ESCUELA POLITÉCNIC NACIONAA L FACULTAD DE...
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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ''ESTUDIO DE LA INTERCONEXIÓN DEL ÁREA LIBERTADOR AL SISTEMA INTERCONECTADO DE PETRQPRQDUCCION" LUIS RAMIRO OBANDO CEVALLOS TISIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DBL TITDLO DB INGENIERO ELÉCTRICO EN LA ESPECIALIZACION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA QUITO - ENERO - 1999
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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
''ESTUDIO DE LA INTERCONEXIÓN DEL ÁREA LIBERTADORAL SISTEMA INTERCONECTADO DE PETRQPRQDUCCION"
LUIS RAMIRO OBANDO CEVALLOS
TISIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DBL TITDLO DB INGENIEROELÉCTRICO EN LA ESPECIALIZACION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE
POTENCIA
QUITO - ENERO - 1999
CERTIFICADO
Certifico que la presente tesis ha sidodesarrollada por el señor Luis Ramiro ObandoCevallos, bajo mi dirección.
Ing. Patricio GuerreroDIRECTOR
AGRADECIMIENTO
Deseo dejar constancia de mi sincero agradecimiento alIngeniero Patricio Guerrero por su acertada y desinteresadadirección.
A mis amigos y compañeros Aldo Aguayo, Carlos Osorio y LeandroGarzón por su apoyo y moral.
A todas las personas que de alguna manera colaboraron en larealización del presente trabajo.
Ramiro
DEDICATORIA
A mis Padres y Hermanos y en especial a mi Madre, quien ha sidomi gran apoyo en mi vida estudiantil
ÍNDICE
Página
Capitulo I.- INTRODUCCIÓN
1.1 Objetivo 1
1.2 Justificación 1
1.3 Alcance 3
Capitulo II.- CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LOS SISTEMAS
2.1 Sistema ínter-conectado de Petroproducción. . 6
2.1.1 Introducción 6
2.1.2 Centrales de Generación 6
2.1.2.1 Potencia instalada disponible y demanda.... 8
2.1.3 Líneas de transmisión y distribución 9
2.1.4 Carga 15
2.1.4.1 Capacidad máxima de las lineas de alta
tensión del distrito amazónico 15
2.1.4.2 Carga en el sistema eléctrico interconectado
de Petroproducción 16
2.1.5 Transformadores 16
2.2 Sistema eléctrico del área Libertador 18
2.2.1 Introducción 18
2.2.2 Generación 19
2.2.3 Carga 20
2.2.3.1 Introducción 20
2.2.3.2 Carga del área Libertador 21
Capitulo III.- ESTUDIO DE DEMANDA, FLUJOS DE POTENCIA Y
CORTOCIRCUITOS
3.1 Estudio de demanda 23
3.1.1 Introducción 23
3.1.2 Proyección de la demanda 24
3.1.2.1 Estimación 24
3.1.2.3 Alimentadores 26
3.2 Flujos de Potencia 27
3.2.1 Introducción 27
3.2.2 Flujos de potencia del S.I.P. futuro 28
3.3 Cortocircuitos 39
Capitulo IV.- DISEÑO DE LA LINEA Y SUBESTACIONES
4.1 Diseño de la linea de transmisión 43
4.1.1 Introducción 43
4.1.2 Datos para el cálculo de la linea 43
4.1.3 Cálculo del conductor 44
4.1.4 Diseño de aislamiento 48
4.1.4.1 Determinación del nivel básico de
aislamiento 49
4.1.4.2 Cálculo del aislamiento debido
a la contaminación 50
4.1.4.3 Cálculo del aislamiento para
sobretensiones a frecuencia industrial 53
4.1.4.4 Cálculo del aislamiento para
sobretensiones de maniobra... 54
4.1.4.5 Cálculo del aislamiento para
sobretensiones de origen externo 56
4.1.4.6 Distancias mínimas a la estructura 59
4.1.4.6.1 Aislación en el vano....... 59
4.1.4.7 Coordinación del aislamiento 61
4.1.5 Puesta a tierra de la línea 63
4.1.6 Protecciones 63
