,773

4 1,721

3 1,670

2 1,669

5 1,653

Tabla 21. Nodos ordenados de mayor a menor por capacidad de cortocircuito en p.u.


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B. CÁLCUL O DE CORR IE NT ES DE CORTOC IRCU IT O PAR A L A SU BE S TACIÓ N

Para el cálculo de las corrientes de cortocircuito de la subestación es necesario introducir el circuito de

secuencia cero para los elementos del sistema, se procedió así: los transformadores se supusieron Δ-Y

aterrizados, los generadores también en Y aterrizado, todos con impedancias de puesta a tierra

despreciables, los valores de secuencia cero de las líneas, se establecieron en los que ponía Power World

por defecto.

Para obtener el mayor valor de corriente de cortocircuito de la subestación se simularon fallas francas en

todos los buses, tanto trifásicas como monofásicas, ya que se sabe que la falla trifásica no es mayor en

todos los casos con respecto a la monofásica. Para el caso de la segunda como es un sistema

desbalanceado, se tomó la magnitud de corriente mayor en cualquiera de las fases. Los resultados se

resumen en la Tabla 22 y en la Tabla 23, para fallas trifásicas y monofásicas respectivamente, donde se

incluyen las corrientes que fluyen hacia el nodo 5 de las dos líneas que lo alimentan, además de la

corriente de falla que en el caso de la falla en el nodo 5 es drenada del mismo.

Corrientes de Cortocircuito Trifásicas

Nodo en Falla Corriente 2-5 Corriente 3-5 Corriente de Falla

1 808,98 A 1721,33 A 109438,00 A

2 1152,68 A 1775,68 A 4345,27 A

3 1050,88 A 827,79 A 5652,29 A

4 1042,44 A 672,06 A 130620,00 A

5 1423,59 A 2716,36 A 3772,33 A

Tabla 22. Corrientes de Cortocircuito Trifásicas para fallas en todos los nodos

Corrientes de Cortocircuito Monofásicas

Nodo en Falla Corriente 2-5 Corriente 3-5 Corriente de Falla

1 662,27 A 2130,65 A 145226,00 A

2 611,24 A 2176,22 A 4384,58 A

3 955,08 A 2272,83 A 1416,20 A

4 1018,75 A 2030,41 A 177031,00 A

5 1197,41 A 2114,81 A 1547,63 A

Tabla 23. Corrientes de Cortocircuito Monofásicas para fallas en todos los nodos


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5. SELECCIÓN DE EQUIPOS

Para la selección de los equipos a utilizar e instalar en la subestación se tomó como referencia el catálogo

de equipos de potencia (alta tensión) de ABB y otras empresas, en donde se prestó especial atención al

nivel de tensión nominal, la Corriente nominal y la de cortocircuito; ya que dependiendo de estos valores

se tendrá que elegir el mejor equipo en cada sección.

A. DESCARG ADO R

Partiendo de los niveles de tensión y la corriente nominal y de cortocircuito para nuestra subestación,

lo primero es suponer un tiempo para la eliminación de la falla, el cual para este caso se eligió de 1

segundo; a partir de este dato se va a la Tabla 24, para obtener la constante para calcular la tensión

nominal.

Tabla 24. Tiempo de despeje de fallas (Datos ABB).

Como la tensión máxima es mayor a 123 kV, ya que la subestación sería de 230 kV se esperaría una

tensión máxima de 245 kV; se elige la constante de la segunda fila es decir, 0.72; ahora se calcula la

tensión nominal (Ur) de la siguiente forma:

Luego de haber obtenido la tensión nominal, se va a la hoja técnica de descargadores de ABB en la

cual se selecciona el tipo de descargador y se selecciona la tensión nominal a la cual trabajara. Al

mirar los rangos en la hoja técnica el Ur esta entre (180 – 192) kV rms, como se elige el valor mayor y

más cercano al calculado ahora la tensión nominal será:

Ahora se va a seleccionar el tipo de descargador, para una tensión máxima de 245 kV se elige un

descargador clase 3 del tipo PEXLIMQ, que corresponde a un descargador de óxido de zinc según el

documento de ABB.


