ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALbibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/5943/1/T2156.pdf · Susana...

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

ESTUDIO TÉCNICO-ECONÓMICO DEL ESQUEMA DE BARRASTIPO ANILLO EN COMPARACIÓN CON LOS ESQUEMAS DE

BARRA CONVENCIONALES.

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DEINGENIERO ELÉCTRICO

Susana Dayanara Albán GalárragaEdisson Raúl Andrade Pazmiño

DIRECTOR: Ing. Patricio Guerrero

Quito, Junio 2003

DECLARACIÓN

Nosotros, Susana Dayanara Albán Galárraga y Edisson Raúl Andrade Pazmiño,

declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que

no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y,

que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este

documento.

A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad

intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional,

según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por

la normatividad institucional vigente.

P

— Q J — - ^ ^

Susana D. Albán G. Edisson R. Andrade P.

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Susana Dayanara Albán

Galárraga y Edisson Raúl Andrade Pazmiño , bajo mi supervisión.

Ing. Patricio Guerrero

DIRECTOR DE PROYECTO

AGRADECIMIENTO

En especial a mis padres, por su permanente esfuerzo para lograr que

cumplamos nuestros sueños, por esa entrega de amor incondicional.

A mis hermanos: Mónica y Michael por escucharme y apoyarme.

A Juan Francisco por su cariño y apoyo.

A mis amigos por ayudarme en los momentos más difíciles, a mi compañero

de tesis Edisson que más que un compañero es un gran amigo.

AI Departamento de Expansión de TRANSELECTRiC, de manera muy especial

al Ing. Patricio Guerrero por su colaboración en la realización de éste proyecto.

Al ing. Luis Tapia por su ayuda incondicional.

Susana D. Albán G.

AGRADECIMIENTO:

A Dios por haberme dado unos padres buenos,cariñosos y comprensivos y por haberme

rodeado de verdaderos amigos.Al Ing. Patricio Guerrero por su acertada guia

en la realización de esta tesis.Al Ing. Luis Tapia por su ayuda y buena

voluntadpara con nosotros.A Susy mi amiga y confidente por su cariño y

muchísima comprensión

Edisson

DEDICATORIA

A mis padres y abuelitos Miguel e Iralda, por

enseñarnos a hacer de cada momento una vida y

de la vida un único momento.

Susana D. Álbán. G

DEDICATOKIA

A mis padres, ningún logro valdría lapena sin ellos.

A mi hermano Francisco, mi orgullo einspiración.

Edisson

ESTUDIO TÉCNICO-ECONÓMICO DEL ESQUEMA DE BARRAS TIPOANILLO EN COMPARACIÓN CON LOS ESQUEMAS DE BARRA

CONVENCIONALES.

Pag

CAP I: ASPECTOS GENERALES

1.1. Justificación ' 1

1.2. Objetivos 1

1.3. Alcance 2

1.4. Introducción 2

1.5. Antecedentes 3

CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS DE BARRA

PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES.

2.1. Generalidades 5

2.1.1. Características de Esquema 5

2.1.2. Costo Inicial de Esquema 7

2.2. Esquema en Anillo 9

2.2.1. Descripción 9

2.2.1.1. Criterios Básicos de dimensionamiento 10

2.2.1.2. Criterios de Protección y Control 11

2.2.2. Elementos Asociados 17

2.2.3. Costo de Esquema 18

2.3. Esquema Doble Barra con 1 solo interruptor y Bypass 21




2.4. Barra Principal y Transferencia 27




CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DEESQUEMAS DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATROALIMENTADORES.

Pag

3.1. Teoría de Confiabilidad Aplicada a Sistemas de Potencia 34

3.1.1 Método de Harkov 35

3.1.2 Método de Frecuencia y Duración 36

3.2. Análisis Técnico de Esquemas de Barras 37

3.2.1. Aplicación de la Técnica Frecuencia Duración 41

3.2.1.1. Análisis de Fallas 42

3.2.1.2. Determinación de índices k y H 49

3.3. Análisis Económico de Esquemas de Barras ' 49

3.3.1. Costos de Recuperación 49

3.3.2. Costos de Desperfectos 50

3.3.3. Costos de Operación y Mantenimiento 51

3.4. Algoritmo de Solución ' 52

3.5. Comparación y Resultados 54

CAP IV: PROGRAMA PARA ESTABLECER EL ESQUEMA DE BARRASADECUADO PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO

ALIMENTADORES.

4.1. Diseño. 65

• Alcance 65

• Restricciones 66

4.2. Desarrollo en Visual Basic 6.0 67

4.2.1 Como usar eí Programa 73

4.3. Aplicación a la Subestación Cuenca 77

CAP V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 Conclusiones 81

5.2 Recomendaciones 83

ÍNDICE DE TABLAS

Págs:

Tab. n.l: Elementos Asociados a una Posición de Línea - Esquema en Anillo 17

Tab. EE.2: Elementos Asociados a cuatro Posiciones de Línea- Esquema en Anillo 17

Tab. n.3: Área Ocupada Esquema en Anillo 18

Tab. n.4: Costo Total Obra Civil - 138 kV Esquema en Anillo 19

Tab. H.5 Costo Total Obra Civil - 230 kV Esquema en Anillo 19

Tab. E.6 Costo Total Equipamiento - 138 kV y 230 kV- Esquema en Anillo 20

Tab. n.7: Costo Inicial - 138 kV y 230 kV- Esquema en Anillo 20

Tab. n.8: Elementos Asociados a una Posición de Línea

Esquema Doble Barra con un Disyuntor y Bypass 22

Tab. IL.9: Elementos Asociados a la Posición de Acoplamiento


Tab. IC.IO: Elementos Asociados a cuatro Posiciones de Línea


Tab. H.l 1: Área Ocupada Esquema Doble Barra con un Disyuntor y Bypass 23

Tab. H12: Costo Total Obra Civil - 138 kV


Tab. H.13: Costo Total Obra Civil - 230 kV


Tab. n.14: Costo Total Estructuras Metálicas - 138 kV


Tab. n.15: Costo Total Estructuras Metálicas - 230 kV


Tab. H.16: Costo Total Equipo - 138 kV y 230 kV

Esquema Doble Barra con un Disyuntor y Bypass " 26

Tab. H.17: Costo Inicial - 138 kV y 230 kV


Tab. n.l8: Elementos Asociados a una Posición de Línea

Esquema Barra Principal y Transferencia 28

Tab. 11.19: Elementos Asociados a una Posición de Transferencia


Tab. n.20: Elementos Asociados a cuatro Posición de Línea


Tab. n.21: Área Ocupada-Esquema Barra Principal y Transferencia 29

Tab. K22: Costo Total Obra Civil - 138 kV


Tab. H.23: Costo Total Obra Civil - 230 kV


Tab. H24: Costo Total Estructuras Metálicas - 138 kV


Tab. H.25: Costo Total Estructuras Metálicas - 230 kV


Tab. n.26: Costo Total Equipo - 138kVy 230 kV


Tab. n.27: Costo Total Equipo - 138kV y 230 kV


Tab. HL1: Tiempos de Interrupción de Esquemas

Por Falla en Barra Principal 44

Tab. m.2: Costos Energía Fuera de Mérito 50

Tab. 3H.3: Comparación Cualitativa 54

Tab. El.4: Comparación Cuantitativa -Área de Esquemas 55

Tab. ni.6: Comparación Cuantitativa -Costo Inicial 56

Tab. m.7: Comparación Cuantitativa -Costo Anual de Recuperación de Capital 57

Tab. DI. 8: Comparación Cuantitativa -índices de Confiabilidad 58

Tab. ÜI.9: Comparación Cuantitativa -Costo Anual de Desperfectos 59

Tab. ni. 10: Comparación Cuantitativa -Costo de O & M 60

Tab. mil: Comparación Cuantitativa -Costo Anual Total 138kV 61

Tab. mi2: Comparación Cuantitativa Costo Anual Total 230kV 62

ÍNDICE ANEXOS

ANEXO 1: ÁREAS Y ESTRUCTURAS

1.1. Subestaciones Tipo

1.2. Estructuras para 138kV

1.3. Estructuras para 230kV

1.4. Esquema en Anillo disposición para 6 posiciones

1.4.1. Área requerida para nivel de voltaje 138kV


1.5. Esquema Doble Barra con un solo Disyuntor y Bypass

disposición para 6 posiciones


1.5.2. Estructuras para nivel de voltaje 138kV



1.6. Esquema Barra Principal y Transferencia disposición para 6

posiciones





ANEXO 2: DATOS DE COSTOS ESTIMADOS ENTREGADOS PORTRANSELECTRIC

2.1. Costos de Cimentaciones

2.2. Costo de Malla Puesta a Tierra

2.3. Suministro de Estructuras Metálicas

2.4. Montaje de Estructuras Metálicas

2.5. Costos de Equipo de Corte y Seccionamiento

ANEXO 3: CALCULO COSTO DE OBRA CIVIL POR ESQUEMA PARA138kVy230kV

3.1. Esquema en Anillo

3.1.1 Cálculo costo cimentaciones

3.1.2 Cálculo costo malla puesta a tierra

ÍNDICE ANEXOS

3.2. Esquema Doble Barra con un solo disyuntor y bypass

3.2.1. Cálculo costo cimentaciones

3.2.2. Cálculo costo malla puesta a tierra

3.3. Esquema Barra Principal y Barra de Transferencia

3.3.1. Cálculo costo cimentaciones

3.3.2. Cálculo costo malla puesta a tierra

ANEXO 4: CALCULO COSTO ESTRUCTURAS METÁLICAS PARA138kVy230kV

4.1. Esquema Doble Barra con un solo disyuntor y Bypass


5: CALCULO COSTO EQUIPAMIENTO POR ESQUEMA

5.1. Esquema en Anillo

5.2. Esquema Doble Barra con un solo disyuntor y Bypass


ANEXO 6: ÍNDICES DE CONFIABILIDAD

ANEXO 7: COSTOS DE ESQUEMAS

ANEXO 8: DEFINICIONES GENERALES

ANEXO 9: CARACTERÍSTICAS/ SUBESTACIÓN SAN IDELFONSO

ANEXO 10: PROGRAMACIÓN EN VISUAL BASIC 6.0 - CÓDIGO

ANEXO 11: VALIDACIÓN DEL PROGRAMA

RESUMEN

La ¡mplementación de un determinado esquema de barras, deberá estar basado en

el desarrollo de un estudio técnico y económico el mismo que considere análisis de

costos de inversión, costos de interrupción de servicio y costos de operación y

mantenimiento para las diferentes configuraciones.

El principal objetivo de éste trabajo es desarrollar dicho estudio para la selección de

esquemas de barras para Subestaciones de 138 y 230 kV., para ello se analiza dos

esquemas tradicionalmente usados (Barra Principal y Transferencia y Doble Barra

con un solo Disyuntor y Bypass) e incluye el recientemente incorporado en el SNI

(Esquema en Anillo).

El esquema en Anillo presenta una muy buena alternativa para la construcción de un

esquema de barras, sin embargo la implementación de éste deberá ser analizado

dependiendo de las necesidades de la Subestación.

Dicho estudio se encuentra sintetizado en un programa computacional realizado en

Visual Basic 6.0, el mismo que presenta los parámetros económicos e Índices

técnicos necesarios para optar por un determinado esquema. Presenta además una

aplicación a la Subestación Cuenca con la finalidad de justificar el escogitamiento

del esquema de barra implementado.

PRESENTACIÓN

El presente estudio evalúa técnica y económicamente tres tipos de esquemas de

barras con la finalidad de escoger el más idóneo.

Técnicamente se optó por el método de Frecuencia y Duración el mismo que

proporciona información cuantitativa que permite analizar y comparar el

comportamiento de un esquema mediante sus índices de confiabilidad.

Económicamente se analizan costos de inversión, anuales de: recuperación,

desperfectos; y, operación y mantenimiento, esto con la finalidad de valorar un costo

anual total que servirá para elegir un determinado esquema.

CAP I: ASPECTOS GENERALES

CAPITULO I: ASPECTOS GENERALES

1.1 JUSTIFICACIÓN

La ¡mplementación de un determinado esquema de barra, comúnmente se la ha

realizado considerando la experiencia en construcción de subestaciones en ei SNl

así: 138kV Barra Principal y Transferencia y 230kV Doble Barra con un Interruptor

y Bypass. Esta práctica si bien ha ofrecido cierto nivel de confiabilidad, no

considera otras alternativas que pudieran presentar mayores ventajas tanto

técnicas como económicas.

Por tal motivo, el realizar un estudio técnico económico para un esquema de

barras tipo anillo permitirá establecer las ventajas y desventajas de éste frente a

los convencionales esquemas de barra implantados en nuestro país, garantizando

una inversión adecuada así como el correcto funcionamiento de una determinada

subestación.

1.2 OBJETIVOS

Con el presente trabajo se pretende alcanzar los siguientes objetivos:

• Desarrollar un estudio técnico-económico del esquema de barras tipo anillo,

barra principal y de transferencia y doble barra con un disyuntor y bypass para

Subestaciones de 138 y 230 kV con cuatro alimentadores. El equipo analizado

será convencional, no se analizarán Subestaciones aisladas en gas SF6

puesto que la disponibilidad de los parámetros técnicos necesarios para e!

análisis se limita a equipo convencional.

• Comparación del esquema de barras en anillo con los dos esquemas de

barras convencionales.

• Diseño y desarrollo de un programa interactivo que permita establecer el

. esquema de barras adecuado para una subestación con cuatro alimentadores

y con una futura ampliación a seis.

CAP I; ASPECTOS GENERALES

1.3 ALCANCE

El desarrollo de esta tesis abarcará hasta los siguientes aspectos:

a) Análisis técnico-económico del esquema de barras tipo anillo tomando

como referencia lo implantado en la Subestación San Idelfonso en

Máchala.

b) Establecimiento de los criterios necesarios para una comparación entre los

diferentes esquemas de barras.

c) Comparación con los esquemas de barra; Principal y Transferencia y Doble

barra con un disyuntor y Bypass.

d) Aplicación a la Subestación Cuenca.

e) Desarrollo de un programa en Visual Basic 6.0 que nos permita obtener

resultados comparativos tanto de contabilidad como económicos para los

diferentes esquemas de barra.

f) Conclusiones y Recomendaciones.

1.4 INTRODUCCIÓN

El sector eléctrico sin duda alguna constituye un pilar fundamental en el desarrollo

de nuestro país, por tal motivo un correcto desempeño de éste garantizará

avances a todo nivel, por ello sus obras deben poseer niveles adecuados de

funcionamiento.

Uno de los componentes importantes de nuestro Sistema Nacional Interconectado

lo constituyen las subestaciones eléctricas."Una subestación eléctrica es un

conjunto de dispositivos eléctricos, que forman parte de un sistema eléctrico de

potencia; sus funciones principales son: Transformar tensiones y derivar circuitos

de potencia." (1) "Esta funciona como punto de conexión o conmutación para

líneas de transmisión, alimentadores de subtransmisión, circuitos de generación y

transformadores elevadores y reductores"Í2), por ello los principales objetivos de

diseño de una subestación están encaminados a proporcionar máxima

confiabilidad, flexibilidad, continuidad de servicio y satisfacerlos a los costos de

inversión más bajos que satisfagan las necesidades del sistema. Y al hablar de

(1) Referencia R2, Capítulo 1, Pág.l® Referencia Rl, Sección 17, Pag. 2

CAP 1: ASPECTOS GENERALES

costos, no es menos cierto que los costos de las subestaciones importantes se

reflejan en los transformadores y en el equipo de corte y seccionamiento; el trazo

de la barra y el arreglo de conmutación seleccionado determinarán el número de

disyuntores y seccionadores requeridos.

Para que la selección de un esquema de barras sea óptima es necesario realizar

una comparación entre los posibles esquemas que pueden usarse, imponiendo

exigencias técnicas y económicas como lo son la confiabilidad y el costo.

Con el objetivo de optar por un esquema que brinde elevados niveles de

confiabilidad el presente trabajo introduce en el análisis de los esquemas de

barras a nivel de 138 y 230 kV la posibilidad de usar el esquema tipo anulo, para

ello se examinan las diferentes ventajas y desventajas de éste esquema frente a

los usuales.

A continuación se presentan las diferentes alternativas para una Subestación con

cuatro alimentadores, se analiza tanto la parte técnica como la económica para

posteriormente evaluar y elegir la mejor opción.

Como parte integral del siguiente trabajo se presenta una herramienta

computacional que permite evaluar técnica y económicamente los esquemas

motivo de estudio para una subestación con cuatro alimentadores y una futura

ampliación a seis alimentadores.

1.5 ANTECEDENTES

Tradicionalmente, en la selección de esquemas de barras, en e! antiguo INECEL y

en la actualidad en TRANSELECTRIC se privilegian aquellos esquemas cuya

confiabilidad sea la mayor sin tomar en cuenta los altos costos que representan

sus implemeritaciones. De allí que el diseño de nuestras subestaciones eléctricas

se sustenta básicamente en "experiencias" anteriores. Tal es así que incluso se

ha llegado a "normar" la aplicación de !os esquemas de barras de acuerdo al nivel

de voltaje de la subestación en diseño, concretamente de la siguiente forma:

CAP i: ASPECTOS GENERALES

Para subestaciones de 138RV Esquema de Barras Principal y Transferencia

Para subestaciones de 230kV Esquema de Doble Barra con un solo

Disyuntor y "By Pass"

Limitando oportunidades a otros esquemas de barras que también ofrecen

ventajas.

El problema surge a raíz de la selección del esquema de barras en la subestación

San Idelfonso, TRANSELECTRIC ya tenía definida que para ésta su configuración

de barras sería de Doble Barra con un Disyuntor y By Pass, sin embargo la

consultora extranjera EDC propuso la conveniencia de realizar un arreglo en anillo

el cual ofrecía ventajas económicas y técnicas.

"Luego de recapitularse las ventajas y desventajas de los dos sistemas de barra

propuestos, TRANSELECTRIC vio la oportunidad de efectuar la aplicación de un

nuevo sistema de barras para la subestación de 138 kV de San Idelfonso. De esta

manera TRANSELECTRiC aprobó la recomendación del consultor de adoptar el

esquema de barras en anillo para esta subestación por sus características de alta

contabilidad."(1)

Es por eso que se hace justificable realizar un estudio técnico-económico del

esquema de barras tipo anillo en comparación con los esquemas de barras

convencionales (Barra Principal y de Transferencia y de Doble Barra con un solo

Disyuntor y "By Pass") para una subestación dada.

(1) ACTA N°3, Reunión TRAHSELECTRIC S.A - EDC - WASHINGTON, literal 9.

CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRACON CUATRO ALIMENTADORES

CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE

ESQUEMAS DE BARRA PARA UNA SUBESTACIÓN CON

CUATRO ALIMENTADORES.

2.1 GENERALIDADES

La elección del esquema de barra para una subestación depende de las

características específicas de cada sistema eléctrico y de la función que realiza

dicha subestación en el sistema.

"El esquema que se adopte determina en gran parte el costo de la instalación.

Este depende de la cantidad de equipo considerado en el esquema, lo que a su

vez repercute en la adquisición de mayor área de terreno y finalmente en un costo

total mayor".(1)

Es por eso que al momento de decidirse por tal o cual esquema de barras de

subestación es necesario evaluar y comparar sus ventajas y desventajas para

escoger la que mejor se acomode a nuestra necesidad y disponibilidad

económica.

2.1.1 CARACTERÍSTICAS DE UN ESQUEMA

Para realizar una buena selección del esquema de una subestación debemos

conocer sus características y para el efecto las hemos clasificado en

características técnicas y económicas.

TÉCNICAS

Estas tienen que ver con los siguientes aspectos:

• La continuidad en el servicio brindada por el esquema a elegirse, es

necesario tener en cuenta que la interrupción del servicio no solamente

conllevaría la no venta de potencia y energía sino también las respectivas

multas establecidas en la ley del régimen del sector eléctrico y sus

regulaciones.

C1) Referencia R2, Capítulo 1, Pág.4


• La operación del esquema, que está relacionada con la mayor o menor

cantidad y complejidad de maniobras dependiendo del número de equipo

que se disponga.

• El mantenimiento de los equipos asociados al esquema elegido, debe

ser realizado con la mínima suspensión del servicio.

• Las facilidades de ampliación de la subestación, deben ser tales que

involucren una mínima interrupción del servicio.

• La protección del esquema, dependerá de la cantidad de equipo

asociado que éste tenga, ya que un mayor número de elementos exige

mayor complejidad en la protección.

• Selectividad, relacionada con la facilidad de agrupar circuitos según las

necesidades de operación.

ECONÓMICAS

Específicamente relacionadas con los costos inicial y anual.

El costo inicial depende de los siguientes puntos:

• Cantidad del equipo: Un esquema de barras de mayor complejidad exigirá

una mayor cantidad de equipo.

• Calidad del equipo: Mayor calidad implica un mayor costo del equipo pero

se necesitará de poco cuidado al momento de su operación y

mantenimiento, mientras que una menor calidad involucra un menor costo

pero exigirá un mayor cuidado y mantenimiento continuo. Algunos

fabricantes en este rubro incluyen también capacitación del personal que

operará y mantendrá la subestación.

• Transporte del equipo: Este costo generalmente está incluido en el costo

total del equipo por parte del fabricante el cual lo entrega en las bodegas

de TRANSELECTRIC. Este costo es llamado costo DDP (Delivered Duty

Paid) y por medio de éste el cliente realiza un solo pago en el que no están

incluidos los impuestos.

• Montaje y puesta en servicio del equipo: Es común que el fabricante utilice

su personal para supervisar el montaje y puesta en servicio de la


subestación garantizando de esta manera que el equipo se entrega en

óptimas condiciones.

Los costos anuaies tienen gran influencia el momento de realizar la selección de

un esquema de barras de una subestación ya que en éstos se ven involucrados

directamente la confiabilidad y la rentabilidad del esquema. Estos constan a su

vez de los siguientes costos:

• Costos anuales de recuperación del capital. En estos costos el

inversionista recobra lo invertido en la subestación dentro de un periodo de

tiempo y a una tasa de interés establecidos previamente.

• Costos anuales de desperfectos: Mediante estos costos el esquema es

evaluado en su confiabilidad, determinándose para el efecto los costos

anuales de potencia y energía que se dejaría de suministrar debido a fallas

en los componentes del mencionado esquema.

• Finalmente, ios costos anuales de operación y mantenimiento reflejan la

complejidad y calidad del esquema que se ha escogido, ya que un

esquema con una mayor cantidad de elementos exigirá una mayor

complejidad en su operación, y a su vez un esquema con elementos de

mayor calidad involucra un menor mantenimiento para los mismos.

2.1.2 COSTO INICIAL DE UN ESQUEMA

En el análisis del costo de esquema básicamente influyen: el área ocupada, el tipo

de materiales, el número de equipos requeridos y sus estructuras todos estos con

su costo DDP.

Este costo en si representa la inversión inicial que se debe realizar para llevar a

cabo la construcción del esquema seleccionado.

a) Área ocupada:

Mediante la información proporcionada por TRANSELECTRIC, en cuanto a

subestaciones tipo a 138 y 230RV se establece el área requerida para una

subestación con cuatro alimentadores, previendo ampliación futura de dos

posiciones.


b) Obra Civil:

Relacionada directamente con el área necesaria para la implementación de un

determinado esquema, ya que ésta depende del arreglo tanto del equipo como

de estructuras metálicas, es decir del esquema de barra que se elijaj por tanto

considera tos costos de las cimentaciones para los diferentes equipos y

estructuras que conformarán un determinado esquema.

La ubicación del terreno es un factor muy importante que incide en el costo de la

obra civil puesto que nos referimos a la zona geográfica en la que se desea

implantar una determinada subestación y de esta dependerá la necesidad o no de

acondicionamiento del área requerida para el esquema, con lo que se incurre en

un gasto que puede ser considerable dependiendo de las obras de

acondicionamiento, estas pueden ser desbanques y/o rellenos, o pilotajes

dependiendo del sitio.

Para el efecto de nuestro estudio, el área a ser tomada en cuenta se limita

únicamente al área ocupada por el esquema de barras y con el fin de partir en

iguales condiciones para todos los esquemas ésta se considera ya adecuada.

c) Estructuras de soporte:

Estructuras metálicas, estas consideran tanto las columnas como las vigas

necesarias para un arreglo de barras, las mismas que deben presentar ciertas

características técnicas a fin de soportar los esfuerzos mecánicos ocasionados

por acción de agentes como el viento, peso de conductores y/o peso de equipo de

seccionamiento, esfuerzos mecánicos que se producen durante la operación de

interruptores y seccionadores.

d) Número de equipos requeridos:

Todos los esquemas de barra poseen equipamiento para protección y medición,

como son los transformadores de potencial y los de corriente, así como

pararrayos entre otros, todos estos asociados a cada posición de línea.

Generalmente son elementos propios de cada posición y no dependientes dei

esquema empleado, por ello no se los considera en el siguiente análisis, por lo

que al evaluar el costo del equipo requerido en un determinado esquema se


considerarán únicamente aquellos equipos de corte y seccionamiento ya que el

número de estos si depende de cada esquema.

Todos los rubros importantes para evaluar el costo de un determinado esquema

son proporcionados por TRANSELECTRIC, éstos se pueden observar en el

ANEXO 2.

Con base a lo anteriormente indicado, el presente capítulo describe los esquemas

de barra para niveles de voltaje 138kV y 230 kV.