4.2 Diseño de las subestaciones 73
4.2.1 Introducción 73
4.2.2 Localización 73
4.2.3 Nivel de voltaje 73
4.2.4 Esquemas de barras 74
4.2.5 Elección del esquema de la subestación 74
4.2.5.1 Diagrama con un solo juego de barras 74
4.2.5.2 Diagrama con un juego de barras
principales y uno de barras
de transferencia 75
4.2.5.3 Diagrama con un juego de barras
principales y uno de barras auxiliares... 76
4.2.5.4 Diagrama con doble juego de barras
o barra partida 76
4.2.5.5 Diagrama con triple juego de barras 77
4.2.5.6 Diagrama con doble juego de barras
colectoras principales y uno
de barras colectoras auxiliares 77
4.2.5.7 Diagrama con arreglo en anillo sencillo.. 78
4.2.5.8 Diagrama con arreglo de
interruptor y medio 79
4.2.5.9 Diagrama con arreglo de doble interruptor 79
4.2.5.10 Evaluación de la continuidad 79
4.2.5.11 Evaluación del mantenimiento 81
4.2.5.12 Evaluación del costo 82
4.2.6 Selección 83
4.2.7 Diseño de las barras colectoras 92
4.2.7.1 Introducción 92
4.2.7.2 Cable o tubo 92
4.2.7.3 Elección de los aisladores 93
4.2.7.4 Consideraciones de las cargas
en el diseño de barras 96
4.2.7.4.1
4.2.7.4.2
4.2.7.4.3
4.3
4.3.1
4.3.2
4.3.3
4.3.4
4.3.5
4.3.5.1
4.3.5.2
4.3.5.3
4.3.6
4.3.7
4.3.8
4.3.9
4.3.10
4.3.11
4.4
4.4.1
4.4.2
4.5
4.5.1
4.5.2
4.5.3
4.5.4
4.5.5
4.5.6
4.5.6.1
Cargas estáticas
Cargas dinámicas
Método de cálculo
Diseño de redes de tierra
Características del terreno
Determinación de la corriente máxima
de falla a tierra
Diseño preliminar de la malla
Cálculo del radio equivalente,
Tensiones tolerables
Potencial de paso
Potencial de toque o contacto,
Potencial de transferencia
Determinación de los coeficientes
96
96
96
99
99
99
101
101
102
102
103
103
kra y ki 103
Cálculo de la resistencia
a tierra de la malla
Cálculo del máximo aumento de
potencial de la malla
Cálculo de las tensiones del piso
en el exterior inmediato a la malla
Potenciales de contacto
Potenciales de contacto en las cercas
Distancias eléctricas
Voltaje critico de flameo
Distancia eléctrica entre fases
Proyecto físico de la subestación
Dimensionamiento del transformador,
Pararrayos
Selección de los disyuntores
Seccionadores
Blindaje
Distancias de diseño,
Altura de los equipos sobre
el nivel del suelo
105
105
106
106
108
108
108
110
110
111
111
113
115
115
115
115
4.5.6.2 Altura de las barras colectoras
sobre el suelo 117
4.5.6.3 Altura de remate de las lineas
de transmisión en la subestación 117
4.5.7 Distancias de seguridad 117
4.5.8 Zonas de trabajo 118
Capitulo V.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 Conclusiones 119
5.2 Recomendaciones 121
ANEXOS.- 123
BIBLIOGRAFÍA.-
CAPITULO I
INTRODUCCIÓN
1.1 OBJETIVO
En el Distrito Amazónico se encuentra el sistema
eléctrico interconectado de Petroproducción ( S. I.P que
involucra tres campos: campo Lago Agrio, campo Shushufindi
y campo Sacha que fueron administrados por Texaco y el área
del Libertador que esta conformado por los campos
Libertador, Tétete, Tapi, Frontera, Cuyabeno, Sansahuari,
VHR, etc. que en el pasado estaban a cargo de CEPE.
En la actualidad el sistema eléctrico interconectado
de Petroproducción y el Área del Libertador se encuentran
administrados por Petroproducción, por lo que es necesario
la fusión de los dos sistemas, para obtener las ventajas
que ofrece un sistema único de interconexión.