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Según la Tabla 25, este descargador tiene una relación:

Tabla 25. Tipos de descargador ABB.

Por lo cual tiene un valor pico de:

Final mente para obtener un nivel de confiabilidad mayor a 95%, se tiene que:

Para garantizar una confiabilidad mayor al 95% se requiere un Uwl > 400,9 kV.

Habiendo obtenido todos los valores para el descargador se puede observar que en ningún momento

se pasó del nivel de tensión del BIL, por lo cual la red no tendrá problemas de sobretensión. Además

este descargador tendrá un revestimiento XH245 para una distancia de fuga de 7250 mm.

Descargador seleccionado: PEXLIM Q180-XH245

Figura 16. Descargador de sobretensión PEXLIM Q180-XH245 de ABB


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B. TRA NS FOR MA DOR DE INST RU ME NT ACIÓ N DE TE NS IÓN (PT):

El Transformador de tensión, es el elemento que permite que la tensión secundaria sea, en las condiciones normales de uso, prácticamente proporcional a la tensión primaria y desfasada con relación a la misma un ángulo próximo a cero, con el fin de reducir el voltaje a valores no peligrosos y normalizados según el nivel de tensión de una red eléctrica. De esta manera, se evita la conexión directa entre los instrumentos y los circuitos de alta tensión, que sería peligroso para los operarios y requeriría cuadros de instrumentos con aislamiento especial. Según lo anterior, la selección de este elemento corresponde a un procedimiento que de igual manera que ocurre con la selección de los demás instrumentos, es de gran importancia. Para tal fin se ha seleccionado el transformador de potencia según parámetros como nivel de tensión nominal, ambiente de implementación, tensión máxima de la red y carga máxima apropiada en VA. El transformador de tensión seleccionado corresponde a un equipo suministrado por la empresa ABB Power Technologies, de máxima calidad con supresión de ferroresonancia y respuesta transitoria, aislado en aceite tipo CPA. Es un transformador tipo capacitivo constituido por uno o más condensadores, montados uno encima de otro, contiene un gran número de elementos de condensador aislados con aceite conectados en serie. Las unidades están completamente llenas de aceite sintético, que se encuentra bajo un ligero exceso de presión por el diseño del sistema de expansión. Adicionalmente posee un sistema de transmisión de onda portadora al estar diseñado con el reactor de compensación conectado sobre el extremo de alta tensión del devanado primario, posibilita el uso de frecuencias más altas (> 400kHz) para la transmisión de onda portadora.

Figura 18. Descripción de componentes PT-ABB

Transformador de tensión seleccionado: CPA/CPB 245 empresa ABB.

Figura 17. Transformador de tensión

ABB CPA/CPB 245.


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Figura 19. Selección de equipo por nivel máximo de tensión.

Figura 20. Devanado de medición - CPA/CPB 245.

Los valores indicados arriba son valores máximos totales para el devanado secundario.

C. SECCIO NA DOR

Para elegir el seccionador más adecuado para la subestación, se inicia determinando el nivel de tensión

que es 230 kV y el tipo de apertura que se requiere; para nuestro caso se eligió una apertura vertical ya

que por limitaciones de espacio del terreno, es mejor aumentar la altura de la conexión que aumentar el

espaciamiento entre los equipos. Después de realizar una revisión en el catálogo de equipos de potencia

de Chintelectric de la empresa CHINT T&D de China, se eligió el seccionador de apertura vertical de una

sola columna y un solo brazo tipo flexible GW22.

Este seccionador se caracteriza porque opera a un nivel de tensión máxima de 252 kV, separando circuitos

en estado sin carga, soporta una corriente nominal de 3150 A y una corriente de cortocircuito de 50 kA

durante 3 segundos; además posee una alta resistencia mecánica debido a su aleación de Aluminio en la

parte conductiva.