2.2 ESQUEMA EN ANILLO

2.2.1 DESCRIPCIÓN

En este tipo de esquema los disyuntores están dispuestos en un anillo con

circuitos conectados entre cada disyuntor.

Existe igual número de disyuntores que de circuitos, se puede independizar a

cada uno de ellos sin interrumpir el abastecimiento de energía.

Los relés de protección no necesitan ser cambiados en caso de realizar

maniobras de operación o de mantenimiento.

El alimentador de mayor carga será el que defina la capacidad de todos los

disyuntores.

ESQUEMA EN ANILLO

Fig. 11.1

CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRA 10CON CUATRO ALIMENTADORES

Funcionamiento:

> Para condiciones normales de operación todos los disyuntores están

cerrados.

> Para condición de falla en un circuito dado operan dos disyuntores.

> En caso de ocurrir una falla que obligue la salida de la UT, puede

desconectarse mediante su seccionador y el anillo se cierra.

> En caso de mantenimiento de un disyuntor, el anillo se abre, sin embargo

las posiciones de línea siguen energizadas, es decir no se interrumpe el

servicio.

Este esquema en su operación exige procedimientos un poco más elaborados

que pueden provocar errores de operación, permite aislar un circuito afectado sin

interrumpir el servicio además es económico puesto que posee menor número de

elementos de corte y seccionamiento con respecto a los otros esquemas de

barras.

2.2.1.1 Criterios básicos de dimensionamiento

Los seccionadores deben sujetarse a las corrientes de servicio continuo.

Es recomendable usar seccionadores motorizados y manuales, así:

Motorizados los seccionadores separadores de cada circuito y manuales todos los

del interior del anillo y los de tierra, esto basado en los siguientes criterios:

1) Los seccionadores del anillo sólo operan para poner en mantenimiento un

disyuntor.

2) Los seccionadores del anillo no deben operar para sacar de servicio un

circuito, con el fin de que el anillo opere siempre cerrado.

3) La frecuencia de mantenimiento será reducida y será una operación que

exige que e! personal esté físicamente en el patio, con lo cual los

interbloqueos mecánicos previstos darán la debida seguridad de operación.

Para control de una subestación con este esquema desde un centro de

control, todos los seccionadores deberán ser motorizados a fin de tener

dominio sobre éstos.

CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRA 11CON CUATRO ALIMENT ADORES

2.2.1.2 Criterios de protección y control

Al ser este esquema relativamente nuevo en la construcción de subestaciones de

TRANSELECTRIC, en nuestro país a nivel de 230kV y 138kV, es importante

describir ciertos criterios de protección y control.

PROTECCIÓN:

El sistema de protección esta basado en los mismos criterios y principios que se

usan para proteger todas las subestaciones del SN!.

a) Protección de Líneas:

La protección primaria de las líneas esta definida por las protecciones

empleadas en cada subestación.

La protección primaria para el caso específico de San Idelfonso es un

esquema de disparo transferido permisivo de sobre alcance esto mediante

TP's y TC's de línea, que consiste de un sistema trifásico de distancia tipo

piloto para fase-fase y fase-tierra. Este sistema trabaja conjuntamente con un

sistema carrier (Power Line Carrier) y posee un recierre simple.

Este tipo de protección no es exclusivo del anillo ya que existen muchos tipos

de esquemas de relevadores como: subalcance directo, subalcance

permisible, comparación direccional, comparación de fases y alambre piloto.

Para mayor detalle con respecto a este tipo de protecciones ver ANEXO 8.

Este esquema usa protección de distancia de alta velocidad tipo mho, para

todo tipo de fallas que ocurran en la línea protegida, monofásica o trifásica. El

disparo se ordena a ios disyuntores a través de relés auxiliares de alta

velocidad.

Al reié de protección primaria está asociada una señal de guardia transmitida

desde cada terminal de línea adyacente. Estos relés están calibrados para

que la sensibilidad a fallas alcance hasta el 20% más allá de la próxima

subestación y asegurar completamente el despeje de fallas de la línea.


Cuando la falla ocurre en la línea protegida, cambia de frecuencia la señal de

guardia y se envía la señal de disparo al terminal opuesto de la línea, para de

esta manera permitir que los relés en ambos extremos abran los disyuntores y

despejen la línea con falla.

La acción del relé es prácticamente instantánea, de tal manera que, los

disyuntores en ambos extremos de la línea operan simultáneamente. Este tipo

de protección de línea se llama de "disparo transferido permisivo de sobre

alcance".

Recierre de alta velocidad.- El esquema de recierre recomendado para las

líneas deberá ser simple y de alta velocidad. El relé de recierre (79) operará

cuando el disparo ha sido a través de la protección primaria. Puesto que cada

línea tiene dos disyuntores, se usará uno de ellos como líder para el proceso y

el otro seguirá el recierre si la operación del primero fue exitosa.

Todos los disyuntores estarán en capacidad de operar como líderes, pero

deberá definirse mediante "links", cuales deben cumplir esta función en un

momento dado.

b) Protección del Anillo:

El sistema de protección para el esquema de barras en anillo para la

Subestación San Idelfonso considera la alternativa de traslape de

protecciones.

La protección secundaria de las líneas de transmisión se unifica con la

protección del anillo (TP's de barra) y consiste en relés de sobrecorriente

direccional entre fases y fase - tierra, polarizados con voltaje.

Para este tipo de protección tenemos dos alternativas descritas a

continuación:

CAP Jir DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRACON CUATRO ALIMENTADORES

13

Alternativa 1:

ESQUEMA DE PROTECCIÓN DEL ANILLO

Fig. tl.2

Este esquema no presenta independencia entre protecciones primaria y

secundaria ya que los TC's comparten un mismo núcleo, es decir, que en caso

de falla en uno de los TC's el otro se vería también afectado, con lo que el

esquema quedaría sin protección.

Alternativa 2:

ESQUEMA DE PROTECCIÓN DEL ANILLO

Fig. 11.3


14

Este esquema a diferencia del anterior presenta independencia de protección

primaria y secundaria, es más costoso debido a la utilización de un TC de

características especiales dependientes de las condiciones que en este caso

son de la línea, sin embargo, cabe destacar que el principio de protección de

ambas alternativas es el mismo.

En la Subestación San Idelfonso se usa la alternativa 2 debido a la ventaja ya

descrita en el párrafo anterior ya que el costo se ve justificado con la

confiabilidad en la protección.

Este esquema asegura un traslape de fas protecciones en la zona del anillo

entre disyuntores y hacia las líneas o hacia los transformadores, aún cuando

las protecciones particulares del circuito estén fuera de operación.

c) Protección por falla de disyuntores:

En el caso de falla en el disparo de un disyuntor del anillo, se utilizará un

esquema de respaldo formado por un relé auxiliar temporizado (2/TR), el cual

se energizará al operar los relés de disparo de alta velocidad (94 ó 94P) y

enviará una señal, luego de un tiempo predeterminado a un relé de disparo

86 BF con el objeto de disparar los disyuntores adyacentes al que falló y de

esa manera eliminar la alimentación a la falla.

Para ejemplificar lo arriba descrito supongamos falla en 1_2, en esta condición

deben operar los disyuntores A y C. En caso de falla en el disparo del

disyuntor A el disyuntor adyacente que opera es B, con lo que para despejar la

falla operan los disyuntores B y C.

Ll

B

L2

C

Protección por falla de disyuntor

Fig. 11.4

CAP H: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRA 15CON CUATRO ALIMENTADORES

d) Verificación de Sincronismo:

Se debe prever un relé de verificación de sincronismo (25), previo el cierre de

cada uno de los dos disyuntores del circuito, en operación manual o recierrre.

Las señales de voltaje a compararse, provendrán de los divisores capacitivos

de potencial de cada circuito y de los divisores capacitivos del anillo.

e) Señales de Voltaje:

Las señales de voltaje tanto, para protección como para medición, se toman

de divisores capacitivos de potencial ubicados en cada línea y en dos puntos

diagonales del anillo.

Se emplean dos juegos de divisores capacitivos de potencial para el anillo con

el fin de asegurar la presencia de voltaje de polarización a la protección

secundaria, aún cuando el juego esté fuera de servicio por falla en la posición

en que está conectado.

CONTROL:

El control se define en base a la lógica prevista para la operación de cada

elemento de la subestación.

a) Control de seccionadores:

1. Seccionadores aisladores de disyuntores

Estos podrán ser operados sólo si el respectivo disyuntor está abierto.

2. Seccionadores aisladores de línea

Podrán operar si se disparan los dos disyuntores relacionados con la

Línea.

3. Cuchillas de puesta a tierra de línea

Sólo podrán operarse si la línea está sin tensión y el seccionador aislador

de línea está abierto.


b) Control de disyuntores de línea:

1. Cierre y recierre del disyuntor

Para cerrar el disyuntor desde el cuarto de control, deben cumplirse las

siguientes condiciones:

> Que no haya falla en la línea con la cual están relacionados,

ni en el anillo.

> Si la sincronización se hace entre línea y barra energizada,

debe operar el relé de sincronización.

El cierre del disyuntor puede realizarse desde los tableros del cuarto de

control o desde una estación remota.

Las condiciones para el recierre automático de un disyuntor son las

siguientes:

> Que se haya disparado el disyuntor por falla en la

línea.

> Que se cumplan las condiciones para sincronismo

entre la línea y la barra, para poder conectar la línea.

> Que opere el relé de recierre (79).

Si estas condiciones se cumplen, se cerrará el disyuntor líder y se enviará

una señal de cierre ai disyuntor seguidor para que a su vez éste haga el

recierre.

El disyuntor será operado eléctrica y manualmente desde el equipo en el

patio. La operación eléctrica en el patio se prevé para propósitos de

mantenimiento e inspección, por lo que se sugiere que para inspeccionarlo

estén abiertos ios seccionadores aisladores.

2.- Disparo del disyuntor de línea

Este puede ser operado desde el cuarto de control sea automáticamente

mediante los relés de disparo, cuando opere la protección principal o


17

secundaria de la línea, o por falla del disyuntor adyacente, o manualmente

desde los tableros.

Existe también la posibilidad de disparo desde una central remota de

supervisión de todo el sistema.

2.2.2 ELEMENTOS ASOCIADOS

POSICIÓN DELINEA

Elemento

DisyuntorSeccionador sin Puesta a TierraSeccionador con Puesta a Tierra

Cantidad

22

1

Elementos Asociados a una Posición de Línea

Esquema en Anillo

Tab. 11.1

Cada posición de línea posee dos disyuntores asociados, esto se debe a que

cada línea comparte de cierta forma su disyuntor con la línea adyacente.

Para evaluar el total de elementos asociados al esquema en anillo, se debe

recordar que el número de disyuntores es exactamente igual a! número de

circuitos.

ESQUEMA CON 4 POSICIONES

Elemento


Cantidad

484

Elementos Asociados a cuatro Posiciones de Línea

Esquema en Anillo

Tab. II.2

Para una posición de transformación, ios elementos asociados difieren de una

posición de línea por el seccionador de puesta a tierra previsto para*mantenimiento.

CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRA 18CON CUATRO AL1MENTADORES

Una aplicación de este esquema es la Subestación San Idelfonso, referencia de

nuestro estudio, cuyas características se pueden observar en el ANEXO 9.

2.3.3 COSTO DE ESQUEMA

a) Área ocupada.- Mediante la información proporcionada por TRANSELECTRIC

se realiza los planos para un esquema de barra en anillo para niveles de voltaje

en 138kVy230kV. (Ver ANEXO 1.4).

El área necesaria para construir un patio con este esquema es:

Nivel de VoltajekV138230

Área necesariam2

2.626,564.212,00

Área Ocupada

Esquema en Anillo

Tab. II.3

Mediante este valor se evalúa el costo del esquema en su parte civil la misma que

considera las cimentaciones de ios diferentes elementos del esquema, tales

como bases soporte para los equipos, para ias estructuras ; así como la malla de

puesta a tierra.

b) Obra Civil.-

Las siguientes tablas presentan un costo estimado del rubro Obra Civil en el que

debería incurrir TRANSELECTRIC para realizar un esquema de barra en anillo,

para niveles de voltaje 138 kV y 230 kV.

Este considera, únicamente en este tipo de esquema, los costos de

cimentaciones para equipo de corte y seccionamiento, puesto que si bien se

requieren estructuras para acoplar las posiciones y preveer espacio para las

ampliaciones, éstas no inciden mayormente en el costo del esquema; considera

además la malla de puesta a tierra.


19

Los costos con lo que se realizó el cálculo de este rubro se encuentran detallados

en el ANEXO 2.1, los mismos que incluyen ya el costo de mano de obra.

COSTO TOTAL OBRA CIVILESQUEMA EN ANILLO

138kV

Descripción

CimentacionesMalla de Puesta a Tierra

Total

CostoUS$22.800,003.283,20

26.083,20

Costo Total Obra Civil -138 kV

Esquema en Anillo

Tab. II.4

COSTO TOTAL OBRA CIVILESQUEMA EN ANILLO

230 kV

Descripción


Total

CostoUS$29.200,005.265,00

34.465,00

Costo Total Obra Civil - 230 kV

Esquema en Anillo

Tab. II .5

En el ANEXO 3.1 se puede observar el detalle de cálculo de los costos indicados.

c) Estructuras Metálicas.-

Las estructuras soporte de los equipos están incluidos en el costo de los mismos,

es decir, son proporcionadas por !a casa fabricante.

En cuanto a las estructuras de soporte de conductores no se los considera en el

análisis, puesto que no presentan mayor incidencia.


20

d) Equipamiento.-

Para evaluar el costo de equipamiento se considera los costos DDP de éstos, se

considera, además el valor por montaje de equipo un 10% del valor total del

mismo. La siguiente tabla muestra et costo total en equipo para cada nivel de

voltaje, considerando ya el montaje.

COSTO TOTAL EQUIPAMIENTO

ESQUEMACON 4 POSICIO

NIVEL DE VOLT AJEkV138230

i ANILLONES DE LINEA

COSTO EQUIPOUS$

260.242,27609.037,44

Costo Total Equipamiento - 138 kV y 230 kV

Esquema en Anillo

Tab. I1.6

En el ANEXO 5.1 se puede observar con más detalle el cálculo de los valores

indicados,

COSTO INICIAL

ESQUEMA EN ANILLO 4 POSICIONES

Nivel de VoltajekV

738

230

Obra CivilUS$

26.083,20

34.465,00

EquipoUS$

260.242,27

609.037,44

Costo InicialUS$

286.325,47

643.502,44

Costo Inicial-138 kV y 230 kV

Esquema en Anillo

Tab. H.7

Los valores utilizados para el cálculo de los diferentes rubros importantes

considerados en eí costo inicial de! esquema fueron proporcionados por

TRANSELECTRIC y éstos están actualizados a la última obra realizada por dicha

entidad, esto es Subestaciones Santa Rosa y Pomasqui (Marzo del presente

año).

CAP II; DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRACON CUATRO ALIMENTADORES

21

2.3 ESQUEMA DOBLE BARRA CON UN SOLO DISYUNTOR Y BYPASS

2.3.1 DESCRIPCIÓN

Este esquema emplea dos barras principales, cada circuito incluye dos

seccionadores selectores de barra, así como un seccionador "Bypass".Un

disyuntor denominado de enlace o acoplador permite ia conexión entre barras.

ESQUEMA DOBLE BARRA

CON UN SOLO DISYUNTOR Y BYPASS

Fíg. 11.5

Funcionamiento:

La totalidad de los circuitos pueden conectarse a una de las barras o se

distribuyen por partes iguales en cada una de las barras, con la finalidad de

que en caso de falla de una barra o un disyuntor la salida de servicio sea

únicamente de los circuitos asociados a la falla.

El disyuntor de enlace funciona siempre cerrado, para reemplazo deben

pasarse todos los circuitos a una barra.

Para condición de falla en una barra, la otra puede suplir la demanda sin

ocasionar mayores inconvenientes.


2?

> Para efectuar mantenimiento al disyuntor de línea no se requiere la salida

de servicio de ésta, debido a la operación del seccionador "Bypass" y

reemplazo de su disyuntor por ei de acople o enlace, con lo que esta

maniobra es similar a la realizada en un esquema Barra Principal y

Transferencia.

El sistema de protecciones es más complejo. Solo en transferencia de una barra a

otra y por pocos segundos los circuitos operan desde las dos barras (disyuntor de

enlace opera normalmente cerrado) con lo que se requiere un esquema de relés

de protección muy selectivo, con la finalidad de prevenir la salida de toda la

subestación por causa de una falla en cualquiera de las barras.

Cada barra tiene ia capacidad de carga para toda la subestación.

Se requiere principal atención y cuidado con la operación de disyuntores y

seccionadores.


POSICIÓN DE LINEAElemento

DisyuntorSeccionador BypassSeccionador sin Puesta a TierraSeccionador con Puesta a Tierra

Cantidad1131


Esquema Doble Barra con un Disyuntor y Bypass

Tab. II.8

POSICIÓN DE ACOPLAMIENTOElemento


Cantidad

102

Elementos Asociados a la Posición de Acoplamiento


Tab. II.9


23


Elemento

DisyuntorSeccionador BypassSeccionador sin Puesta a TierraSeccionador con Puesta a Tierra

Cantidad

54126

Elementos Asociados a cuatro Posiciones de Línea


Tab. 11.10

El esquema esta equipado de un seccionador de tierra en cada barra, asociados

a la posición de acopiamiento o enlace, con el objetivo de poder realizar

mantenimiento a las barras.

Para una posición de transformación, los elementos asociados difieren de una

posición de línea por el seccionador de puesta a tierra previsto para

mantenimiento, con lo que esta posición requerirá 4 seccionadores sin Cuchillas

de Puesta a Tierra.

2.3.3 COSTO DE ESQUEMA


se realiza los planos para un esquema de doble barra con un solo disyuntor y

bypass para niveles de voltaje en 138kVy 230kV. (Ver ANEXOS 1.5.1 y 1.5.3).

El área necesaria para construir un patio con este esquema es;

Nivel de VoltajekV

138230

Área necesariam2

4.872,009.282,00

Área Ocupada


Tab. 11.11


considera las cimentaciones de los diferentes elementos del esquema, tales


24

como bases soporte para los equipos, para las estructuras ; así como la malla de

puesta a tierra.

b) Obra CiviL-

Las siguientes tablas presentan un costo estimado det rubro Obra Civil en el que

debería incurrir TRANSELECTRIC para realizar un Esquema Doble Barra con un

solo Disyuntor y Bypass, para niveles de voltaje 138 kV y 230 kV.

Este considera, costos de cimentaciones para equipo de corte y seccionamiento,

así como estructuras de soporte como vigas y columnas: considera además la

malla de puesta a tierra.

Hay que destacar que un seccionador Bypass no requiere una cimentación

propia, puesto que va ubicado sobre la estructura metálica que soporta las vigas

del pórtico de línea o transformación.

En los ANEXOS 1.5.2 y 1.5.4 se puede observar la disposición de estructuras y

por tanto el tipo y número requerido para realizar este esquema para los dos

niveles de voltaje.


en el ANEXO 2.1, los mismos que incluyen ya el costo de mano de obra.

COSTO TOTAL OBRA CIVIL

ESQUEMA DOBLE BARRA CON UN SOLODISYUNTOR Y BYPASS

138kV

Descripción


Total

CostoUS$

54.700,006.090,00

US$ 60.790,00



Tab. 11.12


25

COSTO TOTAL OBRA CIVIL

ESQUEMA DOBLE BARRA CON UN SOLODISYUNTOR Y BYPASS

230 kV

Descripción


Total

CostoUS$

70.900,0011.602,50

US$ 82.502,50



Tab. 11.13

En el ANEXO 3.2 se puede observar el detalle de cálculo de los costos indicados.

c) Estructuras Metálicas.-

Se consideran únicamente las estructuras que conforman el esquema, las

estructuras soporte de los equipos están incluidos en el costo de los mismos, es

decir, son proporcionadas por la casa fabricante.

ESTRUCTURAS METÁLICASNIVEL DE VOLTAJE 138 kV

TIPO

ColumnasVigas

Costo Total

TOTALUS$

22.708,309.878,16

32.586,46

Costo Total Estructuras Metálicas - 138 kV


Tab. 11.14


26


TIPO

ColumnasVigas

Costo Total

TOTALUS$

29.745,2312.602,87

42.348,10



Tab. 11.15

En el ANEXO 1.5.2 y 1.5.4 se puede observar la disposición de estructuras y por

tanto el tipo y número requerido para realizar este esquema.

d) Equipamiento.-


considera, además el valor por montaje de equipo un 10% de! valor total del

mismo.

La siguiente tabla muestra el costo total en equipo para cada nivel de voltaje,

considerando ya el montaje.

COSTO TOTAL EQUIPAMIENTOESQUEMA DOBLE BARRA CON

UN SOLO DISYUNTOR Y BYPASS

CON 4 POSICIONES DE LINEA

NIVEL DE VOLTAJE

kV

138230

COSTO EQUIPOus$399.540,61850.698,62

Costo Total Equipo - 138 kV y 230 kV


Tab. 11.16


indicados.


27

COSTO INICIAL

ESQUEMA DOBLE BARRA CON UN SOLO DISYUNTOR Y BYPASS4 POSICIONES

Nivel de VoltajekV

138230

Obra CivilUS$

60,790,0082.502,50

EstructurasUS$

32.586,4642.348,10

EquipoUS$

399.540,61850.698,62

Costo InicialUS$

492.917,07975.549,22

Costo Inicial - 138 kV y 230 kV


Tab. 11.17

Los valores utilizados para e! cálculo de los diferentes rubros importantes

considerados en el costo inicial del esquema fueron proporcionados por


entidad, esto es Subestaciones Santa Rosa y Pomasqui (Marzo del presente

año).

2.4 BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA

2.4.1 DESCRIPCIÓN

La barra de transferencia está unida a cada línea mediante un seccionador, y a la

barra principal por medio de un disyuntor, cuya función es remplazar, para fines

de mantenimiento, cualquiera de los otros disyuntores.

B. TRANSFERENCIA

B. PRINCIPAL

ESQUEMA BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA

Fig.11.6


28

Funcionamiento:

> El funcionamiento del esquema depende totalmente de la integridad de la

barra principal.

> Para condiciones de falla tanto en la Barra Principal como en cualquiera de

los disyuntores se espera la pérdida completa del servicio de ia

subestación.

> Para efectuar mantenimiento de la Barra Principal se requiere la salida de

servicio de la subestación.

> En caso de falla o mantenimiento en el disyuntor de una línea se usa como

reemplazo de éste el disyuntor de transferencia.

La dificultad se presenta con los transformadores de corriente y las protecciones,

que deben ser transferidas para que den la orden de disparo al disyuntor

adecuado, esta dificultad ocurre cuando los TC's están incorporados en los

bushings del disyuntor, por lo que es recomendable tenerlos fuera del equipo, en

las líneas, con lo que se supera esta dificultad.


POSICIÓN DE LINEA

Elemento


Cantidad

121


Esquema Barra Principal y Transferencia

Tab. 11.18

POSICIÓN DE TRANSFERENCIA

Elemento


Cantidad

102

Elementos Asociados a una Posición de Transferencia


Tab. 11.19


29


Elemento


Cantidad

586

Elementos Asociados a cuatro Posición de Línea


Tab. 11.20

Este esquema al igual que el anterior esta provisto de un seccionador en cada

barra, asociados a la posición de transferencia, esto para fines de mantenimiento

de las barras, ya que mediante ellos se garantiza la seguridad del personal, cosa

similar se aprecia en cada posición de línea.

Para una posición de transformación, los elementos asociados difieren de una

posición de línea por el seccionador de puesta a tierra previsto para

mantenimiento.

2.43 COSTO DE ESQUEMA


se realiza los planos para un esquema de barra principal y transferencia para

niveles de voltaje en 138kVy230kV. (Ver ANEXO 1.6.1 y 1.6.3).

El área necesaria para construir un patio con este esquema es:

Nivel de VoltajeKV138230

Área necesariam2

6.426,0012.673,50 '

Área Ocupada


Tab. 11.21


considera las cimentaciones de los diferentes elementos del esquema, tales

como bases soporte para los equipos, para las estructuras ; así como la malla de

puesta a tierra.


30

b) Obra Civil- Las siguientes tablas presentan un costo estimado del rubro Obra

Civil en el que debería incurrir TRANSELECTRIC para realizar un Esquema

Barra Principal y Transferencia, para niveles de voltaje 138 kV y 230 kV.

Este considera, costos de cimentaciones para equipo de corte y seccionamiento,

así como estructuras de soporte como vigas y columnas: considera además la

malla de puesta a tierra.

En el ANEXO 1.6.2 y 1.6.4 se puede observar la disposición de estructuras y por



en el ANEXO 2.1, los mismos que incluyen ya el costo de mano de obra. En el

ANEXO 3.2 se puede observar el detalle de cálculo de los costos indicados.

COSTO TOTAL OBRA CIVILESQUEMA BARRA PRINCIPAL Y BARRA

DE TRANSFERENCIA138 kV

Descripción


Total

Costo

US$

57.900,008.032,50

65.932.50

Costo Total Obra Civil -138 kV


Tat>: II.22

Descripción


Total

Costo

US$

75.300.0015.841,88

91.141.88



Tab. IL23


31

b) Estructuras Metálicas.-

Se consideran únicamente las estructuras que conforman el esquema, las

estructuras soporte de los equipos están incluidos en el costo de los mismos, es

decir, son proporcionadas por la casa fabricante.