El Área del Libertador esta caracterizada por tener
generación aislada, es decir, el suministro de energía se
efectúa en el sitio donde se encuentran los equipos. En el
Área Libertador no existe red de distribución.
El objetivo del presente trabajo, es realizar el
diseño eléctrico de la línea de transmisión y las
subestaciones tanto de elevación como de reducción para
fusionar el Área del Libertador y el S.I.P.
1.2 JUSTIFICACIÓN
En el Área Libertador existen 35 grupos electrógenos,
los cuales son utilizados para suministrar energía a los
diferentes campos, pozos y campamentos del área.
En el siguiente cuadro se puede observar los
diferentes motores y potencias de los generadores donde no
se tiene disponibilidad del sistema eléctrico
interconectado de Petreproducción. Los generadores
utilizados en el Área Libertador son marca Caterpillar
cuyos modelos y potencias son:
GRUPOS ELECTRÓGENOS EXISTENTES EN EL AKEA LIBERTADOR
TABLA #1
Motores
Modelo
3304
3306
3406
3408
3412
3512
Potencia de Generadores
( kW)
60, 64
115
265, 250, 225
265, 275, 300
520,500 545, 600
750, 800
Por lo general un pozo tiene una demanda de 80 kW y si
se utiliza un grupo electrógeno modelo 3408 de 275 kW que
es lo que normalmente utiliza el Departamento de
Mantenimiento Eléctrico de Petroproducción, se subutiliza
el 70% de la potencia. Esto conlleva a tener una potencia
del grupo electrógeno instalado en el pozo subutilizada, ya
que no podrá disponerse luego del arranque de la bomba.
De lo anteriormente mencionado, se puede concluir que
se aprovecha solamente el 30% de la potencia instalada en
los subsistemas aislados. Por ello es importante la
integración del Área Libertador al sistema eléctrico
interconectado de Petroproducción; además de acuerdo con
los datos de la referencia [3], la eficiencia del S.I.P. es
del 81% y la de los sistemas aislados es del orden de 40%.
Con respecto al costo del kilovatio - hora en el Campo
Libertador se tiene en promedio USD $0.15, en el campo Auca
es de USD $0.18 y del S.I.P. cuando trabaja con diesel es
Ide USD $0.12 y cuando trabaja con gas USD $0.048, datos
obtenidos de la referencia[3].
Con el fin de racionalizar y disminuir este
sobredimensionamiento de generación es necesario realizar
el estudio del diseño de la interconexión de los sistemas
lo cuál trae consigo, mejorar la calidad del servicio,
confiabilidad, disminución en costos para generar energía
eléctrica, etc.
1.3 ALCANCE
Para lograr el objetivo propuesto se llevará a cabo
estudios de:
1.Demanda de carga
2.Flujos de potencia
3.Cortocircuitos
Estos estudios están entre los principales a
realizarse, que nos permitirán realizar el diseño de la
línea y de las subestaciones en detalle, para lo cual es
necesario recabar información del Sistema Eléctrico
Interconectado de Petreproducción del Área del
Libertador, es decir, de los campos Secoya , Shushuqui,
Pichincha, Shuara, Shuara 5, de los campamentos Secoya y
Guarumo y de los pozos con bombas electrosumergibles,
Pacayacu 4 y 5, Shuara 10 y 11, además obtener información
de la nueva área a integrarse al Sistema eléctrico
interconectado que es el área del Auca Norte.
Con toda la información recopilada y de los estudios e
informes del Departamento de Mantenimiento Eléctrico de
Petroproducción se establecerán los diferentes
requerimientos de los equipos y parámetros del sistema, se
realizarán los estudios correspondientes y el diseño de la
línea de transmisión y de las subestaciones.
Con respecto a la línea de transmisión al no disponer
de un estudio topográfico, las estructuras se
CAPITULO 2
CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LOS SISTEMAS
2.1 SISTEMA INTERCONECTADO DE PETROPRODUCCION
2.1.1 INTRODUCCIÓN
El sistema eléctrico de Petroproducción está constituido
por tres centrales de generación localizadas en Nueva Lo ja
(Lago Agrio), Shushufindi y Sacha.