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Seccionador seleccionado: vertical de una columna y un solo brazo tipo flexible GW22

Figura 21. Seccionador de apertura vertical de una sola columna y un solo brazo tipo flexible GW22

D. INTERR UP TOR DE POT ENC IA

Para seleccionar el interruptor de potencia más adecuado para nuestra subestación de 230 kV, se debe

tener en cuenta la tensión máxima esperada que es de 245kV, la corriente nominal que es de 2507 A y la

corriente de corto que es aproximadamente de 4,13 kA. Tomando como base los datos anteriores se

realizó una revisión de los equipos en el catálogo de ABB, en donde se encontró el interruptor de potencia

en SF6 mono polar de tanque vivo tipo LTB; el cual soporta tensiones nominales entre (245 – 420) kV,

corrientes nominales de 4 kA y corrientes de corto de 40 KA lo cual cumple con nuestros requerimientos.

A continuación se pueden observar en la Tabla 26, las características de los interruptores de potencia:

Tabla 26. Características del interruptor de potencia de 245 kV ABB


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Finalmente se seleccionó el Interruptor de potencia en SF6 de tanque vivo tipo LTB-245E1, el cual

corresponde a un interruptor con tensión nominal de 245 kV, que soporta una corriente nominal de 4 kA y

una corriente de cortocircuito de 40 kA para una falla de 3 segundos y con un tiempo de apertura de 17

milisegundos y de cierre de 40 milisegundos.

Interruptor seleccionado: SF6 de tanque vivo tipo LTB-245E1

Figura 22. Interruptor de potencia SF6 de tanque vivo tipo LTB-245E1

E. TRA NS FOR MA DOR DE INST RU ME NT ACIÓ N DE CORR IE NTE (CT)

El transformador de corriente es un equipo destinados a alimentar los instrumentos de medida y de

control; por lo tanto en estos transformadores la intensidad secundaria es proporcional a la primaria y

desfasada con relación a la misma un ángulo próximo a cero, para un sentido apropiado de las conexiones.

De tal manera, la función principal de los transformadores de corriente, es reducir a valores no peligrosos

y normalizados según las características de intensidad de una red eléctrica. Para su selección se requirió

de parámetros como la corriente máxima de línea, tensión del sistema, relación de transformación,

porcentaje de precisión y potencia del sistema.

Cuando se selecciona un TC, es

importante estar seguro que el nivel

de falla y las condiciones de carga

normal, no resulten en saturación del

núcleo y que los errores no excedan

los límites aceptables. Estos factores

pueden ser calculados aplicando:

• Aplicación de fórmulas

• Curvas de magnetización de TC

• Clases de exactitud de TC

Figura 23. Descripción de transformador de corriente IMB de ABB.


27 de Mayo de 2014

El transformador de corriente seleccionado corresponde a un CT de mínimos volumen de aceite tipo IMB

de ABB Power Technologies, este dispositivo está basado en un diseño de horquilla (forma del conductor

primario) conocido como tipo tanque. El diseño básico ha sido empleado por ABB durante más de 60 años

para la protección y medición en sistemas en redes de alta tensión, adicionalmente tiene un relleno

exclusivo con granos de cuarzo saturados en aceite, que proporciona un aislamiento resistente en un

diseño compacto donde la cantidad de aceite se mantiene al mínimo. El transformador IMB dispone de un

diseño muy flexible, que por ejemplo, posibilita el uso de núcleos grandes y numerosos.

El CT seleccionado cuenta con un devanado primario que posee un conductor aislado con un papel especial de una alta rigidez dieléctrica y mecánica, pérdidas dieléctricas bajas y buena resistencia al envejecimiento y en el devanado secundario Los transformadores de corriente del tipo IMB son flexibles y generalmente pueden alojar cualquier configuración de núcleo que se precise. Los núcleos con funciones de medición se fabrican normalmente con una aleación de níquel, que permite pérdidas poco importantes (lo que significa una gran precisión) y niveles de saturación bajos. Los núcleos de protección están fabricados de láminas de acero orientados de alta calidad.