En el ANEXO 1.6.2 y 1,6.4 se puede observar la disposición de estructuras y por



TIPO

ColumnasVigas

Costo Total

TOTALUS$

29.955,229.878,16

39.833,38


Esquema Barra Principa! y Transferencia

Tab. II.24


TIPO

ColumnasVigas

Costo Total

TOTALUS$

41.106.6712.602,87

53.709,54



Tab. il.25

En el ANEXO 4.2 se puede observar con detalle el cálculo de los costos indicados

anteriormente.


32

d) Equipamiento.-


considera, además el valor por montaje de equipo un 10% del valor total del

mismo.

La siguiente tabla muestra el costo total en equipo para cada' nivel de voltaje,

considerando ya ei montaje.

COSTO TOTAL EQUIPAMIENTO

NIVEL DE VOLTAJE

kVCOSTO EQUIPO

US$

138230

317,694,81752.404,55

Costo Total Equipo-138kV y 230 kV


Tab. II.26


indicados.

COSTO INICIAL

ESQUEMA DOBLE BARRA CON UN SOLO DISYUNTOR Y BYPASS4 POSICIONES

Nivel de VoltajekV

138230

Obra CivilUS$

65.932,5091.141,88

EstructurasUS$

39.833,3853.709,54

EquipoUS$

317.694,81752.404,55

Costo InicialUS$

423.460,68897.255,97

Costo Total Equipo-138kV y 230 kV


Tab. II.27

CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRA 3 3CON CUATRO ALIMENTADORES

Los valores utilizados para el cálculo de los diferentes rubros importantes

considerados en el costo inicial del esquema fueron proporcionados por


entidad, esto es Subestación Pomasqui (Febrero del presente año).

CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 3 4DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES

CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA

DE ESQUEMAS DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN

CON CUATRO ALIMENTADORES.

El realizar un análisis tanto de confiabilidad como de funcionalidad de los

diferentes esquemas nos permite evaluar los costos anuales de potencia y

energía no suministradas por fallas en los esquemas, y mediante estos

resultados obtenidos compararlos con la finalidad de escoger adecuadamente el

esquema más confiable y económico.

Para realizar un análisis adecuado de esquemas de barras se debe definir un

método apropiado el mismo que dependerá de !a disponibilidad de datos.

3.1 TEORÍA DE CONFIABILIDAD APLICADA A SISTEMAS DE

POTENCIA

La confiabilidad de un equipo o un sistema, de cualquier naturaleza, se relaciona

con su habilidad o capacidad de realizar una tarea específica. Normalmente se

considera una propiedad cualitativa más que cuantitativa, en la práctica resulta

más conveniente disponer de un índice cuantitativo que un cualitativo,

especialmente cuando se desea tomar una decisión sobre diversas alternativas

de diseño que cumplen las mismas funciones.

Por diversos motivos los componentes de un sistema eléctrico se ven sometidos

a salidas de servicio sea por falla o por labores de mantenimiento, lo que en

algunos casos puede significar la desconexión de uno o más consumidores del

sistema eléctrico.

El objetivo principa! de la evaluación de confiabilidad en sistemas eléctricos de

potencia es determinar índices que reflejen la calidad de servicio que presenta,

en nuestro caso, un esquema de barras para una subestación.


Se describen a continuación algunas técnicas de modelación y evaluación de

confiabilidad, orientadas a predecir índices de comportamiento futuro.

Existen dos clases de métodos para evaluar la confiabilidad: los métodos de

simulación estocástica y los métodos de análisis. De los métodos de simulación

estocástica, el más conocido es el de Monte Cario y, entre los de análisis, se

tienen los procesos continuos de Markov, los de redes y sus aproximaciones.

El método de Monte Cario consiste en ia simulación de una gran cantidad de

situaciones, generadas en forma aleatoria, donde los valores de los índices de

confiabilidad corresponden a los momentos de las distribuciones de probabilidad.

Sin embargo, hay preferencia por los métodos de análisis, dado que es mucho

más fácil su manejo.

3.1.1 MÉTODO DE MÁJOCOV

La mayoría de los métodos analíticos están basados en los procesos continuos de

Markov, por lo tanto se presenta a continuación un breve resumen de los

conceptos más importantes relacionados con esta técnica.

Un sistema eléctrico en general se considera como- un sistema reparable, es

decir, que ai fallar un elemento, éste es reemplazado o reparado, dependiendo de

la naturaleza del elemento en cuestión. De esta manera se restablece la condición

de operación normal del sistema, o parte eléctrica afectada. Así entonces, el

sistema es continuo en el tiempo, con estados discretos finitos, ajustándose muy

bien a una representación por medio de procesos continuos de Markov.

Es necesario notar que el método de Markov permite obtener, con una excelente

precisión, la probabilidad de que el sistema resida en cualquiera de sus estados

posibles.

A pesar de esta característica, resulta poco atractivo, debido a que la cantidad de

estados posibles en un sistema crece a medida que aumenta el número de

elementos que lo componen.


Por ejemplo si para la modelación de n componentes consideramos dos estados

para cada uno de ellos el diagrama de espacio de estados contiene 2n estados

posibles, de manera que para sistemas con m número de componentes ia

dificultad de análisis es muy grande (mn estados) . Por otra parte, modelos que

tratan de reflejar con mayor fidelidad el comportamiento y operación real de los

distintos componentes consideran más de dos estados, aumentando aún más la

cantidad de estados posibles del sistema y por ende ía dificultad de análisis.

En los estudios de confiabilidad, resulta atractivo determinar los índices frecuencia

y duración de interrupciones de servicio, en lugar de una probabilidad. Para ello

se desarrollaron los métodos de frecuencia - duración y los métodos de redes,

con estudios de los tipos de fallas y análisis de sus efectos en el resto del

sistema, estos son métodos aproximados, ampliamente utilizados.

3.1.2 MÉTODO DE FRECUENCIA - DURACIÓN

Para evaluar la confiabilidad en un sistema de potencia es primordial el tipo de

información que se dispone, lo ideal para evaluarla es disponer de información

cuantitativa, que de alguna manera refleje el comportamiento y calidad de servicio

que entrega.

El método de Markov es adecuado para determinar la probabilidad de estado y

disponibilidad, sin embargo, otros parámetros de confiabilidad, tales como la

frecuencia de encontrarse en un estado determinado y la duración promedio de

residencia en dicho estado entregan mucha más información que una simple

probabilidad.

Para determinar la confiabilidad de esquema de barras es necesario conocer la

cantidad de veces que se interrumpirá el suministro de energía y cuanto pueden

durar estas interrupciones.

Con lo que este método presenta la mejor alternativa de análisis, no sólo por la

simplicidad que muestra frente a los otros métodos mencionados, sino que

además por la información que este entregará.

Este método permite además la utilización de datos reales de la operación del

Sistema Nacional de Transmisión (SNT), con lo que se garantiza un análisis

CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 37DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES

óptimo de esquemas de barra. Sin embargo el presente trabajo no considera

dichos datos puesto que la información proporcionada por TRANSELECTRIC en

cuanto a índices de confiabilidad y tiempos de reparación y mantenimiento es muy

poco fiable ya que no existe un seguimiento real de los eventos que se producen

en las instalaciones del SNT, es por esto que se usan datos usados por la

consultora INELIN.

3.2 ANÁLISIS TENICO DE ESQUEMAS DE BARRAS

Para realizar un adecuado análisis técnico de cualquier componente de un

sistema eléctrico de potencia se debe definir ciertos parámetros necesarios para

su análisis.

Para esquemas de barras podemos mencionar entre los más importantes, ios

exclusivamente relacionados con la calidad de servicio y sus diferentes índices.

1) Confiabilidad

Dentro de lo que es el planeamiento, diseño, operación y mantenimiento de los

sistemas eléctricos de potencia y específicamente en nuestro caso de esquemas

de barras, el factor que es y siempre ha sido determinante dentro de los aspectos

antes señalados es la confiabilidad. Si bien es cierto que el menor costo de una

subestación es un factor necesario para seleccionar una subestación, este no es

suficiente si no va de la mano con una confiabilidad aceptable; de allí que lo ideal

dentro de nuestras opciones sea seleccionar la alternativa que ofrezca mayor

confiabilidad al menor costo y no aquella cuyo costo sea menor y sin importar que

tan confiable sea.

La confiabilidad de un esquema de barras es la probabilidad de que dicho

esquema realice sus funciones adecuadamente por un periodo de tiempo dado

bajo condiciones de operación dadas.

Para conocer más a fondo la confiabilidad de un esquema se hace necesario

conocer algunos índices que nos permiten valorarla.


índices de Confíabilidad

Los índices de confiabilidad se relacionan usualmente a la frecuencia o a la

duración de las interrupciones o, ambas.

Una medida útil de la confiabilidad debe tener dos propiedades:

1. Ser calculables a partir de la historia de operación del sistema.

2. Ser calculables a partir de datos de los componentes usando técnicas de

cálculo de confiabilidad.

Dos medidas de confiabilidad se usan para describir, dicha característica en un

sistema, así:

a) Frecuencia.- Es el promedio del número de fallas de un elemento por unidad de

tiempo que normalmente es un año.

b) Duración media de fallas.- De las cuales se evalúan:

El tiempo medio a la primera falla

El tiempo medio entre fallas

La duración media de fallas

Es evidente que estos índices solo pueden obtenerse de los componentes que

son reparables.

Salidas e interrupciones

"Una salida describe el estado de un componente cuando éste no está disponible

para realizar su función debido a algún evento directamente asociado a ese

componente. Una salida puede o no causar una interrupción del servicio

dependiendo de la configuración del sistema.

Se puede clasificar a las salidas de dos maneras:

Por efecto, tiene que ver directamente con una indisponibilidad parcial o total de

un componente del esquema, por ejemplo en una indisponibilidad parcial del

componente éste ve reducida su capacidad de trabajo mientras que en una

indisponibilidad total obviamente el componente no esta disponible; y,

Por causa, que puede ser de dos formas: una salida forzada y una salida horaria.

La salida forzada siempre implica una condición de emergencia ya sea esta de

tipo transciente o de tipo permanente; por otra parte una salida horaria se la


realiza para propósitos de construcción, de mantenimiento preventivo o

reparación.

Una interrupción es la pérdida de servicio a uno o más clientes y es el resultado

de una o más salidas de componentes dependiendo de la configuración del

sistema.

Las interrupciones pueden ser clasificadas de la siguiente manera:

Por causa, debido a una salida forzada u horaria; y,

Por duración, ya sea momentánea (pocos minutos), temporal (1 a 2 horas) o

sostenida (de larga duración)."Í1)

2) Funcionabilidad

Este aspecto tiene que ver con las facilidades que pueden presentar los

esquemas con respecto a:

a) Operación

"Al realizar la operación del esquema de barras nos referimos a los

enclavamientos que controlan la operación de los elementos de corte y

seccionamiento que forman parte de un tipo de esquema. Las condiciones para

los enclavamientos de éstos, en general, se dan a continuación.

> Solo el circuito acoplador de barras y uno de los otros circuitos puede

conectarse a la barra usada como transferencia a un mismo tiempo

(esquema de Doble Barra con un solo Disyuntor y Bypass).

> Ningún seccionador puede ser abierto o cerrado bajo carga a menos de

que haya un camino paralelo de corriente.

> Seccionadores del disyuntor

Operan cuando el disyuntor asociado está abierto.

Aislan al disyuntor.

Operan simultáneamente.

(1) Referencia R3

CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 40DE BAPvRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES

> Seccionadores de puesta a tierra de línea.

Se cierran cuando:

• La línea está desenergizada.

• El seccionador de bypass asociado está abierto

> Seccionadores selectores de barras.

Seleccionan la barra a operar, no están interbloqueados con los

disyuntores.

> Seccionadores de puesta a tierra de barras.

Están asociados al disyuntor acoplador de barras

Se operan cuando

• Todos los seccionadores selectores de barra conectados a la

barra asociada están abiertos.

> Seccionadores de Bypass.

Operan cuando el disyuntor asociado se quiere poner fuera de

servicio y el acoplador de barras lo sustituye"í1), opera sólo con

disyuntor cerrado.

b) Mantenimiento

Componentes en Mantenimiento Preventivo

Un mantenimiento es considerado ideal cuando está completo en un intervalo de

tiempo mínimo. Dicho mantenimiento puede ser realizado sólo en componentes

en operación, si uno falla es eliminado del proceso.

El objetivo que persigue el mantenimiento de equipos es que el componente ha

ser tratado quede en similares condiciones como cuando éste era nuevo.

' Referencia R8, Págs. 2 y 3


Componentes en Reparación

La principal diferencia entre reparar y dar mantenimiento preventivo es que el

último toma lugar en intervalos predeterminados mientras el componente está aun

en buenas condiciones de trabajo, mientras que reparar o reemplazar siempre

implica falla.

3.2.1 APLICACIÓN DE LA TÉCNICA DE FRECUENCIA -DURACIÓN

Mediante la aplicación de este método se puede predecir tanto la duración como

la frecuencia de las interrupciones de servicio, índices importantes para evaluar la

confiabilidad de un determinado sistema.

Estas dos medidas de confiabilidad se definen como:

Número probable total de fallas por año: k

Horas anuales de interrupción: H

Para realizar la aplicación de esta técnica se requieren dos tipos básicos de

datos referentes a los componentes del sistema, estos son:

1. Probabilidades de falla por componente

2. Distribución de los tiempos de mantenimiento y reparación por

componente.

Con la finalidad de obtener la frecuencia así como la duración de una

eventualidad que ocasione interrupción del suministro de energía y potencia en

ios esquemas de barras: Anulo, Barra Principal y Transferencia, Doble Barra con

un solo disyuntor y Bypass se debe realizar un adecuado Análisis de Fallas,

descrito a continuación.


3.2.1.1 ANÁLISIS DE FALLAS

En los esquemas pueden ocurrir algunas eventualidades, las mismas que deben

ser analizadas, con la finalidad de incluir todas las posibilidades de falla.

Entre estas tenemos los siguientes tipos de fallas:

1. En barra principal

"La frecuencia de fallas en barras es muy pequeña, fija e independiente del

número de elementos asociados a ellas.

La mayoría de estas fallas se debe principalmente a la contaminación de

los aisladores. Mientras más puntos de aislamiento tenga un esquema,

mayor es la probabilidad de fallas.

El tiempo de suspensión de potencia y energía es función del esquema

Se efectúa mantenimiento en una barra siempre y cuando el esquema lo

permita."(1)

2. En barra de transferencia

a. Usándola mientras se realiza mantenimiento de un montante

b. Usándola mientras se realiza reparación de un montante.

3. En un montante

"Cuyas fallas pueden presentarse en cada uno de sus componentes:

En Disyuntores.-

Puede darse una falla en el cierre, durante una reconexión automática al

ocurrir una falla transitoria de línea.

También puede ocurrir una apertura falsa, estando en operación normal o

un no cierre al recibir una orden de cierre manual.

NOTA: Las falla de disyuntores que signifiquen un arco externo o interno

del aislamiento se incluyen en las fallas de barras.

En Seccionadores.-

Cuyas falla? se deben por lo general ai operar desconectando o

conectando pequeñas corrientes:

De excitación de transformadores

Residuales de barras.

(1) Referencia R5


En Posición de interrupción.-

Engloba las posibilidades de fallas de los principales elementos asociados

a las barras.

El tiempo de suspensión de servicio como consecuencia de fallas en

posiciones de interrupción es diferente según el esquema de barras que se

emplee."(1)

4. Simultáneas en Montantes

a. Falla en un montante mientras otro de la misma barra se halla en

mantenimiento.

b. Falla en un montante mientras otro de la misma barra se halla en

reparación.

5. Fallas simultáneas en barras

1. Falla Barra Principal

Se considera fallas que se producirían en la barra a la que llega o de la que sale

la potencia de una subestación.

Se debe evaluar el número de fallas por año, y el tiempo total de interrupción.

Número de Fallas por año (G-i):

Gi = p! bp (P! / Pt)

En donde:

p-i = Probabilidad de Falla averías/año

bp = Número de barras principales por nivel de voltaje

P-i = Potencia interrumpida (MW)

Pt = Potencia total de la Subestación.

El factor (Pi / Pt) nos permite referir cualquier avería que afecte parcialmente a

una subestación, a una equivalente que afecte a toda la subestación.

co Referencia R5


Tiempo Total de Interrupción (Hi):

Este será evaluado en razón del total de horas al año (horas / año).

H-i = G-] ti

En donde:

ti = Tiempo de interrupción (horas)

Tiempo de interrupción ( Horas)

Esquema

Barra Principal y Transferencia

Doble Barra

Anillo

t1

120

0,5

120

Tiempos de Interrupción de Esquemas

Por Falla en Barra Principal

Tab. III.1

Se estima en 120 horas el tiempo requerido para reparar una barra y en 0.5

horas el tiempo necesario para transferir la potencia de una barra a otra."(1) y (2)

2. Falla Barra de Transferencia

a. Uso de barra y mantenimiento en un montante:

Número de Fallas por año (G2):

G 2 =p 2 b t m M (P-i/PO

En donde:

p2 = Probabilidad de falla de barra de transferencia averías/año

bt = Número de barras de transferencia por nivel de voltaje

m = Frecuencia de indisponibilidad

M = Número de montantes

(0 Referencia R5C2) Referencia R9

CAP III; ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 45DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO AUMENTADORES

Frecuencia de indisponibilidad es el tiempo que operaría la Barra de

Transferencia mientras se realiza mantenimiento a un montante, se la evalúa en

razón del tiempo necesario para dar mantenimiento respecto a un año (8760

horas).

m = Tiempo de mantenimiento / 8760

Tiempo de mantenimiento por cada montante se estima en = 48 horas

Tiempo Total de Interrupción H2 (horas/año):

H2 = G2 Í2

En donde:

t2= Duración de cada avería (horas)

"Se estima la duración de cada avería en 48 horas que es el tiempo que se

necesita para dar mantenimiento en un montante.

La reparación de la barra de transferencia se estima duraría 120 horas por lo

que es mejor terminar el mantenimiento del montante y utilizar otra vez la

barra principal."(1)y(2)

b. Uso de barra mientras se repara un montante:

Número de Fallas por año (G'2):

Gl2 = p l 2btmlM(P1/Pt )

En donde:

p'a= Probabilidad de falla

m' = Frecuencia de indisponibilidad

m'= Tiempo de reparación / 8760

"Se estima en 360 horas el tiempo para reparar un montante y en 120 horas la

duración de la reparación de la barra de transferencia y se toma entonces este

tiempo como duración de cada avería."í1)yí2)

(1) Referencia R5^ Referencia R9


Tiempo Total de Interrupción de la Barra de Transferencia (H'2):

H) „ fM 4.12 - ^2 t2

En donde:

t?2 = Tiempo de reparación (horas)

> Considerando los dos casos tenemos:

Número Total de Fallas por año: G2t = G2 + G'2

Tiempo Total de Interrupción: H2t = H2 + H'2

3. Falla en un montante


G3 = p3 M (Pn / Pt)

En donde:

p3 = Probabilidad de falla del montante

P-i = Potencia asociada a la barra

Pt = Potencia total de la subestación

Tiempo Total de Interrupción H3:

HS = GS Í3

En donde:

ta = Tiempo necesario para aislar el montante y restablecer el

servicio = 0.5 horas

4. Fallas simultáneas en montantes

a. Falla en un montante mientras otro de la misma barra se halla en

mantenimiento:


G4 = p4 N (Pn / Pt)


En donde:

p4 - Probabilidad de falla

N = M(M-1)

M = Número de montantes de la barra

P-j = Potencia asociada a la barra


La probabilidad de falla está definida así:

p4 = Probabilidad de falla de un montante x (frecuencia de

indisponibilidad por mantenimiento de montante)

Tiempo de Interrupción H4 (horas/año):

En donde:

U - Tiempo de mantenimiento = 48 horas

P2 = Potencia asociada al montante avenado

0.5 G4 = Tiempo de interrupción de toda la barra mientras se aisla

la Falla.

b. Falla en un montante mientras otro de la misma barra se halla en

reparación:

Número de Fallas por año (G'4):

Gt4 = pí4(M-1)(P1/Pt)

En donde:

p*4 = Probabilidad de falla

P-i = Potencia asociada a la barra


La probabilidad de falla está definida así:

p'4 = (Probabilidad de falla de un montante) 2 x m'


Tiempo de Interrupción H'4 (horas/ año):

HI4 = G14t )4(P2/Pi) + 0.5G14

En donde:

t'4 = Tiempo de interrupción por avería = 360 horas

P2 = Potencia asociada al montante averiado

0.5 G'4 = Tiempo de interrupción de toda la barra mientras se aisla la

falla.

> Considerando los dos casos tenemos:

Número Total de Fallas por año: G4t = G4 + G'4

Tiempo Total de Interrupción: H4t = H4 + H'4

5. Fallas simultáneas en barras

Las siguientes expresiones son aplicables a los esquemas: Barra reserva, Doble

Barra y Anillo.


G5=psbt(Pi /Pt )

En donde:

p5=pi (120/8760)

bt = Número de barras

PI = Potencia asociada con la barra


Duración de la falla:

H5 = G5t5

En donde:

ts= Tiempo de reparación de barras


3.2.1.2 Determinación de índices ky H

Una vez analizadas todas las probabilidades de falla se evalúa el Número

probable total de fallas por año y las Horas anuales de interrupción que

conllevaría, mediante las siguientes expresiones:

Número probable total de fallas por año: k

k = T Gn

Es decir:

k= G1+G2t+G3+

Horas anuales de interrupción: H

H = Hn

Es decir:

H- hh+Ha+Ha+

3.3 ANÁLISIS ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRAS

La evaluación económica de los tres diferentes esquemas se la puede hacer en

base a valores presentes de costos, ó en base a costos anuales. En este trabajo

como en la mayoría de referencias consultadas se optará como más adecuado e!

método del costo anual ya que los principales índices que intervienen en los

análisis vienen dados en términos anuales.

3.3.1 Costos de recuperación

En este rubro se considerará el costo del equipo instalado en sitio de cuyo detalle

se amplió en el capítulo dos. Estos costos dependen de las tasas anuales de

interés y vienen dados por la fórmula de anualidad.


de donde:

Car: Costo anual de recuperación

C: Costo inicia!

r: tasa de rentabilidad

t: tiempo de vida útil

3.3.2 Costo de desperfectos

En éste se evalúa en cuanto se ve perjudicado el inversionista al 'no suministrar

potencia ni energía ya sea por falla o mantenimiento. Los costos anuales por

avería consideran un costo por unidad de potencia interrumpida (Cp) de US$ /MW

y un costo por unidad de energía no suministrada (Ce) de US$ /MWh.

En nuestro país, en lo que concierne a Energía No Suministrada el CONELEC ha

establecido un valor referencia! de 30 centavos US$/ kWh.

En lo referente a Potencia No Suministrada, sus valores son variables y dependen

de las Restricciones Operativas del Sistema, con lo que el valor a pagar esta

evaluado en función del despacho económico horario, el mismo que considera la

Energía producida fuera de mérito, los escenarios de demanda (baja .media o

máxima) y estación climatológica (húmeda y seca).

Los siguientes datos fueron proporcionados por TRANSELECTR1C y reflejan las

multas que dicha entidad debe pagar cuando hay indisponibilidad de sus

instalaciones, estos datos son los más representativos para cada uno de los

escenarios.

Demanda

BajaMediaMáxima

Estación HúmedaUS$/kWh

0,0530,0270,027

Estación SecaUS$/kWh

0,0050,0100,014

Costos Energía Fuera de Mérito

Tab. IH.2


Los costos anuales de desperfectos vienen dados por:

= k.Cp.P+H.Ce.P

de donde:

Cae/: Cosío anual de desperfectos

k: Número total de interrupciones año

Cp: Costo por unidad de potencia interrumpida

P: Potencia interrumpida

H: Horas anuales de interrupción

Ce: Costo por unidad de energía no suministrada

Para esto es necesario ya tener establecido los índices de confiabilidad tanto en

frecuencia de fallas al año así como la duración de éstas en horas.

3.3.3 Costos de operación y mantenimiento

El poder operar y mantener una subestación también implica un gasto de dinero.

Estos se componen de costos fijos y los costos variables.

Se consideran costos fijos como:

Personal Operativo

Gastos Administrativos

Gastos de Mantenimiento Fijos

Mientras que como costos variables están

Mantenimiento

Lubricantes

Combustibles

Estos costos vienen dados en forma directa, es decir son cuantificables, sin

embargo existen otros costos que intervienen en la Operación y Mantenimiento de

una determinada subestación que no pueden ser evaluados en forma concreta,


estos se los denomina costos indirectos, por !o que se los representa como un

porcentaje de la inversión total de las obras realizadas en el SN1

Para mayor claridad un ejemplo de costos indirectos es el que se da cuando;

Personal de TRANSELECTRIC dedica parte de su tiempo a una subestación sin

que este tiempo pueda ser valorado con precisión, tal es el caso, revisión de

planos de dicha subestación, llamadas telefónicas de las oficinas de

TRANSELECTRIC para dar información acerca de esa subestación, entre otros.

TRANSELECTRIC contrata los servicios a terceros para realizar Operación y

Mantenimiento de las Subestaciones, ios valores de dichos contratos representan

entre el 2.2% al 2.5% del Activo Anual de una subestación. La O&M del SNI

representa el 2.28% de sus Activos, con lo que este valor es una muy buena

aproximación para realizar la estimación de estos costos.