Tales centrales se encuentran interconectadas entre si
por una linea de transmisión de tipo radial de un solo
circuito trifásico, el voltaje actual de operación es de 34.5
kV , en el futuro será de 69 kV, la linea tiene ya
aislamiento para este voltaje.
Las lineas de distribución operan a voltajes de 13.8 kV y
4.16 kV. El sistema de distribución es de tipo radial, y llega
a los diferentes pozos (producción) asi como también a
talleres, campamentos y contratistas.
2.1.2 CENTRALES DE GENERACIÓN
Todas las turbinas instaladas en el Distrito Amazónico
provienen de Inglaterra, de Rouston.
En la central de Lago Agrio se encuentran instaladas dos
turbinas del tipo TA-1750 y una del tipo TB-5000 cuyas
potencias instaladas unitarias son de 1000 kW y 3000 kW
respectivamente. El voltaje de generación es 4.16 kV,
En la central de Shushufindi se encuentran instaladas 6
turbinas en total, tres del tipo TA-1750, dos del tipo TB-
5000 y una turbina Thypoon con una potencia instalada de 3750
kW. En total se tiene instalado en Shushufindi 12750 kW. Cabe
indicar que la turbina Thypoon no esta operando. En
Shushufinfi los voltajes de generación son 13.8 kV y 4.16 kV.
En la central de Sacha se encuentran instaladas dos
turbinas, una de tipo TA-1750 y otra del tipo TB-5000. Es
decir en Sacha se tiene una potencia instalada de 4000 kW.
Como en el caso de Lago Agrio la generación es a 4.16
kV.
CARACTERÍSTICAS DE LOS GENERADORES
TABLA #2
CARACTERÍSTICAS DE LOS GENERADORESEN LAS CENTRALES DE GENERACIÓN DEL SIP
Turbina# UnidadesPotencia(MW)fPVelocidad(r.p.m. )Frecuencia(Hz)Voltaje(KV)# de fasesTipo deconexiónXd (pu)X'd (pu)X f l d (pu)X(-) (pu)X(o) (pu)
LAGO AGRIO
TA
21
0.81200
60
4.16
3*
1,650,980,210,210,03
TB
13
0.81800
60
4.16
3*
1,650,980,210,210,03
SACHA
TA
11
0.81200
60
4.16
3*
1,650,980,210,210,03
TB
13
0.81800
60
4.16
3*
1,650,980,210,210,03
SHUSHUFINDI
TA
31
0.81200
60
4.16
3*
1,650,980,210,210,03
TB
23
0.81800
60
13.8
3*
1,690,230,140,140,03
THYPOON
13,75
0.81800
60
13.8
3*
0,130,130,03
* Conexión del generador en estrella sólidamente puesto a
tierra.
Las turbinas de menor capacidad, TA-1750 fueron
instaladas prácticamente al inicio de la operación de Texaco,
es decir, tienen más de 25 años de trabajo continuo y las TB-
5000 han sido incorporadas a medida que crecían las
necesidades de energía, como se indica en la tabla siguiente.
8
FECHAS DE INSTALACIÓN DE TURBINAS
TABLA #3
TIPO
TA 1750
TA 1750
TA 1750
TA 1750
TA 1750
TA 1750
TB 5000
TB 5000
TB 5000
TB 5000
LUGAR
LAGO AGRIO
LAGO AGRIO
SACHA
SHUSHUFINDI
SHUSHUFINDI
SHUSHUFINDI
LAGO AGRIO
SACHA
SHUSHUFINDI
SHUSHUFINDI
FECHA
1971
1971
1971
1972
1973
1973
MAYO 1981
SEPT 1982
AGOS 1982
ABRIL 1988
KW
1000
1000
1971
1000
1000
1000
3000
3000
3000
3000
Estos equipos pueden traba j ar a gas o diesel ,
utilizándose preferentemente el primero cuando existe
disponibilidad. Esto sucede especialmente en Shushufindi y en
Sacha, no asi en Lago Agrio, donde el sistema es bi-fuel, es
decir, de acuerdo a la cantidad disponible, las turbinas
utilizan mezcla de los dos combustibles.