Para el secundario de 5 A, se sugiere utilizar calibre de conductor

superior al N° 10 AWG, que tiene una resistencia de 1 ohm por cada 333 metros de longitud, Este

conductor sobredimensionado, reduce Q la carga (burden) y además proporciona alta resistencia

mecánica, que disminuye la posibilidad de una ruptura accidental del circuito, con el desarrollo

consiguiente de sobretensiones peligrosas.

Transformador de corriente seleccionado: Transformador de instrumentación

Aislado en aceite IMB 245- tipo tanque.

Figura 25. Valores de tensión asociados al CT IMB 245.

Figura 24. CT de la empresa ABB con

referencia IMB 245.


27 de Mayo de 2014

Figura 26. Corriente nominal máxima y corriente de corto circuito para CT IMB 245.

F. TRA NS FOR MA DOR TR IF ÁS ICO

En la subestación diseñada se requieren 2 transformadores trifásicos con las siguientes características:

Potencia nominal 600 MVA

Tensión nominal primaria 220 kV

Tensión máxima primaria 245 kV

Tensión nominal secundaria 11,4 kV

Aislamiento en aceite

Refrigeración con ventiladores

Instalación en patio.

El tanque principal y su tapa, están construidos de láminas soldadas con la suficiente rigidez para soportar sin deformación permanente todos los esfuerzos a los cuales serán sometidos los transformadores en las condiciones de operación y establecidos en las normas correspondientes. Equipado con los dispositivos para facilitar el levantamiento con grúa y las guías adecuadas para dirigir la parte activa durante su introducción o remoción del tanque.

Figura 27. Transformador de potencia trifásico.


27 de Mayo de 2014

G. RESU ME N DE EQ UIP OS

Descargador:

o Descripción: Pararrayo PEXLIM Q180-XH245.

o V nominal [kV]: –

o Corriente de Rayo: 10 kA

o Tiempo despeje de falla: 1 s

o SIL [kV]: 850.

o BIL [kV]: 1050.

Transformador de Tensión PT.

o Descripción: Transformador de instrumentación aislado en aceite CPA/CPB 245.

o Proveedor: ABB Power Technologies

o Tipo: Capacitivo

o V nominal [KV]: 230

o V máx[KV]: 245

o SIL [kV]: 850.

o BIL [kV]: 1050

o Precisión N1/N2: .

o Frecuencia de red: 60 HZ

o Tipo de instalación: Exterior

o Tipo de aislamiento: Aceite

o Norma IEC 60044, IEC 60186.

Seccionador:

o Descripción: Vertical de una sola columna y un solo brazo flexible GW22.

o V nominal [kV]: 252.

o SIL [kV] p.u 3.47: 850.

o BIL [kV] p.u 4.3: 1050.

o I nominal [A]: 3150.

o I corto [kA]: 50 a 3s.

Interruptor:

o Descripción: Interruptor de potencia en SF6 de tanque vivo LTB 245 E1

o V nominal [kV]: 245.

o SIL [kV] p.u 3.47: 950.

o BIL [kV] p.u 4.3: 1050.

o I nominal [A]: 4000.

o I corto [kA]: 40.

o Duración de cortocircuito [s]: 3

o Tiempo de cierre [ms]: 40


27 de Mayo de 2014

Transformador de Corriente CT.

o Descripción: Transformador de instrumentación aislado en aceite IMB 245

o Proveedor: ABB Power Technologies


o V máx[KV]: 245

o SIL [kV]: 850.

o BIL [kV]: 1050

o Frecuencia de red: 60 HZ

o Tipo de instalación: Exterior

o Precisión Medición / Protección: .

o Razón de Transformación (Kr): 2500/5.

o Tipo de aislamiento: Aceite-papel-cuarzo

o Diseño: Tipo tanque (Horquilla)

o Corriente de corto máxima: 63KA/1s

o Distancia de fuga: 25 mm/KV

o Norma IEC 60044-1

Transformadores:

o Descripción: Transformador de potencia SERIE 1200


o V máx[KV]: 245

o V secundario [KV]: 11.4

o SIL [kV] : 850.

o BIL [kV] : 1050.

o Rango de Capacidad [MVA]: 5 – 1200

6. APANTALLAMIENTO DE LA SUBESTACIÓN

A. INTRO DUCCIÓN

Se diseña el sistema de apantallamiento de la subestación desarrollada en el presente trabajo.