3.4 ALGORITMO DE SOLUCIÓN

La metodología para realizar un estudio técnico económico de esquemas de

barras a fin de compararlos y establecer el más adecuado tanto técnica como

económicamente puede esquematizarse en los siguientes pasos:

1) Determinar los parámetros de confiabiüdad de cada elemento componente

de un esquema de barra, a través de datos históricos, mediante datos

proporcionados por el fabricante o a su vez pueden ser calculados. Estos

deben estar expresados en la probabilidad de fallas que pueden ocurrir en

un año.

2) Establecer los tiempos de interrupción ocasionados por falla para cada

uno de los esquemas así como tiempos necesarios para mantenimiento,

reparación, transferencia.

Para nuestro trabajo se utilizan datos que constan en varias literaturas,

tomando para esta parte del trabajo como referencia lo realizado en la

Referencia R9, esto tanto para el literal 1 como para el 2.


3) Mediante los datos obtenidos, realizamos el análisis de fallas para cada

uno de los esquemas con la finalidad de determinar los índices G y H

para cada uno de los casos.

4) Determinar los índices k y H ; número probable total de fallas por año y

horas anuales de interrupción respectivamente, mediante las ecuaciones:

k = ¿ Gnn =1

H = ¿ Hnn = l

5) Calcular la potencia interrumpida para cada uno de los esquemas.

6) Establecer los costos por unidad de Energía no suministrada y Potencia

interrumpida (US$/ MWh y US$ / MW), así como la tasa de recuperación o

tasa de mercado.

Para el presente estudio se utilizan datos proporcionados por el

Departamento de Tarifas de TRANSELECTRIC, los mismos que reflejan las

multas que dicha entidad debe pagar en caso de interrumpir el suministro de

energía, esto es costos de energía producida fuera de mérito,

7) Determinar los parámetros económicos , tales como:

• costos de inversión

• costos anuales de desperfectos

• costos de operación y mantenimiento

8) Una vez determinados los parámetros económicos, se deberá comparar

las diferentes alternativas con la finalidad de escoger aquel que presente

la mejor opción de inversión.


3.5 COMPARACIÓN Y RESULTADOS

La siguiente tabla muestra una comparación cualitativa, de los esquemas de barra

objeto de estudio en este trabajo.

ESQUEMA

1. Anillo

2. Doble Barra con unsolo disyuntor y

Bypass

3. Barra Principal ybarra de Transferencia

VENTAJAS

1. Bajo costo inicial2. Menor requerimiento de

área.3. Un disyuntor por circuito4. Cualquier disyuntor

puede ser removido sininterrupción de carga

5. Cada línea es alimentadapor dos disyuntores.

1. Tiene flexibilidad alpermitir que los circuitosalimentadores seconecten a cualquierbarra.

2. Cualquier barra puedeaislarse pormantenimiento o por falla.

3. Los circuitos pueden sertransferidos desde unabarra a la otra medianteel disyuntor de enlace.

4. Permite ampliacionesprogresivas

1. Permite mantenimientode cualquier posición sinque esta salga deservicio.

2. Costo Inicial medio.3. Permite ampliaciones

progresivas

DESVENTAJAS

1 . La falla de un interruptordurante la falla de uncircuito causa la pérdidade un circuito adicional

2. No permite ampliacionesprogresivas

3. Si ocurre una falladurante un período demantenimiento de undisyuntor el anillo puedesepararse en dossecciones.

1. Requiere mayorequipamiento que los otrosesquemas.

2. Es el más costoso3. Requiere una posición

extra para el disyuntor deacoplamiento.

1. Una falla en barra principalprovoca la salida de lasubestación.

2. Requiere una posición extrapara realizar la transferencia.

3. Presenta dificultad con lostransformadores de corrientey las protecciones, que debenser transferidas para que denla orden de disparo aldisyuntor adecuado, estoocurre cuando los TC's estánen los bushigs de losdisyuntores.

Comparación Cualitativa

Tab. III.3


Las siguientes tablas muestran comparación cuantitativa de los esquemas de

barras objeto de estudio en este trabajo, para una Subestación con cuatro

alimentadores a 138 y 230kV.

138kV

230kV

ÁREA DE ESQUEMA ( m2}

ANILLO

2,626.56

4,212.00

DOBLE BARRA CON UN

DISYUNTOR Y BYPASS

4,872.00

9,282.00

BARRA PRINCIPAL Y

DE TRANSFERENCIA

6,426,00

12,673.50

Comparación Cuantitativa

Área de Esquemas

Tab. III.4

14000

12000

10000 -

CM

E

4000 -

2000 •

ÁREA DE ESQUEMA (m2)

12673.5

ANILLO

DOBLE BARRA CON UN

DISYUNTOR Y BYPASS

ESQUEMA

BARRA PRINCIPAL Y

DE TRANSFERENCIA

COMPARACIÓN DE ÁREAS

Fig. 111.1


138kV

230RV

COSTO INICIAL (en miles de US$)

ANILLO

286.33

643.50

DOBLE BARRA CON UN

DISYUNTOR Y BYPASS

492.92975.55

BARRA PRINCIPAL Y

DE TRANSFERENCIA

423.46897.26


Costo Inicial

Tab. III.6

COSTO INICIAL (en miles de US$)

1200.00

1000.00 -

0)T3(/>0>

800.00 •

600.00

400.00 -

200.00 -

0.00

975.55

ANILLO

DOBLE BARRA CON UN

DISYUNTOR Y BYPASS

ESQUEMA

897.26

BARRA PRINCIPAL Y

DE TRANSFERENCIA

COMPARACIÓN DE COSTO INICIAL

Fig. III.2

CAP 111: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 57DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES

138kV

230kV

COSTO ANUAL DE RECUPERACIÓN DEL CAPITAL (en miles de US$)

ANILLO

24.24

54.49

DOBLE BARRA CON UN

DISYUNTOR Y BYPASS

41.74

82.60

BARRA PRINCIPAL Y

DE TRANSFERENCIA

35.8575.97


Costo Anual de Recuperación de Capital

Tab. III.7

COSTO ANUAL DE RECUPERACIÓN DELCAPITAL (en miles de US$)

ANILLO

DOBLE BARRA CON UN

DISYUNTOR Y BYPASS

ESQUEMA

BARRA PRINCIPAL Y

DE TRANSFERENCIA

COMPARACIÓN DE COSTO ANUAL DE

RECUPERACIÓN DE CAPITAL

Fig. MI.3

CAP 111: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 58DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES

El detalle del cálculo de estos índices se encuentra disponible en el ANEXO 6

Confiabílidadk (averías/año)

H (horas int.)

ÍNDICES DE CONFIABÍLIDAD

ANILLO

0.576

0.2961.736

DOBLE BARRA CON UN

DISYUNTOR Y BYPASS

2.415

0.2950.414

BARRA PRINCIPAL Y

DE TRANSFERENCIA

0.360

0.3052.776


índices de Confiabilidad

Tab. III.8

3.000

2.500 -

O)T3

2.000 -.c"o.oQ> 1.500 -

£/)O

1.000

0.500 -

0.000

CONFIABILIDAD

2.415

0.576

- vz.?*..^;-;-

^ fíj ' ífi:%';£**$r';-í£:;.

*

)

V •S y

•v -, *- * i

DOBLE BARRA CON UN BARRA PRINCIPAL Y

ANILLO DISYUNTOR Y BYPASS DE TRANSFERENCIA

Esquema

COMPARACIÓN DE CONFIAB1L1DAD

Fig. 111.4

CAP 111: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 5 9DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES

Para determinar costo anual de desperfectos es necesario conocer el valor de la

potencia nominal de la subestación con lo que se ha asumido un valor arbitrario

de400MW.

El detalle de estos cálculos se los puede ver en el ANEXO 7.

Demanda baja

Demanda media

Demanda máxima

COSTO ANUAL DE DESPERFECTOS (en miles de US$)

ANILLO

36.8118.7518.75

DOBLE BARRA CON UN

DISYUNTOR Y BYPASS

8.78

4.474.47

BARRA PRINCIPAL Y

DE TRANSFERENCIA

58.8529.9829.98


Costo Anual de Desperfectos

Tab. III.9

COSTO ANUAL DE DESPERFECTOS

70.00

60.00 -

te-co 50.00

z>0) 40.00 -

O) 30.00

fc 20.00

10.00

0.00

GAMILLO

D DOBLE BARRA CON UNDISYUNTOR Y BYPASS

G BARRA PRINCIPAL Y DETRANSFERENCIA

Demanda baja Demanda media Demanda máxima

ESCENARIOS

COMPARACIÓN DE COSTO ANUAL DE

DESPERFECTOS

Fig. III.5


138RV

230RV

COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (en mués de US$)

ANILLO

0.551.24

DOBLE BARRA CON UN

DISYUNTOR Y BYPASS

0.95

1.88

BARRA PRINCIPAL Y

DE TRANSFERENCIA

0.82

1.73


Costo de O & M

Tab. 111.10

COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO(en miles de US$)

ANILLO

DOBLE BARRA CON UN

DISYUNTOR Y BYPASS

ESQUEMA

BARRA PRINCIPAL Y

DE TRANSFERENCIA

COMPARACIÓN DE COSTO DE O & M

Fig. III.6


A continuación se presenta una comparación total de costos de esquema para los

dos niveles de voltaje, en los escenarios planteados anteriormente.

Para 138 kV:

Demanda baja

Demanda media

Demanda máxima

COSTO ANUAL TOTAL (en miles de US$)

ANILLO

61.61

43.5543.55

DOBLE BARRA CON UN

DISYUNTOR Y BYPASS

51.4647.1647.16

BARRA PRINCIPAL Y

DE TRANSFERENCIA

95.52

66.6566.65


Costo Anual Total 138kV

Tab. 111.11

COSTO ANUAL TOTAL

GAMILLO

S DOBLE BARRA CON UNDISYUNTOR Y BYPASS

D BARRA PRINCIPAL Y DETRANSFERENCIA


ESCENARIOS

COMPARACIÓN COSTO ANUAL TOTAL

138 kV

Fig. IH.7

CAP IU: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 62DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES

Para 230 kV:

Demanda baja

Demanda media

Demanda máxima

COSTO ANUAL TOTAL (en miles de US$)

ANILLO

92.54

74.48

74.48

DOBLE BARRA CON UN

DISYUNTOR Y BYPASS

93.26

88.95

88.95

BARRA PRINCIPAL Y

DE TRANSFERENCIA

136.60

107.70

107.70


Costo Anual Total 230kV

Tab. 111.12

0)-Dco0>

160.00

140.00 -¡

120.00 -I

100.00 -

80.00

60.00 -

40.00

20.00

0.00

COSTO ANUAL TOTAL

D ANILLO

E DOBLE BARRA CON UNDISYUNTOR Y BYPASS

D BARRA PRINCIPAL Y DETRANSFERENCIA


ESCENARIOS

COMPARACIÓN COSTO ANUAL TOTAL

230KV

Fig. I1I.8

CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 63DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO AUMENTADORES

Análisis de Resultados:

• Área de Esquemas, como se puede observar en la Fig. III.1 el esquema que

presenta mayores requerimientos de área para los dos niveles de voltaje es

el de Barra Principal y Transferencia, esto se debe principalmente a que

éste necesita de mayor número de estructuras, y su disposición física

requiere cierto distanciamiento entre barra principal y barra de

transferencia, por oirá parte el esquema en Anillo presenta el menor

requerimiento de área, esto se debe a que no precisa de estructuras

extras a las de soporte del equipo de corte y seccionamiento , el arreglo de

éstos conforma el esquema con lo que no se requiere físicamente de barra.

• Cosío Inicial, como se puede observar en la Fig. III.2 el esquema que

presenta el costo inicial mayor para los dos niveles de voltaje es el de

Doble Barra con un solo Disyuntor y Bypass, debido a que posee mayor

número de equipo de corte y seccionamiento de entre los tres esquemas

analizados. El esquema en anillo presenta el menor costo inicial esto se

debe a que es el que requiere menor cantidad de equipo de corte y

seccionamiento.

• Cosío Anual de Recuperación del Capital, al estar relacionado directamente

con el costo inicial los resultados son similares a los ya analizados en el

punto anterior.

• índices de Confíabilidad k y H, como se puede observar en le Fig III.4 el

esquema que presenta los índices más óptimos de confiabilidad es el de

Doble Barra con un solo Disyuntor y Bypass seguido del Anillo y finalmente

Barra Principal y Transferencia. Esto se debe a que el tiempo de duración

y reposición de falla, así como la potencia interrumpida asociada a cada

falla depende de cada esquema.

• Cosío Anual de Desperfectos, dependen de los índices analizados en el

punto anterior por lo que sus resultados son reflejo de la confiabilidad de

cada esquema.

• Cosíos de O & M, están representados por el 2.28% del activo fijo por lo

que el esquema que mayor cantidad de dinero gastaría, según FIG III.6, en

este rubro sería el de Doble Barra con Disyuntor y Bypass seguido del


esquema de Barra Principal y Transferencia y finalmente el Anillo para los

dos niveles de voltaje.

Cosío Anual Total, que como se puede observar en la FIG III.7

correspondiente al nivel de 138KV y para la condición más desfavorable del

análisis (demanda baja) el esquema que presenta la mayor conveniencia

técnica-económica o sea el menor costo anual total es el Doble Barra con

un solo Disyuntor y Bypass seguido del anillo y finalmente el esquema de

Barra Principal y de Transferencia.

Por otra parte en la FIG III.8 se observa que así mismo para la condición

más desfavorable a nivel de 230RV el esquema que presenta la mayor

conveniencia económica es el Anillo, seguido muy de cerca por el esquema

de Doble Barra con un Disyuntor y Bypass y finalmente el de Barra

Principal y Transferencia.

CAP IV: PROGRAMA PARA ESTABLECER EL ESQUEMA DE BARRAS ADECUADO 65PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES

CAP IV: PROGRAMA PARA ESTABLECER EL ES QUEMA

DE BARRAS ADECUADO PARA UNA SUBESTACIÓN CON

CUATRO ALIMENTADORES.

4.1. DISEÑO.

> Alcance:

El programa para establecer el esquema de barras adecuado para una

subestación, comprende los siguientes aspectos:

1. Ingreso de información acerca de la subestación que desee evaluar.

2. Validación de la información,

> La principal validación que realiza el programa es comprobar si los datos

seleccionados cumplen ei rango preestablecido, es decir que el número

total de posiciones, número líneas de transmisión más número de

posiciones de transformación sean mínimo igual a 4 y máximo igual a 6.

> Presenta una ayuda general, la misma que indica paso a paso como usar

el programa.

3. Desarrollo de una Base Datos en Access, la misma que podrá ser

modificada.

4. Comunicación con la Base mediante la interfaz de acceso a datos ADO.

5. Entrega de resultados, los mismos que serán: índices de confiabiüdad k

(averías/año) y H (horas interrupción/año) de una Subestación de 4 a 6

pociones (de línea y transformación) en total, y costos estimados: inicial de

esquema, anual de recuperación y costo anual de desperfectos, para cada

uno de los esquemas planteados.


> Restricciones:

Para evitar que el análisis se vuelva complejo, se emplean las siguientes

restricciones en los eventos que no afectan los resultados de evaluación.

• Se evalúa solo primera contingencia

• Se considera independencia en la probabilidad de fallas de los

componentes.

• No se toma en cuenta el incorrecto funcionamiento de las protecciones

debido a que estas no dependen del esquema sino de sus cualidades de

fabricación.

• No se consideran las fallas en los elementos asociados a las posiciones de

interrupción (transformadores de fuerza y líneas de transmisión)

• Los costos del terreno para la construcción de la subestación no se tomarán

en cuenta ya que dependen de! sitio donde se realice; esto es, el valor de

un terreno en la costa no es el mismo que en la sierra, el costo de un

terreno en una zona seca no es igual al de uno ubicado en una zona

húmeda, etc.

• El costo de adecuación y nivelación será una constante para todos los

casos de comparación entre los esquemas ya que es una actividad que se

la debe realizar independientemente del esquema elegido, por lo tanto no

será tomado en cuenta.

• Para la evaluación económica entre esquemas se considerara la parte civil,

esto es cimentaciones de equipo y estructuras, malla de puesta a tierra y

costos DDP estimado de equipo, así como el costo por desperfectos

evaluado para cada esquema.

• Los parámetros como probabilidades de falla y tiempos de falla, reparación

y mantenimiento utilizados para determinar los índices de confiabilidad de

cada esquema, son datos estandarizados, usados comúnmente en este tipo

de estudios.


• El programa realiza la evaluación técnico-económica para Subestaciones

de Seccionamiento o de Transformación de 4 a 6 posiciones, únicamente

con equipo convencional.

• Para el caso de Subestaciones de Seccionamiento, es decir que posean

sólo líneas de transmisión, se asume como líneas de entrada la mitad del

valor ingresado (esto para 4 y 6 líneas), mientras que para 5 se asume 3.

4.2. Desarrollo en Visual Basic 6.0

El desarrollo de un programa en Visual posee un Lenguaje que corresponde a

una programación orientada a eventos, es decir para responder acciones.

Características Generales de Visual Basic

Visual Basic es una herramienta de diseño de aplicaciones para Windows, en la

que éstas se desarrollan en una gran parte a partir del diseño de una interfase

gráfica. En una aplicación Visual Basic, el programa está formado por una parte de

código puro y otras partes asociadas a los objetos que forman la interfase gráfica.

Visual Basic 6.0 está orientado a la realización de programas para Windows,

pudiendo incorporar todos ios elementos de este entorno, informático: ventanas,

botones, cajas de diálogo y de texto, botones de opción y selección, barras de

desplazamiento, gráficos, menú, etc.

Programa

El desarrollo del programa considera tres formularios o ventanas, una ventana

inicial, la misma que captura la información básica para la evaluación técnica

económica, una segunda ventana en la que se presentan los valores de los

diferentes parámetros esperados así como un resumen de la información

ingresada en la ventana anterior, y una tercera que contiene la ayuda general del

programa, estas son básicamente las ventanas o pantallas con las que el usuario

trabajará.


Principal, este formulario posee varios controles, tanto el formulario como cada

uno de sus controles tienen una parte del programa, justamente la parte

relacionada con cada uno de los eventos que pueden suceder bien al formulario o

a los controles.

Jfti| Ingreso de Datos

DATOS GENERALES

Hombre de la Subestación ---

Nombre de la Subestación

Datos Generales

Potencia Nominal de la Subestación (MW) ]

Número de Líneas de Transmisión [Q~

Número de Posiciones de Transformación Q

[7-liitfel de Voltaje-

"138kV

> 230 kV

Parámetros Económicos ——•=———

Vida útil de la Subestación t (años)

Tasa de recuperación de capital r (%)

Recomendación: t« 30 años y r= 7.5 %

Escenario de Demanda

PANTALLA PRINCIPAL DEL PROGRAMA

Fig. IV.l

Este posee varios procedimientos, en este formulario se ingresa y selecciona

datos característicos de la Subestación, realiza la validación de la información, y

se almacenan los datos característicos de la Subestación en estudio.


FRMAYUDA

Jjf Ayuda General

EVALUACIÓN TÉCNICO ECONÓMICADE ESQUEMAS DE BARRA

AYUDA GENERAL DEL PROGRAMA

BIENVENIDOEl presente programa tiene por objetivo desarrollar un estudio técnico-económico delos esquemas de barras tipo anillo, barra principal y de transferencia y doble barracon un disyuntor y bypass para Subestaciones de 138 y 230 kV con cuatro (4),cinco (5) y seis (6) alimentadores. Como resultado de este estudio se presenta uncuadro comparativo de estos tres esquemas tanto en la parte de confíabilidad asícorno en la parte de costos con lo cual el usuario tendrá los suficientes argumentospara escoger el esquema económica y íécnicamente más óptimo.

Primera Ventana:

FORM AYUDA DEL PROGRAMA

Fig.IV.2

Este contiene el texto Ayuda general del programa, al accederlo se encuentra

información del funcionamiento, alcance, restricciones y recomendaciones del

programa.

Form2, en este se presentan los resultados de la evaluación.

En este formulario se desarrolla la programación principal, aquí se recupera la

información ingresada en el formulario Principal, se establece la comunicación con

la base de datos, calcula los diferentes índices y costos según la condición

ingresada, todo esto mediante el embocamiento de funciones comunes ya

definidas.


jjfjl Resultados Técnico-Económicos / Valores Estimados |ffB>BIIE3

12;^ SUBESTACIÓN PRUEBA

Jaracterísf ica Subestae

Potencia [MWJ

Nivel de Voltaje (kV)

Numero Líneas de Transmi

Numero Posiciones deTr«

--_ n__£ írT,., rrrír * r-^ rljIjij-nHí

U Escenario de

J 138

sión I 4

msfotmación j 0 anua.

Demanda | MED!A

ñ°s) | 30

peración 1 75%

| RESULTADOS POR ESQUEMA ^ ^H

PARÁMETROSTÉCNICO-ECONÓMICOS

Costo Inicialmiles US$

Costo anual derecuperación

miles US$

Costo dedesperfectosmiles US$/año

Costo anual totalmiles USÍ

K averías/ano

H horasinterrumpidas/año

ANILLO

I 286.33

| 24.24

I 1 8.75

I 43.55

] 0.2958

J 1.7363

DOBLE BARRA COMÚNSOLO DISYUNTOR V

BYPASS

I 492.92

41.74

4.47

1 47.16

] 0.2957

J 0.4139

BARRA PRINCIPAL YTRANSFERENCIA

1 423.46

] 35.85J

ll 29.98J

1 66.65J

) 0.3055

2.7761

;

i I ^f Ij - III íL. .aES55í™J

j jíalir

PANTALLA DE RESULTADOS DEL PROGRAMA

Fig.IV.3

Estas funciones al ser requeridas para cualquier condición, se las desarrolla en

forma general mediante la utilización de módulos.

La ventaja de definir módulos es que las funciones declaradas en estos pueden

ser invocadas dependiendo del cumplimiento de condiciones definidas

previamente en la programación general, con lo que se optimiza tanto en líneas de

código como en memoria de programa.

Modulel, este posee líneas de código que nos permiten establecer la conexión

con la BDD (Base de Datos) mediante la función conecta y cerrar la conexión, la

comunicación se realiza mediante la interfaz de acceso a datos ADO.


Siempre se requerirá usar esta función se cual sea la condición que se cumpla,

basta con invocarla por su nombre en la programación principal, con lo que el

tenerla declarada en un módulo optimiza recursos. .

A continuación se muestra un breve resumen del interfaz usado para dicha

función.

ADO en Visual Basic:

Una interfaz de acceso a datos es un modelo de objetos que presenta diversas

formas de tener acceso a datos. Visual Basic permite controlar por programa la

conexión, los generadores de instrucciones y los datos devueltos que se usarán

en cualquier aplicación.

La tecnología de acceso a datos evoluciona constantemente, la tecnología más

reciente es ADO, con un modelo de objetos más sencillo (y aún más flexible) que

RDO o DAO.

La interfaz ADO se ha diseñado como una interfaz de nivel de aplicación fácil de

usar para el más nuevo y eficaz paradigma de acceso a datos de Microsoft,

proporciona un acceso de alto rendimiento a cualquier origen de datos, incluidos

bases de datos relaciónales y no relaciónales, correo electrónico y sistemas de

archivos, texto y gráficos, objetos de negocios personalizados y mucho más. La

implementación de ADO genera una cantidad mínima de transferencias a través

de la red en escenarios clave de Internet y utiliza un número mínimo de capas

entre el servidor y el origen de datos para proporcionar una interfaz compacta de

alto rendimiento.

Module2, Aquí se encuentran definidas las funciones comunes, las que siempre

serán usadas, tenemos:

POSICION_UNEA138, en esta se capturan los valores de cimentaciones, suministro y

montaje de la base de datos de los equipos de corte y seccionamiento para

CAP IV; PROGRAMA PARA ESTABLECER EL ESQUEMA DE BARRAS ADECUADO 72PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES

138kV, y se define el costo de posiciones de línea, transformación, transferencia y

acoplamiento para esquema

POsiciON_UNEA230, en esta se capturan los valores de cimentaciones, suministro y

montaje de la base de datos de los equipos de corte y seccionamiento para

230kV, y se define el costo de posiciones de línea, transformación, transferencia y

acoplamiento para esquema.

ESTRUCTURASES, en esta se capturan los valores de cimentaciones, suministro y

montaje de la base de datos de las estructuras metálicas previstas como son

columnas y vigas para 138kV.

ESTRUCTURAS230, en esta se capturan los valores de cimentaciones, suministro y

montaje de la base de datos de las estructuras metálicas previstas como son

columnas y vigas para 230kV.

CONFIABILIDAD, en ésta se capturan los valores de los parámetros como

probabilidades y tiempos, necesarios para evaluar la confiabiiidad de los

esquemas.

ca¡cula_costos_malla1 en está se recopila el valor estimado de malla puesta a tierra

$/m2 y se definen los costos para cada uno de ios esquemas a los diferentes

niveles de voltaje.

costo_demanda, ésta recopila información de la base de datos en lo referente al

costo de Energía producida fuera de mérito.

Ámbito de las Variables, es muy importante declarar las variables, estas pueden

ser declaradas de forma local o general, dependiendo de los requerimientos.

Denominados ámbito de una variable a las partes del programa donde esa

variable está declarada.


Al ser un programa en el que existen varios formularios y el segundo depende de

los datos ingresados en el primero, se declaran variables en forma general

(Public), y para los módulos (Global)

.El detalle de la programación se la puede observar en el ANEXO 10.

4.2.1. COMO USAR EL PROGRAMA

Para realizar la evaluación técnica económica de esquemas de barra para

Subestaciones de 138kV y 230kV con la utilización de este programa, basta con

seguir paso a paso lo indicado en la Ayuda General del mismo.