2.1.2.1 POTENCIA INSTALADA DISPONIBLE Y DEMANDA
La capacidad total instalada en las 3 centrales de
generación de Lago Agrio, Shushufindi y Sacha es de 21.75 MW,
incluyendo la turbina Typhoon que todavía no esta en
operación, por lo que la potencia instalada actual es de 18
MW. ; sin embargo, la capacidad nominal de las turbinas se ve
afectada por aspectos de tipo geográfico y ambientales como
altas temperaturas, humedad relativa y otras condiciones de
carácter técnico como el envejecimiento natural de los equipos
lo cual los vuelve menos eficientes ( alto consumo de
combustible, continuos paros correctivos, etc.), que disminuye
la entrega al sistema, obteniéndose como potencia disponible o
útil 15600 kW (referencia 3), sin considerar la turbina
Typhoon. Y adicionando la turbina Typhoon (3.75 MW) se tendrá
una potencia instalada de 22.5 MW y una potencia disponible de
19.35 MW.
A continuación, en la tabla se puede observar la
capacidad instalada en cada central y su disponibilidad.
CENTRALES DE GENERACIÓN EN EL DISTRITO AMAZÓNICO
TABLA #4
CENTRAL DE
GENERACIÓN
LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI
SACHA
TOTAL
TURBINA
2 TA
1 TB
3 TA
2 TB
1 TA
1 TB
10
POTENCIA
INSTALADA
KW
2000
3000
3000
6000
1000
3000
18000
POTENCIA
DISPONIBLE
KW
1600
2700
2400
5400
800
2700
15600
POTENCIA
UTILIZADA
MEDIA KW
4300
7800
3500
15600
2.1.3 LINEAS DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN
En el sistema eléctrico interconectado de
Petroproducción la linea de transmisión que une los tres
centros de generación es radial , trifásica y posee un solo
circuito, la estructura que predomina en la línea es la
estructura tipo H, tal como se indica en la figura #2 y
figura #3.
En los diferentes derivamientos de la línea de
transmisión se encuentran subestaciones que reducen el nivel
de voltaje, para el trabajo de los diferentes equipos de
campo tanto superficial como para las bombas eléctricas
sumergibles.
10
Las lineas de distribución que se derivan de las
subestaciones trabajan al nivel de 13.8 kV, y estas a su vez
se dirigen hacia todos los pozos o estaciones en donde se
requiere energía eléctrica.
Las estructuras predominantes tanto en las lineas de
transmisión como de distribución son las siguientes:
f \A #2
ESTRUCTURA. DE LINEAS DE TRANSMISIÓN
11
FIGURA #3
ESTRUCTURA DE LINEAS DE TRANSMISIÓN
12
FIGURA #4
ESTRUCTURA DE ALIMENTADORES PRIMARIOS
A continuación se indican diferentes tablas con las
distancias de los alimentadores.
ALIMENTADORES
TABLA #5
LAGO AGRIO
NORTE
SUR
ESTE
CAMPO 1
CAMPO 2
OLEODUCTO
VOLTAJE (Kv)
13.8
13.8
13.8
4.16
4.16
4.16
LONGITUD
(Km)
17.22
8.65
5.00
2.34
1.02
1.00
13
ALIMENTADORES
TABLA f6
SHUSHUFINDI
NORTE
SUR
OESTE
CAMPAMENTO
VOLTAJE
(Kv)
13.8
13.8
13.8
4.16
LONGITUD
(Km)
30.70
26.00
7.50
0.80
ALIMENTADORES
TABLA #7
SACHA
NORTE 1
NORTE 2
SUR
CAMPO 1
VOLTAJE (kV)
13.8
13.8
13.8
4.16
LONGITUD
(Km)
2.60
24.21
14.14
2.00
ALIMENTADORES
TABLA #8
ATACAPI VOLTAJE (Kv)
13.8
LONGITUD (Km)
5.39
PARAHUACU VOLTAJE (Kv)
13.8
LONGITUD (Km)
7.77
El total de líneas de distribución y de transmisión en el
Sistema Interconectado del Distrito Amazónico es el siguiente:
149.18 Km de línea a 13.8 Kv.
7.16 Km de línea a 4.16 Kv.
14
93.62 Km de línea a 34.5 Kv.
MOTA: Los valores de las distancias de los alimentadores a
13.8 y 4.16 kV, mencionados anteriormente fueron
proporcionados por informes del Departamento de Mantenimiento
Eléctrico de Petreproducción, en los cuales no constan la
totalidad de dichos alimentadores. Actualmente se esta
realizando el reelevamiento de todos los alimentadores del
Sistema Interconectado de Petroproducción.