Adicionalmente se pretende dar las características mínimas básicas del sistema de protección de acuerdo

al método señalado por la Norma Técnica Colombiana NTC-4552-2 versión 2008. Todos los cálculo

desarrollados en detalle se encuentran en la hoja de cálculo Descargar Atmosféricas.xlsx, el cual es una

hoja de cálculo de la empresa Petrominerales diseñada como implementación de la NTC 4552-2

B. ANÁL IS IS DE LOS CO MPO NE NT ES DE RIESGO

El objetivo principal de análisis de riesgo es establecer cuáles deben ser las características del

apantallamiento de la estructura con el fin de que la estructura esté protegida contra rayos además de

que la seguridad sea integral, esto significa que pueda proteger contra los efectos directos e indirectos de

las descargas atmosféricas de tipo rayo.

Para realizar esta evaluación se utilizó la metodología presentada en la norma NTC 4552-2 “Protección

contra Descargas Eléctricas Atmosféricas (Rayos)” - Parte 2 “Manejo del Riesgo”- versión 2008.


27 de Mayo de 2014

En esta metodología, se muestra el procedimiento para llegar a un límite de riesgo tolerable superior se

seleccionan las medidas de protección adecuadas que deben implementarse para reducir el riesgo a un

umbral tolerable o en el mejor de los casos inferior a él.

Los componentes de riesgo mencionados en la normatividad son:

Lesiones a seres vivos por tensiones de paro y contacto – Impacto en la estructura.

Daños físicos por chispas dentro de las estructuras – Impacto en la estructura.

Falla de sistemas internos causados por IER – Impacto en la estructura.

Daños físicos por chispas dentro de la estructura – Impacto en la estructura.

Falla de sistemas internos causado por IER – Impacto en la estructura.

Falla de sistemas internos causador por IER-Impacto próximo a la estructura

Lesiones a seres vivos por tensiones de paso y contacto – impacto en el servicio

Daños físicos – Impacto en el servicio

Falla de sistemas internos causados por IER – Impacto en el servicio.

Falla de equipos de servicio causado por IER- Impactos en el servicio

Falla de sistemas internos causados por IER- Impactos próximos al servicio

Falla de equipos del servicio causado por IER-Impactos próximos al servicio

C. FUE NT ES D E DA ÑO

La corriente del rayo es la primera fuente de daño; las siguientes fuentes se diferencian según el punto de

impacto del rayo.

S1: Impacto a la estructura,

S2: Impacto cercano a la estructura,

S3: Impacto a un servicio,

S4: Impacto cercano a un servicio.

D. T IPO S DE DA ÑO

Los daños que puede causar el rayo dependen de las características del objeto a proteger como son el

tipo de construcción, contenido y aplicación, tipos de servicios y las medidas de protección aplicadas. Para

el análisis del riesgo se distinguen tres tipos básicos de daños:

D1: Lesiones a los seres vivos

D2: Daños físicos

D3: Fallas de los sistemas eléctricos y electrónicos.

E. T IPO S DE PÉR DIDA S

Cada tipo de daño, solo o en combinación con otros, puede producir una pérdida consecuente diferente

en el objeto a proteger. Las pérdidas que pueden aparecer en una edificación son:

L1: Pérdidas de vidas humanas

L2: Pérdidas de servicios públicos


27 de Mayo de 2014

L3: Pérdidas del patrimonio cultural

L4: Pérdidas de valores económicos (por la edificación y su contenido, por pérdidas

relacionadas con la actividad productiva).

Los siguientes tipos de pérdidas podrían asociarse con acometidas:

L’2: Pérdida de servicio público

L’4: Pérdida económica (acometida y lucro cesante).