A continuación se presenta un algoritmo simple de utilización del programa.

Primera Ventana:

> Ingreso y Selección de Datos

Datos Generales:

Para que el programa funcione adecuadamente se deberá ingresar los siguientes

datos obligatoriamente.

Nombre de la Subestación

Potencia Nominal de la Subestación, deberá ser ingresado como un valor

numérico en MW.

Existen algunas opciones, las mismas que deberán ser escogidas en función de

las características de la Subestación, éstas son:

Número de Líneas de Transmisión, este valor será escogido en un rango de

valores de de hasta 6 posiciones, considera las líneas de ingreso de la S/E

cuando ésta es de Transformación y el total, líneas de entrada y salida, cuando es

de seccionamiento.

Número de Posiciones de Transformación, este valor será escogido en un

rango de hasta 3 posiciones.

NOTA: El total de posiciones deberá ser como máximo 6 y como mínimo 4, (total de

posiciones = posiciones de línea + posiciones de transformación)

CAP IV: PROGRAMA PARA ESTABLECER EL ESQUEMA DE BARRAS ADECUADO 74PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADQRES

IMPORTANTE: Si la S/E de Transformación posee líneas de salida asúmalas

como posiciones de transformación, esto para no afectar en ei cálculo de índices

de confiabilidad, si bien está asunción afectará ¡os parámetros económicos, no lo

hará en mayor medida ya que la diferencia económica entre una posición de línea

y una de transformación no es muy significativa.

Nivel de Voltaje, puede ser 138RV o 230kV.

Parámetros Económicos:

Vida útil de la Subestación t (años), aquí deberá ingresar el tiempo estimado de

vida útil de una Subestación, se recomienda usar 30 años.

Tasa de recuperación de capital r(%), este porcentaje representa el interés anual

con ei que se prevee recuperar el capital invertido, se recomienda usar 7.5%

Escenario de Demanda, podrá ser baja, media o máxima, esta será escogida

basándose en el criterio de cuando se prevee la utilización de la subestación. En

el caso de que la subestación se prevea usarla en los diferentes escenarios se

recomienda escoger el escenario más desfavorable (baja).

> Controles de la Primera Ventana

Existen dos controles básicos para la ejecución del programa, así:

Calcular, éste permite validar la información ingresada y seleccionada y

posteriormente calcular los diferentes índices y costos esperados mediante la

conexión con la base de datos.

Salir, éste nos permite abandonar la ejecución del programa.


> Datos Internos

Los datos internos del programa provienen de una Base de Datos realizada en

ACCES, cuyo nombre de identificación es DATOS, la misma que consta de tres

tablas:

'(^Microsoft AccessFile Edlt View Inserí Tools Wíndow Help

©DATOS : Datábase

iQpen

Objects

H fr^istv- j

•*•

Groups

<S ******

eiunn

Créate table in Design viewCréate table by using wizardCréate table by eniering data|CONFIABILIDAD|COSTOPNSCOSTOS

BASE DE DATOS EN MICROSOFT ACCESS

Fig. IV.4

CONF1ABILIDAD, ésta posee todos los índices de contabilidad como

probabilidades de falla de elementos y tiempos de reparación y mantenimiento

COSTOPNS, ésta posee los costos horarios representativos en cada uno de los

escenarios de demanda y estación de energía producida fuera de mérito.

COSTOS, en ésta tabla constan todos los costos de cimentaciones, suministro y

montaje de; estructuras y equipo, así como el costo del conductor para la malla de


puesta a tierra con su respectivo valor de mano de obra. Estos costos son valores

estimados.

La siguiente figura indica una de las tablas creadas en la Base de Datos.

Microsoft Access

File Edit VIew Insert Fgrmat Records Tools Wíndow Help

p1 ( __ 0,02: Probabilidad dejalla dejjarra_al añopaverías / año)p2a I _ 0.0196; Probabilidad de falla de barra de transferencia a[año[ averías / año)p2b _ _ __ } QJD004Í Probabilidad de falla de_baiTa dep3_ _ _ 0,07! Probabijídad de falla de un montante^ averías /año)ti anillotldoblebarratlpnncipali2aí2bt2bbt~ft4a

120jDuración_de la avería-Falla en barra esquema anillo (horasj_0,5| Tiempo necesario_para transferir circuitos de una barra a otra (horas)

- 48 !"OerrlP°Jleces^r'? Para Iílan!?.n'rrl.ien.io en_uj} rnontanie (horas)_120J Duración de ja reparac[ón_de_ Ia_barra de transís rene ¡acoras)_

360| Tiempo0,5! Tiempo para ais|ar_e rnontanie y_restablecer el_s^rvicio4?! Üem_P9 n_e_cesarjq__para jnantenimientci en_un_mpntante (horas]

36píJJern¡3q_necesar¡p_j3a_ra reparar un rnontanie Choras)ración de la avería-Falla en barra (horas)

>

TABLA DE BASE DE DATOS

Fig. IV.5

Los valores de la base de datos podrán ser modificados o actualizados, sin que

interfieran en la programación de la aplicación.

Para modificar los Datos, basta con ingresar al archivo DATOS, seleccionar la

tabla que se desea modificar y actualizar los valores, cualquier modificación se la

debe hacer previo la utilización del programa.

Segunda Ventana:

> Datos Generales

En esta ventana se muestran los datos ingresados y seleccionados, con la

finalidad de recordar las características de la Subestación objeto de estudio.


> Resultados Comparativos

Estos se presentan en una tabla, se presentan índices de confiabilidad y costos;

inicial, anual de recuperación y de desperfectos para cada uno de los esquemas

Anillo, Barra Principal y Transferencia, y finalmente Doble barra con un solo

disyuntor y Bypass.

> Controles de la Segunda Ventana

Regresar, este nos permite volver a la ventana principal, para realizar nuevos

cálculos.i

Salir, éste nos permite abandonar la ejecución del programa.

4.3. Aplicación a la Subestación Cuenca

Luego de haber mostrado las bondades de este programa de evaluación de

Subestaciones hemos optado por utilizarlo en la selección del esquema de barras

para la Subestación Cuenca y así determinar cual alternativa, de las analizadas en

este trabajo, es la técnica y económicamente más rentable.

Luego de haber instalado el programa en su PC y como se explicó en el numeral

4.2.1 de este capítulo referente al uso del programa, se procede a! ingreso

obligado de datos generales:

Nombre de ¡a Subestación: Cuenca

Potencia Nominal de la Subestación en MW: 100

Número de Líneas de Transmisión: 3

Número de Posiciones de Transformación: ^

Nivel de Voltaje: ' 138kV . '

Vida útil de la Subestación t (años): se utilizó el recomendado de 30 años.

Tasa de recuperación de capital r (%): se utilizó el recomendado de 7.5%.

Escenario de Demanda: se utilizó e! escenario más desfavorable (baja).

CAP IV; PROGRAMA PARA ESTABLECER EL ESQUEMA DE BARRAS ADECUADO 78PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES

Efectuado esto, la pantalla de datos generales se verá de la siguiente forma:

al Ingreso de Datos

Nombre de ia Subestación

Nombre de la Subestación CUENCA

P Datos Generales

Potencio Nominal de la Gube&toción [MWJ J" ¡QQ""" " 1

Húmero de Líneas de Transmisión [ 3 Ü H 1

Número de Posiciones de Transformación fi

nivélele Voltaje-

0138kV

|O230hV

Parámetros Económicos

Vida útil de la Subestación t íaños) j 30

Tasa de recuperación de capital r (%) j 7^5

Recomendación: t= 30 aíios y r= 7.5 %

Escenario de Demanda:

I BAJA ^

PANTALLA PRINCIPAL-APLICACION

Fig. IV.6

Al ejecutar el programa mediante el comando Calcular los resultados para dicha

Subestación son los siguientes:


¿líllHesullados lecnico-tconomicos / Valores t sumados IMIBHIIÚH

S' — iH • • SUBESTACIÓN CUENCA

_ jracterística Subestac

Potencia [MWJ

Nivel de Voltaje [kV)

Numero Líneas de Transmi

Numero Posiciones deTfc

:-_ n__: í •- -_- _ ,~__ u • _ _

H Escenario de

1 138

sión j 3

nstormación | ^ anuai

Demanda BAJ&

nos) 1 30 '

petación ¡I 7s% "

| RESULTADOS POR ESQUEMA ^^^^

PARÁMETROSTECHICO-ECOMOMICOS

Costo Inicialmiles US$

Costo anual derecuperación

miles US$

Costo dedesperfectosmiles US$/año

Costo anual totalmiles US$

K auerías/año

H horasinterrumpidas/año

ANILLO

;| 284.03

¡1 24.05il

il 6.52il

| 31 .1 2J

| 0.1989

j 1.2303

DOBLE BARRA CON UHSOLO DISYUNTOR Y

BYPASS

j 490.62J

j 41.54J

I 1.78J

J 44.27

j 0.2956

j 0.3361

BARRA PRINCIPAL YTRANSFERENCIA

1 421.17

I 35.66J

14.3

I 50.77

0.3054

] 2.6982

: E"*:! " I

i I ™^£a!SS.arm

i lal'f |

PANTALLA DE RESULTADOS-APLICACIÓN

Fig.IV.7

De donde se rescata que por confiabüidad se optaría por un esquema en Doble

Barra con solo Disyuntor y Bypass mientras que por costo por el esquema en

Anillo. En este punto entran en consideración otro tipo de criterios tales como la

importancia de la subestación dentro del sistema, las posibles ampliaciones que

fueran necesarias y el espacio disponible para construirla.

Para el caso de ésta subestación sabemos que su nivel de voltaje es 138KV y que

su importancia es ligeramente menor que una de 230kV, suponiendo que esta

subestación prevee futura ampliación de hasta 2 posiciones la alternativa idónea

sería considerar un ESQUEMA EN ANILLO para su construcción.


En el caso de que se prevea ampliaciones inesperadas (más de 2 posiciones), el

esquema en Anillo pierde su idoneidad puesto que en el momento de ampliar la

Subestación se debería rediseñarla, pues este esquema no presenta la

característica, de añadir posiciones sin interferir en el diseño original, con lo que

se incurriría en gastos muy elevados, por lo que se descartaría esta posibilidad.

Suponiendo que esta Subestación prevee varias ampliaciones, se tendría las otras

dos alternativas, sin embargo al analizar el costo inicial de estas dos el esquema

que presenta el menor valor es el esquema de BARRA PRINCIPAL Y

TRANSFERENCIA siendo este un factor muy decisivo debido a las limitaciones de

inversión en nuestro país,

GbrYíó Vane final del proyecto se valida el programa realizado, para ello se

considera el estudio- realizado por la consultora 1NELIN para la Subestación Selva, - '%

Alegre 138RV de la-Empresa. Eléctrica Quito S. A. y se lo usa como aplicación de

nuestro programa. Los resultados se pueden apreciar en el ANEXO ff

CAP V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

CAPITULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 CONCLUSIONES:

• El diseño de una Subestación depende de los requerimientos del sistema al

que va a pertenecer, de este trabajo se desprende que la parte fundamental

de éste lo constituye el arreglo o esquema de barras que garantice el

perfecto funcionamiento tanto de la Subestación como del sistema.

• La selección del esquema de barras para una subestación no solo es

función de la confiabilidad que éste brinda sino también de los costos que

representan su construcción, operación y mantenimiento, así como potencia

y energía dejadas de suministrar debido a interrupciones por fallas.

• Como se puede apreciar en el capítulo II, el esquema que se adopte

determina' en gran parte el costo de la instalación. Este depende

principalmente de la cantidad de equipo considerado en el esquema, lo que

a su vez repercute en la adquisición de mayor área de terreno y finalmente

en un costo total mayor

• En nuestro medio todavía no se aplica el concepto de Costo por Energía

No Suministrada pero existe una forma de cobrar a los transmisores las

interrupciones ocasionadas por fallas en las líneas, esto es por medio de

multas manejando el concepto del Costo de la Energía Fuera de Mérito.

'* El Costo de Energía Fuera de Mérito está regido por las estaciones

climatológicas de nuestro país: estación seca y estación húmeda, y por el

escenario de demanda en la que se requiera, así: demanda baja, medi^ y; T

máxima. Este costo toma sus valores más elevados cuando se presentai '.

interrupción de potencia y energía en estación húmeda y en escenario d§

demanda baja.

CAP V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 82

• La predicción de índices de confiabilidad pretende determinar e!

comportamiento que tendrá el esquema, basado en desempeños pasados y

con esto ayudar en la toma de decisiones sobre modificaciones futuras en

éste.

• El método Frecuencia Duración para el análisis de confiabilidad de barra

presenta la mejor alternativa de análisis, no sólo por la simplicidad que

muestra frente a otros métodos de análisis, sino que además por la

información que entrega, pues éste proporciona índices cuantitativos,

fundamentales cuando se desea tomar una decisión sobre diversas

alternativas de diseño que cumplen las mismas funciones.

• La confiabilidad de un esquema de barra es independiente del nivel de

voltaje.

• El esquema más confiable de entre los analizados es el de Doble Barra con

un Disyuntor y Bypass seguido del Anillo y finalmente el de Barra Principal y

Transferencia independientemente del nivel de voltaje.

• A nivel de 138kV y para la condición más desfavorable del análisis

(demanda baja) el esquema que presenta la mayor conveniencia técnica-

económica o sea el menor costo anua! total es el Doble Barra con un solo

Disyuntor y Bypass seguido del anillo y finalmente el esquema de Barra

Principal y de Transferencia esto se puede observar en la FIG III.7.

Por otra parte en la FÍG III.8 se observa que así mismo para la condición

más desfavorable a nivel de 230kV el esquema que presenta la mayor

conveniencia económica es el Anillo, seguido muy de cerca por el esquema

de Doble Barra con un Disyuntor y Bypass y finalmente el de Barra Principal

y Transferencia.

CAP V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 83

5.2 RECOMENDACIONES:

• El esquema de barra tipo anillo se lo usará siempre y cuando la subestación

cuente con un área que no permita una ampliación más allá de la ya

considerada, siendo totalmente opuesta a los casos de barra principal y

transferencia y doble barra con un disyuntor y by pass los cuales son muy

flexibles en este aspecto.

• Se recomienda trabajar con el anillo cerrado a fin de aprovechar todas sus

ventajas y calibrar sus protecciones para falla tanto para anillo cerrado

como para anulo abierto (reparación o mantenimiento), esto implica que

quienes van a operar una subestación con un esquema de barras de este

tipo deben estar debidamente capacitados.

• Con respecto al programa se recomienda usar los índices indicados para

los parámetros económicos esto es 30 años de vida útil y 7.5% como tasa

de recuperación del capital además realizar el estudio en la condición más

desfavorable o sea escenario de demanda baja (estación húmeda).

• Debería hacerse un mejor seguimiento en lo concerniente a la recepción de

datos sobre mantenimiento y reparación de equipo en subestaciones ya

que los aportados por parte de TRANSELECTRIC para la realización de

esta tesis no reflejan la realidad operativa del sistema. Esto conlleva a que

TRANSELECTRIC no cuente con sus propios parámetros para la

determinación de índices de frecuencia y duración de fallas debiendo

utilizar para la realización de este trabajo datos internacionales aportados

por la consultora INELIN.

• En el momento de decidir por un determinado esquema se deberá analizar

no sólo la confiabilidad y el costo anual que éste presente sino también el

costo inicial que requerirá su implementación, puesto que este es un factor

muy decisivo debido a las limitaciones de inversión en nuestro país.

BIBLIOGRAFÍA.

Rl. Fink Dónala G,Beaty BLWayne. Manual de Ingeniería Eléctrica tomo ZT/.Mc GrawHill 13Ed, México DF-México,1996.

R2. Raull Martín José. Diseño de subestaciones eléctricas. Me Graw Hill, México,1987

R3. Endrenyi J. Reliability Mocieling in Electiic Power Systems. John Wiley & SonsEditorial, Toronto-Ontario, 1978.

R4. Orejuela Luna Víctor. Griteríos de diseño en la selección de esquemas de barras desubestación delSNI. INECEL, Quito-Ecuador, 1989.

R5. Terán Gómez Edmundo Ramiro. Selección y protección de esquemas de barras ensubestaciones de 230/238 kV. Aplicación a la subestación Milagro. Tesis de grado,Escuela Politécnica Nacional, Quito-Ecuador, 1978.

R6. Arraigada Mass Aldo Gary. Evaluación de con/labilidad en sistemas eléctricos dedistn'biición. Tesis de grado, Pontificia Universidad Católica de Chile, Santiago deChile, 1994

R7. Billinton R, Alian R, Salvaderi L. Applied Reliability Assessment in Electric PowerSystems. IEEE, New York-KE.U.U., 1990.

R8. Tapia Luis. Operación de Subestaciones. Seminario, Escuela Politécnica Nacional,Quito Ecuador, 2003.

R9. ItSÍELIN. Estudio Técnico Económico para ¡a selección de esquema en ¡aSubestación Selva Alegre,

RIO. Orejuela/MDER Subestaciones aisladas en SF6. Aplicación en Áreas

Urbanas. Anales de las Jornadas de Ingeniería Eléctrica y Electrónica. EPN.

Quito, mayo 1983

Rl 1: Orejuela Víctor. Análisis de confiabilidad de Líneas de Transmisión - INECEL-

C1ER1976

R12: I.E.E.E. Comité Reporto n Proponed Definitions or TermsforReportíngand

Analyzing Ouíages ofEíectiical Transmisión an Distríbution Facilities an

Intenitptions, I.E.E.E. Transactions PAS, May 1968.

R13: Mena Pachano Alfredo. Confiabilidad de Sistemas de Potencia. Colección

Escuela Politécnica Nacional, Quito 1983.

ANEXO 2

COSTOS ESTIMADOS POR TRANSELECTRIC

ANEXO 2: COSTOS ESTIMADOS POR TRANSELECTRIC

2.1. COSTO CIMENTACIONES

CIMENTACIONES

COSTO ESTIMADO

DESCRIPCIÓN PRECIO UNITARIOUSD

COLUMNAS

ClC2

C3

C4C8C9C10

C10'

2.9QQ.QO2.900,002.900,002.900,002.200,002.200,002.200,00

2.200,00

DISYUNTOR138kV230kV

1.500,00

1.900,00

SECCIONADOR138kV

230kV1.400,00

1.800,00

2.2. COSTO MALLA PUESTA A TIERRA

El valor estimado por TRANSELECTRIC es: 1.25 US$/m2

Este valor incluye mano de obra y suministro de material

ANEXO 2: COSTOS ESTIMADOS PORTRANSELECTRIC

2.3. SUMINISTRO ESTRUCTURAS METÁLICAS

SUMINISTRO ESTRUCTURASMETÁLICAS

COSTO ESTIMADO

DESCRIPCIÓN PRECIO UNITARIOUSD

COLUMNAS

C1C2C3C4C8C9

C10

C101

3.543,352.881,522.975,571,932,651.302,611,581,132.3D8r472.400,00

VIGAS

V1

V2V3V6

V7

1.303,131.406,501.263,60

529,231.263,60

2.4. MONTAJE ESTRUCTURAS METÁLICAS

MONTAJE ESTRUCTURASMETÁLICAS

COSTO ESTIMADO

DESCRIPCIÓN PRECIO UNITARIO

USD

COLUMNASC1

C2C3

C4C8C9

C10

C101

637,80

518,67

535,60

347,88

234,47284,60

415,52

432,00

VIGAS

V1

V2

V3

V6

V7

234,56

253,17

227,45

149,26

227,45

ANEXO 2: COSTOS ESTIMADOS PORTRANSELECTRIC

2.5. COSTO EQUIPO DE CORTE Y SECCIONAMIENTO

EQUIPOALSTOM

SUBESTACIÓNSANTA ROSA

INTERRUPTORTRIPOLAR

SECCIONADORAPERTURA CENTRAL

SECCIONADOR DEAPERTURA CENTRAL

SECCIONADOR DE 8Y-PASS HORIZONTAL

SUBESTACIÓNPOMASQUf

INTERRUPTORTRIPOLAR

SECCIONADORTRIPOLAR

SECCIONADORTRIPOLAR

PRECIOUNITARIO

US$

102990,38

13671,68

10877,77

11461,79

30057,08

11086,25

9001,32

DESCRIPCIÓN

245 kV-3000A-40kA-BIL 1187 kV, TIPO GL314,CON ESTRUCTURA DE SOPORTE .

245 kV, 1250 A, 31.5 kA, BIL 1050 kV, TIPOS2DAT, CON C.P.A.T. SERIAL: A 10851 a A10852, CON ESTRUCTURA SOPORTE

245 kV, 1250 A, 31.5 kA, BIL 1050 kV, TIPOS2DA, SIN C.P.A.T. SERIAL: A 10856 a A10861, CON ESTRUCTURA SOPORTE

245 kV, 1250 A, 31.5 kA. BIL 1050 kV, TIPOS2DA. SERIAL: A 10868 a A 10869, CONESTRUCTURA SOPORTE

145 kV-3500A-40kA-BIL 650kV, tipo GL312F1/4031/VR1750. SERIAL: 3008 620/1 a 4, CONESTRUCTURA SOPORTE

138 kV, 1500A, 31.5kA, CON C.P.A.T..T1POD300-1 41 631 M/E1 H/N. SERIAL: 3 050 493/1 a 4,CON ESTRUCTURA SOPORTE.

138 kV, 1500A, 31.5kA, SIN C.P.A.T..T1POD300-141631M/N. SERIAL: 3 050 494/1 a 7,CON ESTRUCTURA SOPORTE

Montaje de Equipo de Corte y Seccionamiento, este valor se considera en un

10% del costo total del equipo.

ANEXO 3

CALCULO COSTO OBRA CIVIL POR ESQUEMAPARA138kVy230kV


3.1. ESQUEMA EN ANILLO

3.1.1. CALCULO COSTO CIMENTACIONES

ESQUEMA CON 4 POSICIONES DE LINEANivel de Voltaje 138 kV

CIMENTACIONES EQUIPO DE CORTE Y SECCIONAMINETOElemento


Costo unitarioí$

1.500,001.400,001.400,00

Cantidad

484

Costo Total Obra Civil-Cimentaciones

Total

6.000,0011.200,005.600,00

22.800,00


CIMENTACIONES EQUIPO DE CORTE Y SECCIONAMINETOElemento


Costo unitariot*+>

1.900,001.800,001.800,00

Cantidad

484

Costo Total Obra Civil-Cimentaciones

Total

$

7.600,0014.400,007.200,00

29.200,00

3.1.2. CALCULO COSTO MALLA PUESTA A TIERRA

MALLA DE PUESTA A TIERRAESQUEMA EN ANILLO


230

Valor m2

?/m2

1.251.25

Áream2

2,626.564,212.00

Total$•p

3,283.205,265.00


3.2. ESQUEMA DOBLE BARRA CON UN SOLO

DISYUNTOR Y BYPASS

3.2.1. CALCULO COSTO CIMENTACIONES


CIMENTACIONES EQUIPO DE CORTE Y SECCIONAMINETO

Elemento


Costo unitario<t9

1.500,001.400,001.400,00

Cantidad

512

6

Total

$

7.500,0016.800,00

8.400,00

CIMENTACIONES ESTRUCTURAS METÁLICASEstructura

C8

C10

C101

Costo unitario

$

2.200,00

2.200,00

2.200,00

Cantidad

4

4

2

Total

8.800,00

8.800,00

4.400,00

Costo Total Obra Cívil-Cimentaciones 54.700,00



Elemento


Costo unitario

$1.900,001.800,001,800,00

Cantidad

5126

Total$•p9.500,00

21.600,0010.800,00

CIMENTACIONES ESTRUCTURAS METÁLICAS

Estructura

C2C3C4

Costo unitario

$2.900,002.900,002.900,00

Cantidad

424

Total<t•p

11.600,005.800,00

11.600,00

Costo Total Obra Civil-Cimentaciones 70.900,00

ANEXO 3: CALCULO COSTO DE OBRA CIVIL POR ESQUEMA PARA138kV y 230kV


MALLA DE PUESTA A TIERRAESQUEMA DOBLE BARRA CON UN SOLO DISYUNTOR Y

BYPASSNivel de Voltaje

kV138

230

Valor m2

$/m2

1.251.25

Áream2

4,872.009,282.00

Total$6,090.00

11,602.50


3.3. ESQUEMA BARRA PRINCIPAL Y BARRA DETRANSFERENCIA

3.3.1 CALCULO COSTO CIMENTACIONES



Elemento

DisyuntorSeccionador sin Puesta a Tierra

Seccionador con Puesta a Tierra

Costo unitario<*

1.500,001.400,001.400,00

Cantidad

586

Total

7.500,0011.200,008.400,00

CIMENTACIONES ESTRUCTURAS METÁLICAS

Estructura

0809

010

Costo unitario

2.200,002.200,002.200,00

Cantidad

44

6

Total$98.800,008.800,00

13.200,00

Costo Total Obra Civíl-Cimentaciones 57.900,00



Elemento


Costo unitario

$

1.900,001.800,001.800,00

Cantidad

58

6

Total$$

9.500,0014.400,0010.800,00

CIMENTACIONES ESTRUCTURAS METÁLICAS '

Estructura

0203

04

Costo unitario

2.900,002.900,002,900,00

Cantidad

626

Total

17.400,005.800,00

17.400,00 ,

Costo Total Obra Civil-Cimentaciones 75.300,00



MALLA DE PUESTA A TIERRAESQUEMA BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA


230

Valor m2

$ /m 2

1.251.25

Áream2

6,426.0012,673.50

Total

$8,032.50

15,841.88

ANEXO 4

CALCULO COSTOESTRUCTURAS METÁLICAS

PARA138kVy230kV

ANEX04: CALCULO COSTO ESTRUCTURAS METÁLICASPARA138kVy230kV

4.1. ESQUEMA DOBLE BARRACÓN UN SOLO

DISYUNTOR Y BYPASS

ESQUEMA CON 4 POSICIONES DE LINEANIVEL DE VOLTAJE 1 38 kV

ESTRUCTURAS METÁLICASVIGAS

TIPO

V6

V7

CANTIDAD

4

4

VALOR UNITARIO

$829,23

1.263,60

MONTAJE POR ESTRUCTURA

$

149,26

227,45

TOTAL

$3.913,975.964,19

COLUMNASTIPO

C8C10

C101

CANTIDAD

44

2

VALOR UNITARIO

$1.302,612.308,472.400,00


$

234,47415,52432,00

TOTAL

$6.148,32

10.895,985.664,00

Costo Total Estructuras Metálicas 32.586,46

ESQUEMA CON 4 POSICIONES DE LINEA

NIVEL DE VOLTAJE 230 kV

ESTRUCTURAS METÁLICAS

VIGASTIPO

V2

V3

CANTIDAD

4

4

VALOR UNITARIO

$1.406,501,263,60


$

253,17227,45

TOTAL

$6.638,685.964,19

COLUMNAS

TIPO

C2

C3

C4

CANTIDAD

42

4

VALOR UNITARIO

$2.881,522.975,571.932,65


$

518,67535,60347,88

TOTAL

$13.600,777.022,359.122,11

Costo Total Estructuras Metálicas 42.348,10

ANEX04: CALCULO COSTO ESTRUCTURAS METÁLICASPARA138kVy230kV





VIGAS

TIPO

V6

V7

CANTIDAD

4

4

VALOR UNITARIO

$

829,23

1.263,60


$

149,26

227,45

TOTAL

$

3.913,97

5.964,19

COLUMNAS

TIPO

C8

C9

C10

CANTIDAD

4

4

6

VALOR UNITARIO

$

1.302,61

1.581,13

2.308,47


$

234,47

284,60

415,52

TOTAL

$

6.148,32

7.462,93

16.343,97

Costo total Estructuras Metálicas 39.833,38




VIGAS

TIPO

V2

V3

CANTIDAD

4

4

VALOR UNITARIO

$

1.406,50

1.263,60


$

253,17

227,45

TOTAL

$

6.638,68

5.964,19

COLUMNAS

TIPO

C2

C3

C4

CANTIDAD

6

2

6

VALOR UNITARIO

$

2.881,52

2.975,57

1.932,65


$

518,67

535,60

347,88

TOTAL

$

20.401,16

7.022,35

13.683,16

Costo total Estructuras Metálicas 53.709,54

ANEXOS

CALCULO COSTO EQUIPAMIENTO PORESQUEMA

ANEXO 5: CALCULO COSTO EQUIPAMIENTO POR ESQUEMA

5.1. ESQUEMA EN ANILLO


Elemento


Valor unitario DDPUS$

30.057,089.001,32

11.086,25

CantidadUS$

484

Costo EquipoMontaje

Costo Total Equipo

TotalUS$

120.228,3272.010,5644.345,00

236.583,8823.658,39

260.242,27


Elemento


Valor unitario DDPUS$

102.990,3810.877,7713.671,68

Cantidad

484

Costo EquipoMontaje

Costo Total Equipo

TotalUS$

411.961,5287.022,1654.686,72

553.670,4055.367,04

609.037,44


5.2. ESQUEMA DOBLE BARRA CON UN SOLO

DISYUNTOR Y BYPASS


Elemento

DisyuntorSeccionador Bypass

Seccionador sin Puesta a TierraSeccionador con Puesta a Tierra

Valor unitarioDDPUS$

30.057,089.600,009.001,32

11.086,25

Cantidad

54126

Costo EquipoMontaje

Costo Total Equipo

TotalUS$

150.285,4038.400,00

108.015,8466.517,50

363.218,7436.321,87

363.218,74


Elemento

DisyuntorSeccionador Bypass

Seccionador sin Puesta a TierraSeccionador con Puesta a Tierra

Valor unitarioDDP

102.990,3811.461,7910.877,7713.671,68

Cantidad

54126

Costo EquipoMontaje

Costo Total Equipo

Total

514.951,9045.847,16

130.533,2482.030,08

773.362,3877.336,24

850.698,62




Elemento



30.057,089.001,32

11.086,25

Cantidad

586

Costo EquipoMontaje

Costo Total Equipo

TotalUS$

150.285,4072.010,5666.517,50

288.813,4628.881,35

317.694,81


Elemento



102.990,3810,877,7713.671,68

Cantidad

586

Costo EquipoMontaje

Costo Total Equipo

TotalUS$

514.951,9087.022,1682.030,08

684.004,1468.400,41

752.404,55

ANEXO 6

ÍNDICES DE CONFIABILIDAD(Subestación con cuatro alimentadores)

ANEXO 6: ÍNDICES DE CONFÍABILIDAD

El criterio que se usó para determinar los índices de confiabilidad en lo

concerniente a la fracción de potencia interrumpida P1/Pt es:

1, Se asumen cargas equilibradas.

2, Siempre para cada línea de entrada la potencia es 1, P1=1

3, La potencia total de la subestación es la suma de las potencias de entrada,

Pt= número de líneas de entrada

4, La Fracción de Potencia por Pérdida de un circuito es 1/Pt

5, En e! esquema Anillo, en el análisis de fallas para G3 la Fracción de

Potencia por Pérdida de dos circuitos es 2*(1/ Pt), esto debido a que por

falla en un montante se pierden dos circuitos.

El cálculo de los índices de Confíabilidad de la Subestación con cuatro

alimentadores asume;

1. Subestación de Seccionamienío

2. Líneas de entrada 2

3. Líneas de salida 2

ANÁLISIS DE AVERIAS

ANILLO

1. Avería en barra principal

Número de averías por año: G1

pl : = 0.02

b p : = l

Pl :=1P t : = 2 Gl :=pl-bp-|—

\Pt

de donde: p1 = Probabilidad de falla al año


Pl = Potencia interrumpida (MW)Pt= Potencia total de la subestación (MW)

Gl « 0.01

Tiempo total de interrupción: Hl

ti := 120 horas

Hl :=Gl-tlde donde: ti = Tiempo de reparación de la barra

Hl* 1.2horas

ano

3. Avería en un montante


P b : = lp3: = 0.07

G3 :=p3-M-2-—Pt

de donde:Pb = Potencia asociada a la barra (MW)p3 = Probabilidad de falla al

Número de montantes

G3 = 0.28

Tiempo total de interrupción: H3

13 :=0.5 horas

H3 :=G3-t3de donde: t3 = Tiempo para aislar el montante y restablecer el servicio

H3 = 0.14horas

año

4, Averías simultáneas en montantes

4.1 Avería en un montante mientras otro de la misma barra se halla en mantenimiento


p4:=0.07'í-í?-l p4=3.836-!0"4 Pb' : = 2\S760/

N': = M-(M- 1)

G4:=p4-N'-í—\Pt

de donde; p4 = Probabilidad de falla al año

G4 = 4.603-10~3

Tiempo de interrupción: H4

P?H4:=G4-t4-_ | + 0.5 G4

t4 :=4S horasP2:=l

H4:=G4-t4-\Pb'y

de donde: P2 = Potencia asociada con el montante averiado

m = al Choras

año

4.2 Avería en un montante mientra otro de la misma barra está en reparación

G4':=p4'-(M- 1).Pt

8760/

G4' = 6.041-10 4

Tiempo de interrupción:

t4' :=360 horas

H4':=G4'-t4'-[ — U 0.5 G4'

de donde: t4' = Tiempo de interrupción/avería

nnrflc;

H4' = 0.2año

En TotalG4total :=G4+G4'

G4total = 5.207-10~3

H4total :=H4 + H4f

H4total = 0.331

5. Averías simultáneas en barras


p5=2.74-!0"4

\8760/blotal: = 4

G5 : = p5-blotal-|—\Pt

de donde: p5 = Probabilidad de falla simultánea al añobtotal = Número de barras

G5 = 5.479-10 4


t5 := 120 horas

H5 :=G5-t5

H5 = 0.066^?año

NUMERO DE AVERIAS POR AÑO

k:=Gl + G3-hG4total+G5

k= 0.296 ü^año

HORAS ANUALES DE INTERRUPCIÓN

, - „-h = 1.736

3 + H4total-j-H5horas

año

CONFIABILIDAD

Años de operación de la subestación por hora de interrupción

r : = —h

r= 0.576


DOBLE BARRA CON UN DISYUNTOR Y BYPASS



pl :=0.02

b p : = l

Pl :=1Gl :=pl-bp-[—

\Ptde donde: p1 = Probabilidad de falla al año


P1 = Potencia interrumpida (MW)Pt= Potencia total de la subestación (MW)

Gl = 0.01


ti :=0.5 horas

Hl :=Gl-tl

de donde: t1 = Tiempo de reparación de la barra

Hl =5-10-; horas

ano

2. Avería en barra de transferencia

2.1 Uso de barra de transferencia y mantenimiento en un montante


p2: = 0.0196b t : = l

48m .=-

8760

M: =

1P1—Pt

de donde:p2 = Probabilidad de falla al año

bt= Número de barras de transferencia por nivel de voltaje

m = frecuencia de indisponibilidad


G2 = 2.148-10 4


12 :=48 horas

H2 = 0.01

de donde; t2 = Tiempo de mantenimiento en el montante

horas

ano

2.2 Uso de barra de transferencia mientras se repara un montante


p2':= 0,0004

360m :=-

8760

PlG2' : = p2'-bt-m'-M —

\Pt

de donde:p2' = Probabilidad de falla al año

m' = frecuencia de indisponibilidad

M = Número de montantes5G2' = 3.288-10

Tiempo total de interrupción: H2'

12' :=120 horas

H2f :=G2'-i2'

de donde: t2r = Tiempo de reparación en el montante

H2' = 3.945-10"3 año

En Total:

G2total:=G2+G2'

G2total = 2.477-10~4

H2total:=H2 + H2'

H2total = 0.014


Número de avenas por año: G3

Pb :=2

G3 :=Pt

Pb = Potencia asociada a la barra (MW)p3 = Probabilidad de falla al añoM = Número de montantes

G3 = 0.28

Tiempo total de interrupción; H3

t3 :=0.5 horas

H3 = 0.14

H3 :=G3-t3

de donde: t3 = Tiempo para aislar el montante y restablecer el servicio

horas

ano

4. Averías simultáneas en montantes



l'\8 I n4=3.836-10~4p4 :.= 0.07- — — p4= 3.836-10\8760/

N': = M-(M- 1)^ I I -XT'G4 :=p4-N • —


G4 = 4.603-1 0"3


t4 :=48 horasP2 :=1

/P2\- — U 0.5 G4

\Pb/

de donde: P2 = Potencia asociada con el montante averiado

horasH4 = 0.113

ano


, ' n n - 7 2 / 3 6 0 \4 :=0.07 •\8760/

G4 ' :=p4XM-l ) - ( —\Pt

G4' = 6.041-10 4


t4' :=360 horas

H4' = 0.109

H4':=G4'-t4'- — 0.5 G4'\Pb/

de donde: t4' = Tiempo de interrupción/avería

horas

ano

En Total:

G4total:=G4+G4'~3

= 5.207'10

H4total:=H4 + H4'

H4total = 0.222.

5. Averías simultáneas en barras


'•(—)\8760/r4

blotal:=2

= 2.74-10

G5:=p5-btolal-[— \

de donde:

Píp5 = Probabilidad de falla simultánea al añoPb1 = Potencia asociada con la barra averiadabtotal = Número de barras

G5 = 2.74-10 4


t5 :=120horas

H5 :=G5-t5

H5 = 0.033horas

ano

NUMERO DE AVERÍAS POR AÑO

ano


h :=H1 + H2total + H3 + H4total + H5, horash= 0.414

año

CONFIABKJDAD

Años de operación de la subestación por hora de interrupción1r '.- —h

r=2.416


BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA


Número de averías por año: Gl

p l : = 0.02

bp:=l

Pl :=2 ipl

Pt : = 2 Gl : = p l -bp -—\Pt

de donde: pl = Probabilidad de falla al año


P1 = Potencia interrumpida (MW)

Pt= Potencia total de la subestación (MW)

Gl = 0.02

Tiempo total de interrupción: Hl

ti := 120 horas

Hl :=Gl-tl

de donde: ti = Tiempo de reparación de la barra

horasHl = 2.4

ano

2. Avería en barra de transferencia

2.1 Uso de barra de transferencia y mantenimiento en un montante


p2: = 0.0196

m .=-48

8760

M: = 4

P l ' :=1 G2 :=p2-bt-m-M

de donde:

Pl'"pT

p2 = Probabilidad de falla al año

bt = Número de barras de transferencia por nivel de voltaje

m = frecuencia de indisponibilidad


G2 = 2.148-10 4


t2:=4S horas

H2 = 0.01

H2:=G2-12

de donde: t2 = Tiempo de mantenimiento en el montante

horasano

2.2 Uso de barra de transferencia mientras se repara un montante

Número de averías por año: G2'

p2':= 0.0004

, 360

8760

': = p2'-bt-m'-M

de donde:p2' = Probabilidad de falla al año

mp = frecuencia de indisponibilidad


G2' = 3.288-10~:>


t2' :=120 horas

H2':=G2'-t2'

de donde: Í21 = Tiempo de reparación en el montante

H2' = 3.945-lcf3año

En Total :

G2total -G2+G2'

G2tolal = 2.477-10~4

H2íotal:=H2 + H2'

H2total = 0.014



Pb :=2P3:=0.07M: = 4 ,

G3 :=p3-M- —\Pt

Pb = Potencia asociada a la barra (MW)

p3 = Probabilidad de falla al año

G3 = 0.28 M = Número de montantes


t3 :=0.5 horas

H3 = 0.14

I-I3 :=G3-t3

de donde: t3 = Tiempo para aislar el montante y restablecer el servicio

horas

ano

4. Averías simultáneas en montantes



p4:=0.07-|-!?-l p4=3.836-lo"4\8760/

'-[—Pt


G4 = 4.603-10 3


t4 :=48 horasP2 :=1

H4:=G4-t4-(—1 + 0.5G4Pb

H4 = 0.113

de donde: P2 = Potencia asociada al montante averiado (MW/año)

horas

ano


.2 / 360 \4':=0.07¿ . .

\8760/

G4' = 6.041-10 4

' : = p4'-(M- l ) - —Pt


t4' :=360 horas

H4' :=G4'-t4'-[— lH-0.5 G4'nH4' = 0.109 Í5EÜ

año

En Total :

G4total :=G4-}-G4'

H4total:=H4 +

H4lotal = 0.222

NUMERO DE AVERIAS FORAÑO

k := Gl + G2total + G3 + G4total, n -A- averíask=0.3(b

año


h :=H1 + H2tolal + H3 + H4toíal

h= 2.776año

CONFIABILIDAD

Años de operación de la subestación por hora de interrupción1

r '.- —h

r=0.36

ANEXO 7

COSTOS DE ESQUEMASPARA UNA SUBESTACIÓN CON

CUATRO ALIMENTADORES

COSTO ANUAL DE RECUPERACIÓN DEL CAPITAL

ESQUEMA EN ANILLO 138kV

Ctel :=260242.27

Cocí : = 26083.2

de donde:Cte1 = Costo total de equipo en dólaresCocí = Costo de obra civil-cimentaciones en dólaresCari = Costo anual de recuperación del capital en138kV

CU := Ctel + Cocíi := 0.075t : = 30 años

Cari :=Ctl-i-—Lü2—

Cari = 2.424-104 USD


Cte2:=609037.44

Coc2 := 34465

de donde;Cte2 = Costo total de equipo en dólaresCoc2 = Costo de obra civil-cimentaciones en dólaresCar2 = Costo anual de recuperación del capital en230kV

Ct2 :=Cte2 + Coc2i : = 0.075t : = 30 años

M "i*Car2 :=Ct2-i- ^ }

Car2 = 5.449* 104 USD


Cpb :=0.053Cpm:=0.027Cpmáx := 0.027 de donde:

Cpb = Costo de potencia interrumpida enFiní :-4UU demanda baja (US$/kWh)

Cpm = Costo de potencia interrumpida endemanda media (US$/kWh)Cpmáx = Costo de potencia interrumpida endemanda máxima (US$/kWh)

Pint= Potencia interrumpida (MW)

Cadb :=Cpb-Pint-MOOO

Cadb = 3.681-104

Cadm :=(Jpm-.Pint'ñ-lUUU

Cadm= 1.875-104

Cadmáx :=Cpmáx-Pint-h-1000

Cadmáx = 1.875*104

de donde:

Cadb = Costo anual de desperfectos endemanda baja (US$/año)

Cadm = Cosío anual de desperfectos endemanda media (US$/año)

Cadmáx = Costo anual de desperfectos endemanda máxima (US$/año)

COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Coyml : = 0.022S-Carl

Coyml = 552.753de donde:

Coym2= 1.242*1 0

COSTO ANUAL TOTAL

ESQUEMA EN ANILLO 1 38kV

Catbl := Cari 4- Cadb -t- Coyml

Catbl = 6.16M04

Catml := Cari + Cadm-t- Coyml

Catml = 4.355-104

Catmáxl := Cari -í- Cadmáx -i- Cc^inl

Catmáxl = 4.355-104


Catb2 : = Car2 -t- Cadb -í- Coym2

Catb2 = 9.254*1 04

Catm2 := Car2 + Cadm-h Coym2

Catm2 = 7.448- 104

Catmáx2 := Car2 -t- Cadmáx -t- Coym2

Catmáx2 = 7.448* 104

Coyml = Costo anual de operación ymantenimiento en 138kVCoym2 = Costo anual de operación ymantenimiento en 230kV

de donde:

Catbl = Costo anual total en demanda baja en138kV(US$/año)Catml = Costo anual total en demanda media en138kV(US$/año)Catmáxl = Costo anual total en demanda máximaen138kV(US$/año)

de donde:

Catb2 = Costo anual total en demanda baja en230kV(US$/año)Catm2 = Costo anual total en demanda media en230kV (US$/año)Catmáx2 = Costo anual total en demanda máximaen230kV(US$/año)


ESQUEMA DOBLE BARRA CON UN DISYUNTOR Y BYPASS 138kV

Ctel :=399540.61

Cocí : = 60790

Cestrl := 32586.46de donde:

Ctl := Clel -h Cocí + Cestrli:=0.075t : = 30 años

Cari :=CtH--

= 4.174-104 USD

(l+i ) 1

Cte1 = Costo total de equipo en dólaresCocí = Costo de obra civil-cimentaciones en dólaresCestrl = Costo de estructuras en dólares en 138kVCari = Costo anual de recuperación del capital en


Cte2 := 850698.62

Coc2 := 82502.5

Cestr2:=42348.1

Ct2 := Cte2 -t- Coc2i := 0.075t : = 30 años

de donde:

Cestr2

Cte2 = Costo tota! de equipo en dólaresCoc2 = Costo de obra civil-cimentaciones en dólaresCestr2 = Costo de estructuras en dólares en 230kVCar2 = Costo anua! de recuperación del capital en

Car2 :=

= 8.26*104 USD


Cpb: = 0.053n -rmo-7Cpm .= 0.027r ' -nCpmax.-u.

Pint : = 400

, , ,de donde:Cpb = Costo de potencia interrumpida endemanda baja (US$/kWh)Cpm = Costo de potencia interrumpida endemanda media (US$/kWh)Cpmáx = Costo de potencia interrumpida endemanda máxima (US$/kWh)

PÍnt= Potencia interrumpida (MW)

Cadb :=Cpb-Pint-h-1000

Cadb^8.776-103

Uaclra : = Cpm-JJint-h-lUUU

Cadm = 4.47M03

. T,- 1 ,rt«rtCadmax := Cprnax-Prnt-h-lOOO

Cadmáx= 4.47MO

Cadb = Costo anual de desperfectos endemanda baja (US$/año)

e desperfectos en

demanda media (US$/año)

Cadmax = Costo anual de desperfectos endemanda máxima (US$/año)


Coyml :=0.0228-Carl/-, i n-i -70Coyml = 9M.D78

n nono n o, = 0.0228.Car2

de donde:

Coym2 = 1.883-10

Coyml = Costo anual de operación ymantenimiento en 138kVCoym2 = Costo anual de operación ymantenimiento en 230kV

COSTO ANUAL TOTAL


Catbl := Cari 4- Cadb 4- Coyml

Catbl = 5.146-104

Catml := Cari 4- Cadm4- Coyml

Catml =4.716-104

Catmáxl := Cari 4-

Catmáxl =4.716*10'

de donde:

4

Catbl = Costo anual total en demanda baja en138kV(US$/año)Catml = Costo anual total en demanda media en138kV(US$/año)Catmáxl = Costo anual total en demanda máxima

(US$/año)


Catb2 := Car2 4- Cadb 4- Coym2

Catb2 = 9.326-104

Catm2 : = Car2 4- Cadm 4- Coym2

Catm2 = 8.895-104

Catmáx2 := Car2 4- Cadmax 4-

Catmáx2 = 8.895-104

de donde:

Catb2 = Costo anual total en demanda baja en230kV (US$/año)Catm2 = Costo anual total en demanda medía en230kV (US$/año)Catmáx2 = Costo anual total en demanda máxima

(US$/año)


ESQUEMA BARRA PRINCIPAL Y DE TRANSFERENCIA 138kV

Ctel :=317694.81

Cocí : = 65932.5

Cestrl :=39833.38

Ctl := Ctel-i-Cocí + Cestrli := 0.075t : = 30 años

de donde:Ctel = Costo total de equipo en dólaresCocí = Costo de obra civil-cimentaciones en dólaresCestrl = Costo de estructuras en dólares en 138RVCari = Costo anual de recuperación del capital en

Cari =3.585-104 USD


Cte2 :=752404.55

Coc2 := 91141.88

Cestr2:=53709.54 . , ,de donde:

Cte2 = Costo total de equipo en dólaresCoc2 = Costo de obra civíl-cimentaciones en dólaresCestr2 = Costo de estructuras en dólares en 230kV

^« /-i, o /-, o n í o Car2 = Costo anual de recuperación del capital enCt2 := Cte2 -í- Coc2 -í- Cestr2 230kVi := 0.075t : = 30 años

Car2 :=Ct2-i-—LJli2—

Car2 = 7.597-104 USD


Cpb :=0.053Cpm:= 0.027Cpmáx:= 0.027 . , ,

1 de donde:Pint : = 400 Cpb = Costo de potencia interrumpida en

demanda baja (USS/kWh)Cpm = Costo de potencia interrumpida endemanda media (US$/kWh)Cpmáx= Costo de potencia interrumpida endemanda máxima (US$/kWh)

Pint= Potencia interrumpida (MW)

Cadb := Cpb -Pinl-h-1000

Cadb = 5.885-104

Cadm :=Cpm-Pint-h-1000

Cadm = 2.998-104 d

- , , „ , «. L, 1f,™ Cadb = Costo anual de desperfectos enCadmax := Cprnax-Prnt-h-lOOO demanda baja (US$/año)

Cadmax = 2.998* I04 _ , 0 , . , , , .Cadm = Costo anual de desperfectos endemanda media (US$/año)

Cadmax = Costo anual de desperfectos endemanda máxima (US$/año)


Coyml :=0.0228-Carln i en ,mn de donde:Coyml = 817.493rv«rm9 -n 099» Pnr9 Coyml = Costo anual de operación yCoym2 .-0.0228-Car2 mantenimiento en 138kV

Coym2 = 1.732*10° Coym2 = Costo anua! de operación ymantenimiento en 230kV

COSTO ANUAL TOTAL


Catbl :=Carl -H Cadb -i- Coyml de donde:

Catbl = 9.552*10 Catbl = Costo anual total en demanda baja en„ i o , r* i 138kV(US$/año)

Catml := Cari -í- Cadm -H Coyml / ^ 4 . H ^ x i ± *. , j j _rJ Catml = Costo anual tota! en demanda media en

Catml = 6.665* 104 138kV (US$/año)-, , , , „ , -, , , - - Catmáxl = Costo anual total en demanda máximaCatmáxl := Cari 4- Cadmax-h Coyml „„ ^oQL,\ t\/ - \ en 13í5kV (US$/ano)

Catmáxl = 6.665-104


Catb2 := Car2 4- Cadb +- Co}Tn2 de donde:

Catb2 = 1.366*10 Catb2 = Costo anual total en demanda baja en230kV(US$/año)

Catm2 :=Car2+Cadm-h Ov,,^^ ^ x o ^ x I X I . P ^ j j-J Catm2 = Costo anual tota! en demanda media en

Catm2 = 1.077-103 230kV (US$/año)-. , , 0 ~ ~ „ •> . r* o Catmáx2 = Costo anua! total en demanda máximaCatmax2 :=Car2-h Cadmax-f- Co\Tn2 nn oQnu\ /i loor/ - \n ZOUKV ^uocp/anoj

Catmáx2= 1.077-10^

ANEXO 8

DEFINICIONES GENERALES


DEFINICIONES GENERALES

Avería.- Toda falla que produzca una interrupción total o parcial del suministro

de potencia y energía de una subestación.