Las subestaciones que posee el SIP son:
Tres de 4.16/13.8 kV localizadas en Lago Agrio,
Shushufindi y Sacha con una potencia instalada de 8, 3.5 y 8
MVA respectivamente.
Cinco subestaciones de 34.5/13.8 kV ubicadas en Lago
Agrio, Sacha, Atacapi, Parahuaco y Shushufindi con una
potencia instalada de 5, 5, 1.5, 1.5 y 10 MVA
respectivamente.
Una subestación ubicada en lago Agrio de 4.16/34.5 kV
con una potencia instalada de 2MVA.
15
SUBESTACIONES DEL SISTEMA INTERCONECTADO
TABLA #9
SUBESTACIÓN
DE
TRANSFORM.
LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI
SACHA
PARAHUACU
ATACAPI
POTENCIA
INSTALADA
MVA
*5
4
4
2
5
5
1.5
2
5
4
4
1.5
1.5
VOLTAJE
PRIMARIO
kV
34.5
4.16
4.16
4.16
34.5
34.5
4.16
4.16
34.5
4.16
4.16
34.5
34.5
VOLTAJE
SECUNDARIO
kV
13.8
13.8
13.8
34.5
13.8
13.8
13.8
13.8
13.8
13.8
13.8
13.8
13.8
CARGA
APROXIMADA
MVA
INHABILITADO
1.7
RESERVA
1.8
1.8
1
-
-
1
2.7
RESERVA
0.2
0.3
* INHABILITADO POR AVERIA DEL INTERCAMBIADO» DE TAPS EN SU REEMPIAZOESTA EL TRANSFORMADOR DE 2 MVA. NO CONSTA EN EL DIAGRAMA UNIFILARDEL SXP.
2.1.4 CARGA
2.1.4.1 CAPACIDAD MÁXIMA DE LAS LINEAS DE ALTA TENSIÓN DEL
DISTRITO AMAZÓNICO
En el Departamento de Mantenimiento Eléctrico de
Pet reproducción se encuentra normalizado el uso de
conductores para la construcción de líneas de subtransmision
y distribución con lo que se puede indicar lo siguiente:
Para la linea de subtransmision a 34.5 kV se utiliza el
conductor ACSR 4/0.
16
Para las líneas de distribución a 13.8 kV se utiliza el
conductor ACSR 1/0.
Las capacidades máximas se encuentran expresadas en el
siguiente cuadro según normas.
CAPACIDAD MÁXIMA DE LAS LINEAS DE ALTA TENSIÓN
TABLA flO
CONDUCTOR
ALUMINIO ACSR
2
1/0
2/0
4/0
RESISTENCIA
Kg
1265
1940
2425
3820
CAPACIDAD
MÁXIMA (A)
147
230
240
340
CAPACIDAD
MÁXIMA MVA
3.37
5.27
5.50
20.00
2.1.4.2 CARGA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO DE
PETROPRODUCCION
En la tabla #11 se puede observar las diferentes cargas
2.1.5 TRANSFORMADORES
Como un complemento a lo antes citado se da los valores
de taps de los transformadores:
En Lago Agrio se tiene cuatro transformadores de 5, 4, 4
y 2 MVA respectivamente.
El transformador de 5 MVA tiene taps de 5/8% ubicados en
el lado de alta (69 kV) , con 32 pasos en total, trabaja bajo
carga.
Los transformadores de 2 MVA tienen taps de 2.5%, con 4
pasos en total, también ubicados en el lado de alta (34.5kV).
Por último el transformador de 4 Mw posee taps de 2.25%,
ubicados en el lado de 13.8 kV (alta), con cuatro pasos en
total.
17
Los transformadores localizados en Shushufindi y Sacha
tienen las mismas características, que los transformadores
mencionados anteriormente.