F. R IESGO T OLER ABL E R T

La disposición para proteger, se desarrolla posterior a identificar todos los tipos de pérdidas y riesgos

probabilísticos en los objetos, comparándola con el riesgo tolerable. La protección contra rayos es

necesaria si el riesgo R es mayor que el nivel tolerable de riesgo RT. Los riesgos tolerables para cada uno

de los tipos de pérdida se encuentran en Tabla 27.

Tipo de pérdida RT (y-1)

Pérdida de vidas o lesiones permanentes 1,00E-05

Pérdida de servicio público 1,00E-03

Pérdida de patrimonio Cultural 1,00E-03

Tabla 27. Riesgo tolerable para cada uno de los tipos de pérdida

G. CRIT ER IOS

Para el estudio de asume lo siguiente:

La estructura a proteger es una subestación de alta tensión, sin construcciones aledañas las

dimensiones de la subestación son obtenidas de los totales de la Tabla 6, Tabla 7 y Tabla 8.

En la Tabla 28, se encuentran las dimensiones de la subestación junto con el nivel ceraúnico

definido como 50 en las especificaciones del proyecto. Además se incluyen los parámetros

locales del rayo, lo que permite calcular en tablas que no son incluidas, el número de eventos, la

probabilidad y la probabilidad de daño en caso de presentarse.

SOBRE LA ESTRUCTURA

L Largo Dato de diseño Ingresar dato m 23,8

W Ancho Dato de diseño Ingresar dato m 150,2

H Altura Dato de diseño Ingresar dato m 14,3


27 de Mayo de 2014

Nc Número de días tormentosos al año

Niveles Ceráunicos para Colombia Ver Figura A-9 NTC 4552-1

Ingresar dato días 50,0

Cd Factor de localización

Factor que depende de la localización relativa Ver Tabla 10 NTC 4552-2

Objeto aislado: sin objetos en la vecindad

1,00

Tabla 28. Dimensiones y características principales de la estructura (Subestación)

En la Tabla 29 se ve el promedio anual de descargas sobre la estructura, cuyo valor es de 1,85 e-2, que

puede interpretarse como que abrían casi dos rayos sobre la estructura en 100 años. También se

encuentra el valor de densidad de rayos a tierra, cuya fórmula se encuentra en la tabla y la cual es una

fórmula tomada de la norma IEC pero con los parámetros presentes en las condiciones de Colombia. Este

dato es luego utilizado en la hoja de cálculo de acuerdo a la norma.

NUMERO PROMEDIO ANUAL DE DESCARGAS

SOBRE LA ESTRUCTURA

ND Promedio anual de descargas sobre la estructura

ND = DDT × Ad × Cd × 10-6 rayos/año 1,85E-02

DDT Densidad de rayos a tierra

DDT = 0.0017 × Nc1.56 rayos/km2/año 0,760050

Ad Área efectiva de la estructura aislada

Ad = LW + 6H × (L + W) + 9 × π × H2

m2 24324

Tabla 29. Estadísticas acerca de descargas anuales sobre la estructura

H. RESUL TA DOS

Los resultados respecto a los riesgos permisibles pueden verse en la Tabla 30, acá se ve que todos los

valores están por debajo de los deseables para cada tipo de pérdida. Para lograr esto se necesita que haya

una coordinación de protecciones que cumpla con la normatividad vigente, como es obvio que va a estar

presente en una subestación de alta tensión.

EVALUACIÓN DE PROTECCIÓN EXTERNA E INTERNA

CALCULO DE RIESGO RT RIESGO RIESGO CALCULO

DIRECTO INDIRECTO R

PERDIDA DE VIDA HUMANA

=10^-5 R1 R'1 R1+R'1

1,00E-05 3,35E-06 1,53E-07 3,50E-06

PERDIDA DE SERVICIO PUBLICO

=10^-3 R2 R'2 R2+R'2

1,00E-03 3,60E-07 3,38E-05 3,41E-05


27 de Mayo de 2014

PERDIDA DE PATRIMONIO CULTURAL

=10^-3 R3

R3

1,00E-03 3,76E-09 0,00E+00 3,76E-09

Tabla 30. Resultado del riego presente en la subestación para cada uno de los tipos de pérdida.