Componente.-

"Es una pieza de equipo, una línea, una sección de línea, o un grupo de

elementos que son vistos como una entidad para propósitos de reportaje,

análisis y predicción de salidas de servicio. "Í1)

Contabilidad.-

"Es la probabilidad de un dispositivo o de un sistema de desempeñar su función

adecuadamente, por un período de tiempo determinado y determinadas

condiciones de operación." ®

Costo inicial.- Representa la inversión inicial que se debe realizar para llevar

a cabo la construcción del esquema seleccionado.

DDP.- Delivered Duty Paid, incluye en un sólo pago el transporte hasta las

bodegas del interesado que en este caso es TRANSELECTRIC. Este costo no

incluye impuestos.

Disyuntores.- Dispositivos destinados a interrumpir o restablecer circuitos en

condiciones normales de carga, así como en las condiciones anormales que se

presentan en el caso de cortocircuitos.

Pueden ser maniobrados a voluntad (a mano, o a distancia) o automáticamente

mediante relés.

(1) Referencia Rllp) Referencia R13, Cap.2, Pag. 25


Energía no suministrada (ENS).-

"Representa la cantidad de energía que la empresa de distribución pierde de

vender. Este índice tiene gran relevancia dado que se ia usa como parámetro

de decisión al evaluar alternativas."Í1)

Costo por Energía fuera de mérito: Es la diferencia entre el Costo variable de

producción de la unidad generadora que suple el déficit menos el costo

marginal presente, que debe pagar TRANSELECTRIC al MEM por concepto de

falla en sus líneas.

Horas anuales de interrupción (H).-

Tiempo anual de desconexión esperado, es la indisponibilidad total de servicio

durante un año, medido en horas. Se obtiene como la sumatoria de todos los

Hn posibles analizados.

Interrupción.-

Es la pérdida de servicio a uno o más abonados, u otros equipos; y es el

resultado de la salida de servicio de uno o más componentes, dependiendo de

la configuración del sistema. fR12)

Interruptores.- Aparatos destinados a interrumpir y a conectar circuitos en

condiciones normales de carga.

Los interruptores se diferencian de los disyuntores, o interruptores de potencia,

en que sus contactos están previstos para abrir y cerrar circuitos eléctricos con

intensidades nominales y con sobrecargas pero no están preparados para abrir

y cerrar sus contactos sobre cortocircuitos, ya que su capacidad de apertura es

menor que la de los disyuntores; por lo general, esta capacidad de ruptura es

de dos a tres veces mayor que la correspondiente a la intensidad nominal del

interruptor.

Interruptores seccionadores.- Interruptores que en posición de apertura,

responden además a las condiciones impuestas a los seccionadores.

Link: Enlaces.

co Referencia R6


Montante.-

Posición o Bay, es el conjunto formado por: un interruptor, seccionadores

asociados a él y todo el equipo auxiliar como: transformadores de potencial y

corriente, elementos de protección, etc., que operan en conjunto con cada

interruptor. (R10)

Número de fallas por año (Gn).-

Tasa de falla, representa la cantidad de veces que un sistema deja de

suministrar energía, por unidad de tiempo, debido a una razón específica, sea

falla, mantenimiento o reparación. Generalmente se considera como unidad de

tiempo el período de 1 año. El inverso de la tasa de falla se conoce como

tiempo promedio entre fallas.

Número probable total de fallas por año (k).-

Tasa de falla total, representa la cantidad total de veces que un sistema deja de

suministrar energía, por unidad de tiempo. Se obtiene como ia sumatoria de

todos los Gn posibles analizados.

Pilotaje: Tipo de fundación constituida por el conjunto de pilotes hincados en el

suelo para afirmar los cimientos.

Pilote: Estaca que se hinca en tierra para consolidar los cimientos.

Protección con Relés.-

"Protección con relés. La subestación emplea muchos sistemas de protección

con relés para proteger el equipo asociado con la estación, equipo que puede

ser:

a. Líneas de transmisión que salen de la estación

b. Transformadores elevadores y reductores

c. Barras de estación

d. Reactores en paralelo

e. Capacitores en paralelo y en serie

Las subestaciones que prestan servicio en sistemas de transmisión de

electricidad en circuitos clase HV (alto voltaje), EHV (extra alto voltaje) y UHV

(ultra alto voltaje) deben contar con un alto orden de confiabiíidad y seguridad,

para continuidad del servicio al sistema eléctrico. Se está dando cada vez más

importancia a sistemas altamente perfeccionados de protección con relés, que

ANEXO 8: DEFINICIONES GENERALES 4_

deben funcionar de modo confiable a altas velocidades en líneas y estaciones,

con máxima seguridad y sin desconexiones falsas.

En la actualidad, en muchos sistemas clase EHV y UHV utilizan dos juegos de

relés de protección para líneas, barras y transformadores; en otras se utiliza un

conjunto de relés electromecánicos para protección de línea de transmisión,

con un conjunto completamente separado de relés de estado sólido,

redundante, para contar con un segundo paquete de relés de protección. El uso

de dos conjuntos de relés que operen desde transformadores separados de

potencial y corriente, permite la prueba de relés sin que haya necesidad de

retirar del servicio la línea o barra protegidas. Para aplicaciones más difíciles de

protecciones con relés, como es el caso de líneas clase EHV que utilicen

capacitores en serie en la línea, algunas compañías utilizan dos conjuntos de

relés de estado sólido para formar los sistemas de protección.

Las terminales de relevo de líneas de transmisión están ubicadas en la

subestación, y comprenden muchos tipos diferentes de esquemas de relés a

saber;

a. Subalcance directo

b. Subalcance permisible

c. Sobrealcance perm/sfble

d. Comparación direccional

e. Comparación de fase

f. Alambre piloto

Estos esquemas comprenden sistemas piloto de protección con relés,

aplicables para la protección de líneas de transmisión para grandes corrientes,

y a continuación se describen en forma breve. La protección piloto con relés es

una adaptación del principio de la protección diferencial con relés a líneas, y

funciona para la normalización a alta velocidad en líneas con falla en cualquier

punto de las mismas; incluye un piloto de alambre, que utiliza un par bifilar

entre los extremos de la línea; piloto de corriente de portadora; piloto de

microonda; piloto de fibras ópticas; y el uso de equipo de tono de audio sobre

alambre, portadora, fibras ópticas o microonda. Las líneas de transmisión

pueden tener dos o más terminales cada una con disyuntor para desconectar la

línea del resto del sistema de energía eléctrica. Todos los sistemas de


protección con relés descritos pueden utilizarse en líneas'de dos terminales o

multiterminales.

Barra A Interruptor automático Barra B

______ J

ds relevadores do latía en AZona de operaciónde relevadores de (alia en B

Zonas de operación de relé de falla, para el sistema piloto de protección

con relés para subalcance de desconexión de linea de transmisión.

Figura 17-11.

Los sistemas de protección con relés programan la operación automática de los

disyuntores durante las fallas del sistema eléctrico.

Esquema de falla de subalcance directo. Estos relés (Fig. 17-11) de cada

terminal de la línea protegida captan una corriente de falla que entra en la

línea. Sus zonas de operación deben traslaparse pero no sobrealcanzar

ninguna de las terminales remotas. La operación de los relés de cualquier

terminal inicia tanto la apertura del disyuntor local como la transmisión de una

señal remota y continua de desconexión, con objeto de efectuar la operación

instantánea de todos los disyuntores remotos. Por ejemplo, en la figura 17-11,

para una falla de línea cerca de la barra A, los relés en A abren (desconectan)

el disyuntor A directamente y envían una señal de transferencia de

desconexión a B. La recepción de esta señal en B abre el disyuntor B.

Esquema de subalcance permisible con disparo transferido. La operación

y equipo para este subsistema son los mismos que los del sistema de

subalcance directo, con la excepción de que cuentan además con unidades

detectoras de falla en cada terminal. Los detectores de falla deben

sobrealcanzar todas las terminales remotas; se utilizan para proporcionar más

seguridad para supervisar una desconexión remota. Por lo tanto, los relés de

falla operan como se muestra en la figura 17-11, y los detectores de falla como

se muestra en la figura 17-12. Como un ejemplo, para una falla cerca de A en


la figura 17-11, los relés de falla de A abren el disyuntor A directamente y

envían una señal de transferencia de desconexión a B. La recepción de esta

señal de desconexión, así como la operación de los relés detectores de falla de

B (Fig.17-12), abren el disyuntor B.

Esquema de sobrealcance permisible con disparo transferido. Los relés de

falla de cada terminal de la línea protegida captan la circulación de falla en la

línea, con sus zonas de operación que sobrealcanzan todas las terminales

remotas. Se requiere que tanto la operación de los relés de falla local, como la

señal de transferencia de desconexión de todas las terminales remotas, abran

cualquier disyuntor. Por lo tanto, en el ejemplo de la figura 17-12 para la falla

de línea cerca de A, los relés de falla en A operan y transmiten una señal de

desconexión a B. De manera similar, los relés de B operan y transmiten una

señal de desconexión a A. El disyuntor A se abre por la operación del relé de

falla A y la señal de desconexión remota de B. De forma análoga, el disyuntor B

se abre por la operación del relé de falla B y la señal de desconexión remota de

A.

Barra A -• Inlerruptor automático

r1iijii

7-fT

— (_

KFaHa (

|

^ Zona de operación ^ Zona de operaciónde relevadores da falla en A de relevadores de falla en B

Figura 17-12. Zonas de operación de relevador de falla para el sistema piloto deprotección con relevadores de linea de transmisión de sobrealcance.


Zona de operación derelevadores de falla en A

Zona de coef ación derelevadores de falta en 8

, Interruptor au Somático

Bari —

¡_

ra_A_ 1 \

r^ "1"Linea de transmisión 1

1 1

1 ! i_. ir ~tJ L_

Barra B1

.

f1"

'4 \ '

M 1Falla 1

|

.

'

Zona de bloqueo de relevadoresdetectores de (alta en A

Zona de bloqueo de relevadoresdetectores de falla en B

Figura 17-13. Zonas de operación de relé de falla y de bloqueo para el sistema

piloto de protección con relés de línea de transmisión de comparación

direccional.

Esquema de comparación direccional. La señal de canal en estos sistemas

(Fig. 17-13) se utiliza para bloquear la desconexión, en contraste a su uso para

iniciar la desconexión en los tres sistemas previos. Los relés de falla de cada

terminal de la sección de íinea protegida captan la corriente de falla en la línea.

Sus zonas de operación deben sobrealcanzar todas las terminales remotas. Se

requieren unidades detectoras de falla adicionales en cada terminal para iniciar

la señal de bloqueo de canal. Sus zonas de operación deben extenderse más

lejos o deben ser ajustadas en forma más sensible que los relés de falla de las

terminales lejanas. Por ejemplo, en la figura 17-12, la zona de bloqueo de B

debe extenderse más en la parte trasera del disyuntor B (a la derecha) que la

zona de operación de los relés de falla de A. De modo correspondiente, la zona

de bloqueo de A debe extenderse más en el sistema (a la izquierda) que la

zona de operación de los relés de falla de B.

Para una falla interna en la línea AB, no se transmite señal de canal (o, si se

transmite, se corta por los relés de falla) desde ninguna terminal. En esta

ausencia de cualquier señal de canal, los relés de falla de A instantáneamente

abren el disyuntor de A, y los relés de falla de B también en la misma forma

abren el disyuntor de B. Para la falla extema a la derecha de B, como se

muestra en la figura 17-12, los relés de zona de bloque de B transmiten una


señal de bloqueo de canal para evitar que los relés de falla de A abran el

disyuntor A. El disyuntor B no se abre porque en ia zona de operación de B no

se ve esta falla.

Esquemas de comparación de fase. Las corrientes trifásicas de cada

extremo de ia línea protegida se convierten en un voltaje monofásico

proporcional. Los ángulos de fase de los voltajes se comparan si se permite

que el semiciclo positivo del voltaje transmita un bloque de señal de media

onda sobre el canal piloto. Para fallas externas estos bloques están fuera de

fase de modo que, en forma alternada, la señal local y luego la remota

produzcan en esencia una señal continua para bloquear o evitar la

desconexión. En fallas internas las señales locales y remotas están

esencialmente en fase, de modo que no existe alrededor de un semiciclo de la

señal de canal. Esto se usa para que los relés de falla de cada terminal abran

sus respectivos disyuntores.

Salida de Servicio (Outage).-

Una salida de servicio describe el estado de un componente cuando no está

disponible para desempeñar su función específica debido a algún evento

asociado directamente con ese componente. Una salida de servicio puede o

no causar una interrupción de servicio a los consumidores, dependiendo de la

configuración del sistema.

Seccionadores.- Aparatos utilizados para abrir o cerrar un circuito cuando no

está recorrido por una corriente, y previstos especialmente para aislar, de una

red bajo tensión, una máquina, un aparato, un conjunto de aparatos o una

sección de una línea, de manera que sea posible el tocarlos sin peligro, para

los fines de conservación o de reparación. La condición fundamental es que su

ruptura sea visible. No estando preparados para cortar corrientes, la maniobra

de sus cuchillas no precisa sea rápida como se hace en los interruptores,

observándose a simple vista el movimiento de desplazamiento de las mismas.


Sistema.-

Un sistema es un grupo de componentes que en alguna forma se conectan

entre sí para proporcionar un camino para el flujo de potencia desde un punto o

puntos a otro punto o puntos. ÍR12)

Tiempo de reparación (r).-

Representa la acción de cambio o reparación del "elemento causante del

problema". Es el tiempo promedio que dura una falla de suministro, expresado

en horas. El inverso del tiempo de reparación se conoce como tasa de

reparación.(R6)

Tiempo total de interrupción (Hn).-

Tiempo anual de desconexión esperado, es la indisponibilidad de servicio

durante un año, medido en horas., debido a una razón específica, sea falla,

mantenimiento o reparación. Se obtiene como la multiplicación de la Tasa de

falla (Número de fallas por año) por su duración promedio.ÍR6)

ANEXO 9

CARACTERÍSTICAS/ SUBESTACIÓN SAN IDELFONSO

ANEXO 9: CARACTERÍSTICAS / SUBESTACIÓN SAN 1DELFONSO

SUBESTACIÓN SAN IDELFONSO

CARACTERÍSTICAS

La subestación San Idelfonso esta provista de un esquema en anillo a nivel de

138 kV con dos salidas para la subestación Máchala, dos para la subestación

Milagro y una para la central térmica Máchala de EDC.

Condiciones del ambienteTemperatura Máxima de Diseño : 40°CTemperatura Mínima de Diseño : 7°CHumedad relativa: 100%

Condiciones del viento: 95mph, Factor de Carga 1,2516ps£, Factor de Carga 2,5

Elevación del sitio Sobre nivel del mar: Menos que 1000 pies

Condiciones sísmicas: UBC Zona 3 por UBC 97.Tipo del perfil de la tierra: Se.Factor de la importancia= 1,0

A nivel de 138 kV el esquema está compuesto de los siguientes equipos:

Cinco interruptores de 2000 A

Veinte divisores capacitivos de potencial

Cinco trampas de onda

Quince pararrayos

Cinco seccionadores tripolares motorizados con cuchillas de puesta a tierra

Quince seccionadores tripolares motorizados sin cuchillas de puesta a tierra

Cinco transformadores de corriente con tres devanados

Cinco transformadores de corriente con dos devanados

Un sistema computarizado de control, protección y medición instalado en la sala

de control.

Equipo de comunicaciones vía PLC (Power Line Carrier)

El esquema se complementa con los componentes auxiliares, grupo diesel,

transformador de servicios auxiliares, tableros de baja tensión, baterías,

cargadores, etc.

ANEXO 9: CARACTERÍSTICAS / SUBESTACIÓN SAN IDELFONSO

DETALLES DEL PATIO DE SECCIONAMIENTO DE LA PLANTA DE EDC:

El patio de seccionamiento será aislado a 230kV, pero será inicialmente operada

a 138kV. Se localizará a lo largo de los transformadores elevadores del generador

y, al este de la planta. Cada uno de los dos transformadores será provisto de un

bobinado dual de alto voltaje (138kV/ 230kV) y se conectará a la barra de 138kV

(futuro 230kV) a través de un circuito disyuntor y dos seccionadores

desconecíadores. La única línea de transmisión de salida será conectada a la

barra de 138RV a través de un circuito disyuntor con dos seccionadores. Un

interruptor adicional será provisto para conexión a la futura sección de la barra de

la turbina a vapor.

Se considerará todo el equipo y la barra de trabajo para 230kV saívo los CVTs y

los atrapa sobretensión los cuales serán estimados para el voltaje de operación

inicial de 138kV

La barra de trabajo será de tubería de aluminio rígida.

La línea de la transmisión de salida usará torres apropiadas para llevar dos líneas,

ambas líneas se proyectan para 230kV en e! futuro, pero se instala solo una a

138kV

Para el seleccionamiento del equipo, se asumirá que la línea de salida de 138kV

está limitada a unos 20QMWo 1050 amperios.

La subestación de 138kV será trazada en una formación en anillo con 5

disyuntores y 2 circuitos en ampliación futura. La línea de la transmisión desde la

planta nueva entrará desde el norte, las líneas Milagro y Máchala entrarán y

saldrán desde el oeste.

Todo el equipo será aislado para 138kV.

La barra de trabajo será tubería de aluminio rígida.


Arreglo y Distancias

El arreglo proporcionará espacio adecuado para mantenimiento del equipo y para

su remoción. El patio de seccionamiento tendrá un nivel de aislamiento básico

(BIL) de 900 kV para el equipo de 230 kV. La subestación de 138kV tendrá un BIL

de 650kV.

Espaciamientos mínimos:

Espacio (mm) 138kV

Distancia mínima entre partes vivas

metálicas y tierra: 1300

Distancia mínima entre partes vivas

metálicas de dos fases: 1600

Espacio fase-fase para interruptores

de desconexión verticales: 2600

Espaciamiento fase-fase para barra rígida: 2600

Espacio fase-fase de barra energizada: 3600

Altura mínima de conductores vivos

sobre grava: 4000

Altura mínima de conductores vivos

sobre camino: 7600

230kV

1800

2500

4000

4000

5000

4600

8200


Disyuntores

Los interruptores serán de tanque muerto con clases como las siguientes:

Voltaje

nominal

kV rms

230

138

Voltaje

máximo

kV rms

242

145

SIL

kV

900

650

Corriente

continua

A rms

1200

2000

Corriente de

interrupción

kA pico

40

40

Tiempo de

interrupción

Ciclos

3

3

Usada para

Patio de

seccionamiento

Subestación

Seccionadores

Los seccionadores con características como las siguientes:

Voltaje

nominal

kV rms

230

138

Voltaje

máximo

kV rms

242

145

BIL

kV

900

650

Corriente

continua

A rms

1200

2000

Corriente

momentánea

kApico

100

100

Usada para

Patío de

seccionamiento

Subestación

Transformadores para instrumentos

Los transformadores de corriente serán provistos con los disyuntores. Serán tipo

bushing, multi relación cuyas características son:

Voltaje

nominal

kV rms

230

138

Voltaje

máximo

kV rms

242

145

BIL

kV

900

650

Corriente

primaria A

1200

2000

Corriente

secundaria A

5

5

Usada para

Patio de

seccionamiento

Subestación

ANEXO 9: CARACTERÍSTICAS / SUBESTACIÓN SAN 1DELFONSO

Precisión en medición: 0.2 B 0.1 a 2.0

Precisión en protección: C400

Los transformadores de corriente se montarán en los bushings de los disyuntores;

cuatro por fase para protección y uno por fase para medición.

Los transformadores de voltaje capacitivos serán provistos para protección y

medición, con características como las siguientes:

Voltaje nominal (L-L)

BIL

Frecuencia

Número de bobinados

secundarios

Secundario

Relación del transformador

Precisión de protección

Precisión en medición

138kV

650kV

60 Hz

2

11 5/66.47 V

700-1200:1

230kV

900kV

60 Hz

2

1 15/66. 47 V

1200-2000:1

1.2enlosburdensW,X,Y,Z

0.2enlosburdensW,X,Y,Z

Aisladores

Los aisladores resistirán el peso, cortocircuitos y fuerzas, con un factor de

seguridad de 2.5. Los aisladores tendrán una distancia de 25 mm por cada kV

entre línea y línea.

Los aisladores tendrán un BIL de 650 kV para 138kV y 900kV para 230kV.

Descargadores de sobretensiones o pararrayos

Serán del tipo oxido de zinc con las características que siguen:


Voltaje

nominal

kVL-L

230

138

Voltaje

máximo

kVL-L

242

145

Voltaje

máximo

kVL-Tierra

140

83.8

MCOV Voltaje

continuo

kV L-Tierra

152

98

Rango de la

trampa kV

L-Tierra

120

192

Los pararrayos en e! transformador elevador de alto voltaje en el generador

principal serán provistas con los transformadores.

Estructuras

Las estructuras serán de acero galvanizado.

Casa de control

Ambos, el patio de de seccionamlento y el punto tap de la subestación serán

provistas con una casa de control para los tableros de protección, control,

medición, comunicación, Baterías y cargadores, y una fuente de distribución ac/dc.

Tierra

Una malla de tierra con varillas de cobre 4/0 será provista para el patio de

seccionamiento y el tap point de la subestación para mantener los potenciales de

paso y toque en niveles aceptables. Todo el equipo eléctrico y estructuras

metálicas será conectado a la malla de tierra,

ANEXO 9: CARACTERÍSTICAS / SUBESTACIÓN SAN [DELFONSO

Patio de seccionamiento y Subestación de 138kV

Datos del sistema

Características de corto circuito del sistema:Corto circuito del sistema disponible:

Trifásico:Monofásica a tierra:

Voltios del sistema:Operación normal:Sistema BEL

Frecuencia del sistema:Operación normal

Datos de diseño de la malla de tierra:Flujo de la corriente máxima en tierraaportada por una falla del sistema de tierra :

S¿Edel38kV5206A5052A

60 Hz

100%

Patio de Secc.5403A6426A

138kV 138kV (futuro 230kV)650kV 650kV (futuro 900kV)

60

100%


Ubicación Geográfica de la Subestación San Idelfonso en el S.N.T.

fftKfjtffjfrff

*J

s ts

-

-^* J.*/"•j P í j-,a

3f * ¿'.S- 'ítfrí.% - *

1

v

Or '•-•}- r". .. ^ ,-- l r ^ A-, .

' f ", cuite K * /

r? f

tfti»U& '

/*, 1W.CW1

- 4 i(-^ ílí í

f í*-'f'^

> ' 'r^

COIOMBIA

OCÉANOPACÍFICO

o ^ v t,,./ -' v TNu l/ t ^

,„.,/— - O — '

O L rv ' *'' * -i ' - ' -

f'li ísi'íff:

I ^ i rmmOEkCiV 1 HIU &. A,fti r4 Compañía Nacional de Transmisión Eléctrica

PRESIDENCIA EJECUTIVA

ACTAN°3

5) El consultor explicó que las protecciones digitales disponibles en la actualidad permiten resolver losproblemas de sensibilidad y calibración de forma satisfactoria. También indicó que en el transcurso deldesarrollo e implementación del proyecto habría un intercambio de inform aciones y transferencia detecnología al personal de TRANSELECTRIC que le permitiría absorber y aplicar esta filosofía de lasprotecciones sin mayores riesgos ya que TRANSELECTRIC utiliza estos equipos corrientemente en susistema.

6) TRANSELECTRIC indicó que de aplicarse el sistema de barras en anillo los TCs estarían montados en losbushings de los dis}ointores y que estos serian del tipo "dead tank" diferentes de los dis)'untores decolumna ahora utilizados. Sin embargo refirmó su preferencia para que el mecanismo de accionamientofuera del tipo mecánico a resorte en lugar de aire comprimido como oportunamente fue indicado en laanterior reunión.

7) Con relación, a la aplicación de "kioscos" externos al lado de cada disyuntor para el alojamientode las protecciones TRANSELECTRIC indicó todavía su preferencia por este sistema en lugardel sistema usual de cableado que corrientemente utiliza el consultor alojando todos los panelesde protección en la sala de control. Sin embargo, se acordó que este tema no sería impedimentoy no crearía conflicto alguno en la adopción de uno u otro sistema de barras para la subestación,ya que el consultor podría adoptar el estándar de TRANSELECTRIC sin problemas.

8) Con relación al área necesaria para alojar la subestación de 138 kV y el futuro patio de 230 kVse concordó que la misma seria idéntica tanto para el sistema de doble barras como para elsistema de barra en anillo.

9) Luego de recapitularse las ventajas y desventajas de los dos sistemas de barra propuestosTRANSELECTRIC vio con beneplácito la oportunidad de efectuar la aplicación de un nuevo sistema debarras para la subestación, de 138 kV de San Idelfonso. De esta manera TRANSELECTRIC aprobó larecomendación del consultor de adoptar el esquema de barras en anillo para esta subestación por suscaracterísticas de alta confiabilidad y menor costo.

10) La reunión fiíe cerrada con la solicitación de TRANSELECTRIC para que el diagrama unificar detalladoy disposición general de la nueva subestación fuera elaborado y copias enviadas a la brevedad posible.