CARGA EN EL S.I.P.
TABLA #11
CAMPO ALXMENTADOR VOLTAJE
kV
CARGA
Mn
LAGO AGRIO
LOCAL NORTE
LOCAL ESTE
LOCAL SUR
CAMPO 1
CAMPO 2
OLEODUCTO
13.8
13.8
13.8
4.16
4.16
4.16
1.166
0.191
0.153
0.657
0.415
0.513
SHDSBDFZNDI
NORTE
SUR
OESTE
LOCAL 1
LOCAL 2
LOCAL 3
OLEODUCTO/CAMP.
13.8
13.8
13.8
13.8
13.8
13.8
4.16
1.838
3.098
0.134
0.091
0.050
0.191
0.54
continuación de la tabla #11
CAMPO ALIMENTADOR VOLTAJE
kV
CARGA
MHT
SACHA
NORTE 1
NORTE 2
SUR
OLEODUCTO
CAMPO 1
LOCAL 1
13.8
13.8
13.8
4.16
4.16
4.16
0.803
0.306
0.708
0.346
0.248
0.0036
LIBERTADOR
PARAHUACU
ATACAPI
13.8
13.8
0.516
0.344
En la figura #5 se indica el respectivo diagrama
unifilar del sistema eléctrico de Petroproducción.
2.2 SISTEMA ELÉCTRICO DEL ÁREA LIBERTADOR
2.2.1 INTRODUCCIÓN
El sistema eléctrico del Área Libertador esta
constituido principalmente por las estaciones de Secoya,
Shuara, Shushuqui, Pichincha y los campamentos de Secoya y
Guarumo.
En el Área Libertador también existen las estaciones de
Tapi, Tétete y Frontera al Norte de la estación de Secoya y
al sur las estaciones de Cuyabeno, Sansahuari y VHR.
19
Cada estación y el campamento de Guarumo poseen
generación aislada , es decir , solo generan para si mismos
con grupos electrógenos.
En el campo del Libertador no existe linea de
transmisión ni tampoco lineas de distribución en operación ,
excepto una linea de distribución que se origina en la
estación de Secoya y termina por una parte en la estación
Shuara y por otra en la estación de reinyección de agua
Shuara 5. También de esta linea se deriva un tramo al
campamento de Secoya a 13.8 kV al cual alimenta.
En el área del Libertador no existe un sistema eléctrico
interconectado, la extracción de crudo predominante en este
campo es el gas lift.
2.2.2 GENERACIÓN
En la estación Secoya existen tres generadores Waukesha
de 700 kW cada una más un generador caterpillar de 440 kW,
como reserva. Los generadores Waukesha utilizan para su
generación gas como combustible.
La tabla siguiente enseña las características
principales de los generadores Waukesha.
CARACTERÍSTICAS DE LOS GENERADORES
EN LA ESTACIÓN DE SECOYA
TABLA #12
Turbina
# UnidadesPotencia (MW)f.p.Velocidad ( rpm)Frecuencia (Hz)Voltaje (KV)# de fasesTipo de Conex.Xd (pu)
SECOYA
W
10.70.81200604803*-
W
10.70.81200604803*-
W1
0.7750.81200604803*-
20
continuación de la tabla #12
X'd (pu)Xf fd (pujX(-) (pu)X(o) (pu)
-1.4851.4850.342
-1.4851.4850.342
-1.4851.4850.342
* Conexión del generador en estrella sólidamente puesto a
tierra.
En el campamento de Guarumo se tiene instalado tres
generadores Caterpillar cuyas potencias nominales son de 365,
kW
En la estación Pichincha se tiene dos generadores
Caterpillar de 545 y 600 kW .
En la estación Shushuqui se dispone de dos generadores
Caterpillar de 200 y 365 kW.
En la estación Shuara existen dos generadores
Caterpillar de 365 y 225 kW.
En la estación de reinyección de agua de Shuara 5 existe
un generador Caterpillar de 455 kW.
También existe generación en los pozos Shuara 10 y
Shuara 11 que utilizan bombas eléctricas sumergibles para el
levantamiento de crudo en forma artificial.