7. ANÁLISIS DE COSTOS

A. COST OS PA RA 2008

Para realizar el análisis de costos, se empezó por sacar los costos de los equipos requeridos para la

instalación de la subestación, el costo de los conductores, el costo de la obra civil y el costo de los equipos

de medición y de protección; se dispuso de costos aproximados de equipos en el año 2008 para una

subestación de 230 kV, como se muestra en la Tabla 31.

Análisis de Costos para el 2008

Numero Equipo Unidades Precio/unidad Precio Total

1 Descargador PEXLIM-Q-180-XH245 ABB. Tensión nominal 245 KV, alta corriente de descarga 10 KA. Instalación exterior e intemperie.

18 $4.758.000,00 $85.644.000,00

2 Transformadores de instrumentación de tensión CPA/CPB, 2 núcleos. ABB, aislamiento en aceite, instalación intemperie.

18 $8.480.000,00 $152.640.000,00

3 Seccionador vertical de una columna y un brazo flexible GW22 de CHINT T&D, Tensión nominal 252 KV, alta corriente de descarga 3,1 KA. Instalación intemperie.

54 $3.450.000,00 $186.300.000,00

4 Interruptor de potencia de tanque vivo LBT 245 E1 ABB, Tensión nominal 245 KV, corriente nominal 4 kA, aislamiento es Sf6, instalación intemperie.

18 $22.740.000,00 $409.320.000,00

5 Transformadores de instrumentación de corriente IMB 245 362 ABB. 3 núcleos 400/5-5-5 A, aislamiento en aceite, instalación intemperie vertical. Incluidos accesorios.

18 $9.465.000,00 $170.370.000,00

6 Transformador de potencia trifásico ABB, 230KV/11,4 KV de 680 MVA, refrigeración en aceite, para instalaciones en intemperie. Con accesorios

2 $6.329.250.000,00 $12.658.500.000,00

7 Conductores: 1 $93.260.000,00 $93.260.000,00

Barras.

Cable de guarda.

Malla de tierra.


27 de Mayo de 2014

8 Aisladores, soportes, estructuras y accesorios:

1 $118.000.000,00 $118.000.000,00

Aisladores

Racores

Estructuras pórticos 220 KV

Columnas

Apoyo interruptores, Pts, Cts.

9 Equipos de medida:

Contador trifásico potencia activa

12 $470.000,00 $5.640.000,00

Contador trifásico potencia reactiva

12 $450.000,00 $5.400.000,00

Voltímetro analógico. 12 $60.000,00 $720.000,00

Frecuencímetro 12 $160.000,00 $1.920.000,00

Amperímetro 12 $70.000,00 $840.000,00

10 Relés de protección: 1 $75.090.000,00 $75.090.000,00

Diferencial de protección de transformadores.

Diferencial de protección de línea.

De distancia.

De sobre intensidad.

Direccional de sobre intensidad.

11 Equipos auxiliares 1 $25.000.000,00 $25.000.000,00

Baterías plomo acido 500 Ah

Cargador de baterías 125 VCC

12 Obra civil: 1 $140.000.000,00 $140.000.000,00

Demolición y movimiento de tierras.

Cimentaciones

Estructuras metálicas de hormigón.

Pavimentos

Instalaciones de evacuación.

Canalización estruc. Eléctrica

TOTAL $14.128.644.000,00

Tabla 31. Costos aproximados de los equipos para el año 2008

B. COST OS PA RA 2014

Partiendo de los costos de la Tabla 31, se tomó una inflación del 3,4% y se trajeron los costos al valor

presente es decir, 6 años delante de los valores base; de esta manera se pudo tener un cálculo

aproximado del costo total de los equipos requeridos para nuestra subestación de 230 kV para el año

2014. En la Tabla 32 se encuentran los nuevos costos para el proyecto.


27 de Mayo de 2014

Análisis de Costos para el 2014

Numero Equipo Unidades Precio/unidad Precio Total

1 Descargador PEXLIM-Q-180-XM245 ABB. Tensión nominal 245 KV, alta corriente de descarga 10 KA. Instalación exterior e intemperie.