En prueba de conformidad se íírrna esta Acta por:Ing. José Altzuniraao F, Jng. Richard Capebart

TRANSELECT&C S.A. . :. . EDC

Ing, Arrugia Beloff

WASHINGTON

ANEXO 10

PROGRAMACIÓN ENVISUAL BASIC 6.0 - CÓDIGO

PRO

GR

AM

AC

IÓN

DE

L M

OD

UL

O 1

CO

NE

XIÓ

N C

ON

LA

BA

SE D

E D

AT

OS:

Opt

ion

Exp

licit

Glo

bal

base

As

Dat

ábas

e' v

aria

ble

de ti

po d

atáb

ase

'Glo

bal r

ec A

s R

ecor

dset

' var

iabl

e m

ensa

jero

de

la a

plic

ació

nG

loba

l re

As

Rec

ords

et

Publ

ic S

ub c

onec

taQ

'fun

ción

par

a es

tabl

ecer

con

exió

n co

n la

BD

D'a

pp.p

ath

ubic

a el

pat

h de

la b

ase

de d

atos

Set

bas

e =

Ope

nDat

abas

e(A

pp.P

ath

& "

VD

AT

OS.

mdb

")E

nd S

ubP

ubli

c Su

b de

seon

ecta

Q 'f

unci

ón p

ara

cerr

ar l

a co

nexi

ón c

on l

aBD

Dba

se. C

ióse

End

Sub

PRO

GR

AM

AC

IÓN

FO

RM

1:

Dec

lara

ción

de

Var

iabl

es

Publ

ic s

uma,

com

í , c

om2

As I

nteg

erPu

blic

a A

s St

ring

Publ

ic n

emes

, men

saje

, vol

taje

, pot

enci

a, d

eman

da, t

asa_

j, vi

da__

util

As

Str

ing

Publ

ic ra

ngon

opas

a, b

!38,

b23

0 A

s Boo

lean

Priv

ate

Sub

Cal

cula

r__C

lickQ

valid

a2E

nd S

ubPr

ivat

e Su

b Fo

rm_L

oad(

)O

plSS

.Val

ue =

Fal

se 'p

one

en f

also

la

opci

ón v

alué

de

los

op p

ara

que

no e

stén

sel

ecci

onad

osO

p230

. Val

ué =

Fal

seE

nd S

ubPu

blic

Sub

llen

acom

bosQ

' fu

nció

n qu

e ll

ena

los

com

bos d

e la

form

aPr

ivat

e Su

b N

ombr

eSE

_Val

idat

e(C

ance

l As

Boo

lean

)no

mes

= N

ombr

eSE

.Tex

ta -

"DA

TO

S G

EN

ER

AL

ES

DE

LA

SU

BE

STA

CIÓ

N "

& N

ombr

eSE

.Tex

tL

abel

l .C

aptio

n =

UC

ase(

a) '

ucas

e es

una

fun

ción

de

cade

na q

ue c

onvi

erte

toda

s la

s le

tras

a m

ayús

cula

sE

nd S

ubPr

ívat

e Su

b O

pl38

_Val

idat

e(C

ance

l As

Boo

lean

)O

plSS

.Val

ue -

Tru

eIf

Opl

SS.V

alue

= T

rue

The

nvo

ltaje

= "

138"

End

lf

b230

= F

alse

End

Sub

Priv

ate

Sub

Op2

30_V

alid

ate(

Can

cel A

s B

oole

an)

Op2

30.V

alue

=

If O

p230

.Yal

ue =

Tru

e T

hen

volta

je =

"230

"E

nd I

f

b!3S

= F

alse

b230

= T

rue

End

Sub

End

Sub

If N

ombr

eSE

.Tex

t = I

H1 O

r Pot

enci

aSE

.Tex

t = "

" O

r C

ombo

l.T

ext-

""

Or

Com

bo2.

Tex

t= "

" O

r C

ombo

3.T

ext =

""

Or t

iem

po.T

ext =

1111 O

rtas

a.T

ext =

""

Or O

pl38

= F

alse

And

Op2

30 =

Fal

se T

hen

men

saje

= M

sgB

ox("

Los

dat

os e

stán

inc

ompl

etos

llén

elos

cor

rect

amen

te y

hag

a cl

ic e

n C

AL

CU

LA

R",

vbl

nfor

mat

ion

+vb

Msg

Box

Hel

pBut

ton

+ vb

Def

ault

But

tonl

, "D

atos

Inco

mpl

etos

")E

ise

If ra

ngon

opas

a =

Tru

e T

hen

GoT

o ra

ngon

oper

End

ff

pote

ncia

= P

oten

ciaS

E.T

ext'

tom

a el

val

or d

e la

pot

enci

ade

man

da =

Com

bo3.

Tex

t ' t

oma

el e

scen

ario

de

dem

anda

vida

__ut

il =

tiem

po.T

ext

' tom

a el

val

or d

el ti

empo

de

vida

úti

lta

saj"

= ta

sa.T

ext

' tom

a el

val

or d

e la

tasa

de

recu

pera

ción

Unl

oad

Me

'ocu

lta la

pri

mer

a for

ma

Form

2.Sh

owE

nd I

fra

ngon

oper

:E

nd S

ub

PR

OG

RA

MA

CIÓ

N F

OR

M 2

:

Dec

lara

ción

de

Var

iabl

es

Publ

ic Í

ndex

, alim

enta

As

Inte

ger

Publ

ic e

ntra

das,

cos

toun

oani

llo, c

osto

dosa

nill

o, c

osto

unob

arra

, cos

todo

sbar

ra, c

osto

unod

oble

barr

a, c

osto

dosd

oble

barr

a,co

stod

espe

rfec

toan

illo,

cos

tode

sper

fect

obar

ra,

cost

odes

perf

ecto

dobl

ebar

ra,

cost

otre

sani

llo, c

osto

tres

dobl

ebar

ra, c

osto

tres

barr

a,co

stom

alla

aniil

o, c

osto

mai

laba

rra,

cos

tom

alla

dobl

ebar

ra, E

STR

UC

TU

RA

SBP2

30, E

STR

UC

TU

RA

SBP1

38, E

STR

UC

TU

EA

SDB

230,

EST

RU

CT

UE

ASD

B13

8 A

s D

oubl

ePu

blic

lin

eas,

tran

sfor

mad

or, v

olta

je,

pote

ncia

dos,

esc

_dem

anda

, tin

, t, r

, rin

, tO

yMPu

blic

Gl,

Hl,

G2a

, H2a

, G2b

, H2b

, G3S

H3,

G4a

, H4a

, G

4b, H

4b,

G5,

H5,

S'U

IVJA

DEI

vIA

ND

A A

s V

aria

nt

Prív

ate

Sub

Cal

cula

r_C

lick(

)U

nioa

d M

ePr

inci

pal.

Show

desc

onec

ta

'cie

rra

la c

onex

ión

con

la b

ase

End

Sub

Prív

ate

Sub

CM

D_S

alir

_Clic

k()

En

d' s

ale

de la

apl

icac

ión

End

Sub

Prív

ate

Sub

Form

_Loa

d()

linea

s =

Pri

ncip

aí.c

oml

"Rec

uper

ando

info

rmac

ión

del f

orm

ant

erio

rtr

ansf

orm

ador

— P

rinc

ipal

. com

2po

tenc

iado

s =

Pri

ncip

al.p

oten

cia

volta

je =

Pri

ncip

al, v

olta

jees

cjie

man

da =

Pri

ncip

al.d

eman

dari

n -

Pri

ncip

al, t

asaj

rtin

= P

rinc

ipal

. vid

a_ut

ilt =

Val

(tín

)r =

Val

(rin

)/10

0

CA

RG

AN

DO

FU

NC

ION

ES

DE

VA

RIA

BL

ES

cone

cta

If P

rinc

ipal

.b23

0 =

Tru

e T

hen

POSI

CIO

N_L

1NE

A23

0E

STR

UC

TU

RA

S230

Els

e POSI

CIO

NJL

INE

A13

8E

ST

RU

CT

UR

AS

ES

End

If

CO

NF.

IAB

rL.T

DA

Dco

sto_

dem

anda

calc

ula_

cost

os_m

alla

proc

eso

Publ

ic S

ub p

roce

soQ

If P

rinc

ipal

. b23

O =

Tai

e A

nd P

rinc

Ípal

.sum

a= 4

The

nR

em C

AL

CU

LO

SO

LO

PA

RA

EL

AN

ILL

OR

em H

AC

ER

CA

LC

UL

O P

AR

AL

AS

OT

RA

S FU

NC

ION

ES

cost

ouno

anil

lo -

CD

bl((

((lin

eas

* PO

SIC

ION

LIN

EA

230)

+ (

tran

sfor

mad

or *

PO

S1C

I03S

ÍTR

AN

SFO

RM

AC

ION

230)

) +M

AL

LA

AN

ILL

0230

)) /

10

00

'Cal

culo

cos

to in

icia

l es

quem

a,/!

000

para

tenr

val

ores

en

mile

s de

US$

cost

odos

anil

lo =

CD

bl((

CD

bl(c

osto

unoa

nilJ

o) *

r *

(((1

+ r

)A t)

/ ((

(1 +

r) A

t) -

1)))

) 'C

alcu

lo c

osto

anu

al d

e re

cupe

raci

ón d

eles

quem

aT

ext9

.Tex

t = R

ound

(cos

toun

oani

llo,

2)

Tex

tlO.T

ext =

Rou

nd(c

osto

dosa

mll

o, 2

)A

NIL

LO

' FU

NC

IÓN

DE

CA

LC

UL

O D

E L

OS

VA

LO

RE

S D

E A

NIL

LO

EST

RU

CT

UR

ASB

P230

= C

Dbl

((6

* C

2) +

(2

* C

3) +

(6

* C

4) +

(4

* Y

2) +

(4

* V

3))

cost

ouno

bair

a =

CD

bl((

((lin

eas

* PO

SIC

ION

L.IN

EA

230)

+ (

POSI

CIO

NT

RA

NSF

ER

EN

CIA

230)

+ (

tran

sfor

mad

or *

POSI

CIO

NT

RA

NSF

OR

MA

CIO

N23

0)) +

MA

LL

AB

AR

RA

23 O

+ E

STR

UC

TU

RA

SBP2

30))

/ 10

00co

stod

osba

tra=

CD

bl(C

Dbl

(cos

toun

obar

ra)

* r

* ((

(! +

r)A

t) /

(((]

. + r

) A t)

-!)

))

Tex

tl9.T

ext =

Rou

nd(c

osto

unob

arra

, 2)

'Pre

sent

a lo

s re

sulta

dos,

úni

cam

ente

coge

Ja. p

arte

ent

era

Tex

t20.

Tex

t = R

ound

(cos

todo

sbar

ra, 2

)B

AR

RA

_PR

LN

CIP

AL

' FU

NC

IÓN

DE

CA

LC

UL

O D

E L

OS

VA

LO

RE

S D

E B

AR

RA

PR

ESFC

P A

L

EST

RU

CT

UR

ASD

B23

0 =

CD

bl((

4 *

C2)

+ (

2 *

C3)

+ (

4 *

C4)

+ (

4 *

V2)

+ (

4 *

V3)

)co

stou

nodo

bleb

arra

= C

Dbl

((((

linea

s *

POSI

CIO

NL

INE

AD

OB

LE

BA

RR

A23

0) +

(PO

SIC

ION

TR

AN

SFE

RE

NC

IA23

0) +

(tra

nsfo

rmad

or *

PO

SIC

1ON

TR

AN

SFO

RM

AC

ION

DO

BL

EB

AR

RA

230)

) +

MA

LL

AD

OB

LE

BA

RR

A23

0 +

EST

RU

CT

UR

ASD

B23

0))

/100

0co

stod

osdo

bleb

arra

= C

Dbl

(CD

bl(c

osto

unod

obIe

barr

a) *

r *

(((1

+r)

At)

/ ((

(1 +

r) A

t) -

1)))

Tex

tl4T

ext =

Rou

nd(c

osto

unod

oble

barr

a, 2

) 'P

resé

ntal

os r

esul

tado

s, ú

nica

men

te c

oge

la p

arte

ent

era

Tex

tlS

.Tex

t = R

ound

(cos

todo

sdob

leba

rra,

2)

DO

BL

E_B

AR

RA

.' FU

NC

IÓN

DE

CA

LC

UL

O D

E L

OS

VA

LO

RE

S D

E D

OB

LE

BA

RR

AE

nd I

f

End

Sub

Publ

ic S

ub A

ML

LO

Q

If V

al(T

ext4

.Tex

t) =

O T

hen

alim

enta

= V

al(T

ex6.

Tex

t)If

ali

men

ta =

5 T

hen

entr

adas

= 3

pt=

ent

rad a

s

: cál

culo

s con

fiab

ilida

d an

illo

Els

e entr

adas

= (

Val

(Tex

í3.T

ext)

/ 2)

pt =

ent

rada

s

End

If

Els

ep

t= li

neas

End

If

Gl=

pl*

l *(

pll/

pt)

Hl

= G

l *

tlani

lloG

3 =

p3

* (P

rinc

ipal

.sum

a) *

2 *

(p

ll /

pt)

H3

= G

3 *

t3G

4a =

(p3

* (t

4a /

8760

) *

(Pri

ncip

al.s

uma)

* ((

Prin

cipa

l.sum

a) -

1))

* (1

) L

a fo

rmul

a es

pl/

pt e

s es

te c

aso

siem

pre

es (1

)H

4a =

(G

4a *

t4a

* (1

/ pt

)) +

(0.

5 *

G4a

) 'L

a fo

rmul

a es

p2/

pl,p

ero

p2=

l y

pl=

pt p

ara

este

cas

oG

4b =

((p

3 *

p3)

* (t

4b /

8760

) *

(tPr

inci

pal.s

uma)

-1

)) *

(1)

'(l)

=pl

/pt,

en

este

cas

oH

4b =

(G

4b *

t4b

* (1

)) +

(0.

5 *

G4b

) 'p

2/pl

= 1

siem

pre

G5

= p

l *

(t5

/ 87

60)

* (P

rinc

ipaL

sum

a) *

(1

/ pt)

H5

= G

5 *

t5

kani

llo

= G

l +

G3

+ G

4a+

G4b

+ G

5 'se

des

plie

ga (

fall

as/a

ño)

hani

llo

= H

l +

H3

+ H

4a +

H4b

+ H

5 'se

des

plie

ga (

hora

s/añ

o )

CO

STO

POT

EN

CIA

NS

' FU

NC

IÓN

DE

CA

LC

UL

O D

E L

A P

OT

EN

CIA

NS

tOyM

= 2

.28

/10

0co

stod

espe

rfec

toan

illo

= (

pote

ncia

dos

* SU

MA

DE

MA

ND

A *

han

illo

* 1

0) /1

00

0 '1.

0 F

acto

r par

a ob

tene

r el r

esul

tado

en

S/añ

o(M

W/k

W)*

(l$/

100C

ElS

lTA

VO

S)==

10/1

000

para

tene

r va

lore

s en

mile

s de

US

Sco

stot

resa

nillo

= (c

osto

desp

erfe

ctoa

nillo

+

(tO

yM *

cos

todo

sajii

llo)

+ c

osto

dosa

iiillo

) 'C

alcu

la c

osto

tota

l an

ual

Tex

til.

Tex

t = R

ound

(cos

tode

sper

fect

oani

llo,

2)

'Se

mue

stra

n lo

s re

sult

ados

Tex

tl2.

Tex

t = R

ound

(kan

illo

, 4)

Tex

tl S

.Tex

t = R

ound

(han

illo

s 4)

Tex

t24.

Tex

t = R

ound

(cos

totr

esan

illo

, 2)

End

Sub

De

man

era

sim

ilar

par

a lo

s ot

ros

esqu

emas

.

PR

OG

RA

MA

CIÓ

N D

EL

MO

DU

LO

1

CO

NE

XIÓ

N C

ON

LA

BA

SE D

E D

AT

OS:

Opt

ion

Exp

licit

Glo

bal

base

As

Dat

ábas

e ' v

aria

ble

de ti

po d

atáb

ase

'Glo

bal r

ec A

s R

ecor

dset

' var

iabl

e m

ensa

jero

de

la a

plic

ació

nG

loba

l re

As

Rec

ords

et

Pub

lic S

ub c

onec

taQ

'fun

ción

par

a es

tabl

ecer

con

exió

n co

n la

BD

D'a

pp.p

ath

ubic

a el

pat

h de

la b

ase

de d

atos

Set

bas

e- O

penD

atab

ase(

App

.Pat

h &

"\D

AT

OS.

mdb

")E

nd S

ubP

ubli

c Su

b de

scon

ecta

Q 'f

unci

ón p

ara

cerr

ar la

con

exió

n co

n la

BD

Dba

se. G

lose

End

Sub

NO

TA

: E

l cód

igo

ind

ica

do

ant

erio

rmen

te

es u

n br

eve

resu

me

n de

! có

dig

o t

ota

l de

pr

ogra

mac

ión.

ANEXO 11

VALIDACIÓN DEL PROGRAMA

ANEXO 11: VALIDACIÓN DEL PROGRAMA 1

Para efectuar la validación del programa realizado, es necesario comparar sus resultados

con otros obtenidos en estudios anteriores, para ello se toma como base de comparación

el estudio realizado por la consultora INELIN para la Subestación Selva Alegre.

Está subestación posee 3 líneas de entrada, 2 posiciones de transformación y una línea

de salida, al nuestro programa tener la limitación de estar diseñada únicamente para

subestaciones de seccionamiento o de transformación, se considera como datos del

programa los siguientes:

Número Líneas de Transmisión = 3

Número Posiciones de Transformación = 3, esto con la finalidad de incluir todas las

posiciones y no afectar en el cálculo de los índices de confíabilidad.

DATOS PROPORCIONADOS POR EL PROGRAMA:

SUBESTACIÓN SELVAALEGRE .

Potencia (MWJ

Nivel de Voltaje (kV)

Numero Líneas de Transnv

Numero Posiciones deTr«

Escenario de

138

sión 3 :

jnsformación 3 anua,

cono micos Considerados — -

Demanda j hEDIA

ños) | 30 !

peración | 7^Z l

RESULTADOS POR ESQUEMA ,

PARÁMETROSTECHICO-ECOWOMICOS

Costo Iniciali mués US$

| Costo anual do1 recuperación

mltesUSS

Costo de] desperfectos

miles ÜS$/año

ii Costo anual totalí mitos USí

i K averías/año

iH horas

interrurnpidas/añD

ANILLO

420.97

35.64

1 0.1

46.58

0.2997

1 .5586

DOBLE BARRA CON UNSOLO DISYUNTOR Y

BVPASS

693.65

58.73

3.72 ;

] 63.79

| 0.443 :

| 0.5733

BARRA PRINCIPAL YTRAHSFCREHCIA

588.49

49.83

,19.02

. . . i , . ' i"*-*-"" ; — —^ ""~-

69.99 ( r~»«« — i

: i [jpSBfll| 0.4528 : t ' Lñai E-

~p—\||\tey

29354 , ; ^tíP^"


DATOS PRESENTADOS EN EL IKFORME TÉCNICO DEL ESTUDIO:

ESQUEMA EN ANILLO

2. CONFIABILIQAD, COSTO TOTAL ANUAL '

2 .1 Fa l l a a n i l l o :

Gl = 0,02 x 1/3* = 0,0067 fa l l a s /añoHl = 0,0067 x 120 - 0,804 horas/año

2.2 Fa l l a barra t ransferenc ia :

No se produce

2.3 Falla en un disyuntor:' . I

G3 = 0,07 x 6x1/3 = 0;21H3 - 0,21 x 0,5 = 0,105

2.4 Fal las s imul táneas :

a. Fa l l a en un disyuntor mient ras otro está en man ten imien to :

G4 = 0,0004 x6 x 5 = 0,012H4 = 0,012 x 48 + 0,5 x 0,012 * 0,582

b. Falla en un disyuntor mientras otro se repara:

G41 = 0 , 0 0 0 2 x 5 = 0,001H4' = 0,001 x 360 + 0,5 x 0,001 = 0,3605

G4T = 0,013

H4T = 0,9425

Se considera que la s a l i da de un circuito representa 1/3 de l a potenc.ia total de la SE para dis t inguir de la pérdida de la mitad de cir-cuitos en que se toma 1/2 y para considerar que al perder un transfor_mador la interconexión se mantiene.


2-5 Fal la simultánea en an i l lo :

G5 = 0,0003 x 6 x 1/3 = 0,0006

H5 * 0,0006 X 120 = 03072

2.6 Horas anuales de Interrupción:

H = 1,9235K = 0,2303

2.7 Grado de f u n c i o n a l i d a d : ( c o n f l a b i l i d a d )

R = 1/H = 0,5199 año /hora In t e r rumpida

2.8 Costo a n u a l de desperfectos (ÜSS) ( C d a )

H = 1,921- horas/añoK = 0,2303 fallas/año

Cp = US? 200/MW

P =240 MW

Ce = USS 63/MWh

Cda= K. Cp. P + Ce. P. H

Cda « 0,2303 x 200 x 240 + 63 x 240 x 1,9235 = 40.138

2.9 Costo total anual (Cda + Costo anual rec. Cap)

(US$ 1.000)

8,5% 318,35

12 % 411,19

16 % 516,09

ANEXO 11: VALIDACIÓN DEL PROGRAMA 4_

DOBLE BARRACÓN UN SOLO DISYUNTOR Y BYPASS

CONFIABILIDAD, COSTO TOTAL ANUAL

2.1 Falla en barra principal;

Gl = 0,02 x 1/2 = 0,01 fallas/año

Hl = 0,01 x 0,5 = 0,005 horas/año

2.2 Falla en barra de transferencia:

a. Está en mantenimiento una posición:

G2 = 0,0196 x 1 x 48/8760 x 6 x 1/3 = 0,000215

H2 = 0,000215 x 43 = 0,0103

b. Está en reparación una posición:

G21 - 0,0004 x 1 x 360/8750 x 6 x 1/3 = 0,0000328

H21 = 0,0000328 x 120 * 0,00395

G2T « 0,000248

H2.f = 0,01425

2.3 Falla en una posición:

G3 = 0,07 x 6 = 0,42

H3 = 0,42 x 0,5 = 0,21

2.4 Fallas simultáneas:

a. Falla en una posición mientras otra está en man-

tenimiento:


G4 = 0,0004 x 6 x 5 = 0,012H4 = 0,012 x 48 x 1/3 + 0,5 x 0,012 = 0,198

b. Fa l l a en una posic ión mientras otra está en reparación

G41- = 0,0002 x 5 = 0,001H4' = 0,001 x 360 x 1/3 + 0,5 x 05001 = 0,1205

G4y = 0,013

H4T = O,3185 -

2.5 Falla simultánea en barras

G5 = 0,0003 x 2 x 1/2 = 0,0003

H5 = 0,0003 x 120 = 0,036

2.6 Horas anual es de interrupción

H = 0,5838

K = 0,4435

2.7 Grado funcionalidad (confiabilidad)

R = 1/H = 1,713 años/hora interrupción

2.8 Costo anual desperfectos (US$)

Cda = 0,4435 x 200 x 240 + 63 x 240 x 0,5838 = 30.115

2.9 Costo anual (US$ 1.000}

Cda + costo anual rec, cap.

8,5% 339,29

12 % 443,52

16 % 561,88


BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA

CONFIABILIDAD, COSTO TOTAL ANUAL -

2.1 Falla en barra principal:

Gl = 0,02 x 1 = 0,02 fallas/año

MI = 0,02 x 120 = 2,4 horas/año (pierde toda la potencia;

2.2 Falla en barra de transferencia:

a. Está en mantenimiento una posición:

G2 = 0,0196 x 1 x 48/8760 x 6 x 1/3 = 0,000215

H2 *= 0,000215 x 48 - 0,0103

b. Está en reparación una posición:

G21 = 0,0004 x 1 x 360/8760 x 6 x 1/3 = 0,0000328

H21 = 0,0000328 x 120 = 0,00395

G2T = 0,000243

H2T = 0,01425

2.3 Falla en una posición:

G3 = 0,07 x 6 = 0,42

H3.= 0,42 x 0,5 - 0,21

2.4 Fallas simultáneas:

a. Falla en una posición mientras otra está en man-

tenimiento:


G4 = 0,0004 X 6 x 5 = 0,012

H4 = 0,012 x 48 x 1/3 + 0,5 x 0,012 = 0,193

b. F a l l a en una posic ión mient ras otra está en reparación

G4 1 = 0,0002 x 5 = 0,0010

H 4 1 = 0,001 x 360 x 1/3 + 0,5 x 0,001 = 0,1205

G4T = 0,013

H4T = 0,3185

2.5 Fa l l a s i m u l t á n e a en barras:

No se produce.

2.6 Horas a n u a l e s de in te r rupc ión

H = 2,9428K = 0,4532

2.7 Grado de funcionalidad (confiabi1idad)

R = 1/H = 1/2,9428 = 0,3398 años/hora interrup.

2.8 Costo anual de desperfectos (Cda) (US$)

Cda = 0,4532 x 200 x 240 + 63 x 240 x 2,9428 = 66.249

2.9 Costo total anual

Cda + costo-anual rec. cap, (USS 1.000)

8,5% 363,85

12 % 464,14

16 % 578,02

ANEXO 11: VALIDACIÓN DEL PROGRAMA 8_

Como se puede observar los datos proporcionados por el programa, en lo que se

refiere a índices de contabilidad, no difieren mayormente de los obtenidos por

esta consultora.

La diferencia entre los resultados se debe principalmente a los diferentes criterios

en el análisis, reflejo de las relaciones de pérdida de potencia.

Al ser este un programa computacional tiene la ventaja de realizar las

operaciones matemáticas con mucha precisión, por lo que esta puede ser una de

la razones de la diferencia.

Cabe aclarar que no se puede comparar datos de costos puesto que este estudio

se lo realizó hace varios años.

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALbibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/5943/1/T2156.pdf · Susana...

Documents

Transcript of ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALbibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/5943/1/T2156.pdf · Susana...