18 $5.814.972,57 $104.669.506,21

2 Transformadores de instrumentación de tensión CPA/CPB, 2 núcleos. ABB, aislamiento en aceite, instalación intemperie.

18 $10.363.801,47 $186.548.426,37

3 Seccionador vertical de una columna y un brazo flexible GW22 de CHINT T&D, Tensión nominal 252 KV, alta corriente de descarga 3,1 KA. Instalación intemperie.

54 $4.216.405,08 $227.685.874,17

4 Interruptor de potencia de tanque vivo LBT 245 E1 ABB, Tensión nominal 245 KV, corriente nominal 4 kA, aislamiento es Sf6, instalación intemperie.

18 $27.791.609,12 $500.248.964,12

5 Transformadores de instrumentación de corriente IMB 245 362 ABB. 3 núcleos 400/5-5-5 A, aislamiento en aceite, instalación intemperie vertical. Incluidos accesorios.

18 $11.567.615,67 $208.217.082,03

6 Transformador de potencia trifásico ABB, 230KV/11,4 KV de 680 MVA, refrigeración en aceite, para instalaciones en intemperie. Con accesorios

2 $7.735.270.097,12 $15.470.540.194,24

7 Conductores: 1 $113.977.373,19 $113.977.373,19

Barras.

Cable de guarda.

Malla de tierra.

8 Aisladores, soportes, estructuras y accesorios:

1 $144.213.275,11 $144.213.275,11

Aisladores

Racores

Estructuras pórticos 220 KV

Columnas

Apoyo interruptores, Pts., Cts.

9 Equipos de medida:

Contador trifásico potencia activa 12 $574.408,81 $6.892.905,69

Contador trifásico potencia reactiva

12 $549.965,88 $6.599.590,56

Voltímetro analógico. 12 $73.328,78 $879.945,41

Frecuencímetro 12 $195.543,42 $2.346.521,09

Amperímetro 12 $85.550,25 $1.026.602,98

10 Relés de protección: 1 $91.770.973,12 $91.770.973,12


27 de Mayo de 2014

Diferencial de protección de transformadores.

Diferencial de protección de línea.

De distancia.

De sobre intensidad.

Direccional de sobre intensidad.

11 Equipos auxiliares 1 $30.553.659,98 $30.553.659,98

Baterías plomo acido 500 Ah

Cargador de baterías 125 VCC

12 Obra civil: 1 $171.100.495,89 $171.100.495,89

Demolición y movimiento de tierras.

Cimentaciones

Estructuras metálicas de hormigón.

Pavimentos

Instalaciones de evacuación.

Canalización estruc. Eléctrica

TOTAL $17.267.271.390,14

TOTAL con el 30% por concepto de diseño y ganancias 30% $22.447.452.807,18

Tabla 32. Costos aproximados de los equipos para el año 2014

Finalmente siguiendo con las especificaciones del proyecto se asumió un 30% sobre el valor de los

equipos por concepto de diseño, montaje, pruebas y ganancias para la empresa, de tal manera el costo

total del proyecto sería:

$ 22.447.452.807,18 millones de pesos


27 de Mayo de 2014

B IBLIOGRAFÍA

[1] L. M. Checa, Líneas de Transporte de Energía, Barcelona. MarcomboBoixa Editores, pp. 42–50.

[2] Procables, “ACSR CA tal y p.” [Online]. Available: procables.com.co/downloads/aleaciones/1350-ACSR.pdf.

[3] A. Bravo and J. Polanco, “l. Presentación,” Conoc. Unidad y Auton., 2004.

[4] “en.chintelectric.com_wwwroot_images_upload_private_12_1 Products PDF_Brief-Spanish.pdf.”

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