En el pozo Shuara 10 se tiene un generador Caterpillar
de 225 kW y en el pozo Shuara 11 se tiene un generador
Caterpillar de 275 kW, en Pacayacu 4 y Pacayacu 5 también se
tienen generadores de 275 kW Caterpillar para cada pozo.
2.2.3 CARGA
2.2.3.1 INTRODUCCIÓN
La carga en el Área del Libertador es debida
principalmente a las bombas de oleoducto de 500 HP que se
encuentran en la estación Secoya, y el resto de carga se debe
21
a bombas y motores de pequeña, mediana y grande potencia asi
como iluminación, aire acondicionado, talleres, etc.
2.2.3.2 CARGA DEL ÁREA LIBERTADOR
Los datos de carga instalada en el área del Libertador
se encuentran tabuladas a continuación.
DATOS DE GENERACIÓN Y CARGA DEL ÁREA LIBERTADOR
TABLA #13
DATOS DE GENERACIÓN Y CARGADEL ÁREA LIBERTADOR
CAMPO LIBERTADOR
NOMBRE
SECOYAPICHINCHASHUSHUQUISHUARASHUARA 5SHUARA 10SHUARA 11PACAYACU 4PACAYACU 5C. GUARUMOC. SECOYA
GEN. TOTALPOT. TOTAL
GEN.INST.[kW]
261510455655904552252752752751095
74154593,88
V
[V]
4804804804804801150115011502300
Ic
[A]
1050819301549683
Vbes
[V]
12131157
10632120
Ibes
[A]
55
363122
P.motores[kW]
1984,36490,4990,26290
578,3392,4457,71
45,6664,63700200
Sbes
[kVA]
115,5572,14
57,0880,78
Pbes
[kW]
92,4457,71
45,6664,63
bes = bomba eléctrica sumergible
DIA
GR
AM
A
UN
IFIL
AR
D
EL
SIP
AT
AC
AP
IJU
MT
«MA
I
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1U
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LAB 3
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*
4.1
1 R
V4.
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O
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RIO
SA
CH
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W1
FIG
UR
A
#5
CAPITULO 3
ESTUDIO DE DEMANDA, FLOJOS DE POTENCIA Y CORTOCIRCUITOS
3.1 ESTUDIO DE DEMANDA
3.1.1 INTRODUCCIÓN
El campo Libertador esta conformado por 4 Estaciones de
captación de gas: Secoya o Sucumbios, Pichincha, Shuara y
Shushuqui, una estación de reinyección de agua {Shuara 5)
para preservar el medio ambiente, por los campamentos Secoya
y Guarumo; por cuatro pozos que poseen bombas eléctricas
sumergibles : Shuara 1 O , Shuara 1 1 , Pacayacu 4 y Pacayacu 5 y
por 88 pozos que utilizan el método "gas lift" para el
levantamiento del crudo, que posteriormente serán energizados
si el caso lo amerita.
La estación principal del campo Libertador es la
estación de Secoya en donde se encuentra la carga principal
del campo. En esta estación existen las bombas de oleoducto
que son las que se encargan de bombear el crudo hacia la
estación central de Lago Agrio. También en esta estación se
encuentran los compresores de gas, los cuales se encargan de
elevar la presión del gas a 1400 psi que proviene de las
otras estaciones y a estas llegan de los pozos a una presión
de 300 psi para luego ser reinyectados en los mismos pozos y
realizar el levantamiento del crudo, este método se denomina
"gas lift" que es el que predomina en el campo Libertador.
Los pozos existentes en el campo se encuentran
localizados junto a la carretera y en otros casos se llega al
mismo pozo por carretera, es decir, a todos los pozos se
llega sin dificultad y con vehículo.
También al área del Libertador pertenecen los campos de
Frontera, Tapi, Tétete, Cuyabeno, Singue, Vhr; pero, debido a
la gran distancia a la que están ubicados de la estación de
24
Secoya, no son incluidos en el cálculo para el diseño de la
interconexión.
Por ejemplo el Campo Cuyabeno que es el más próximo al
centro de carga, se encuentra aproximadamente a 70 Km. de
esta estación.
Los campos que están al norte de la estación Shushuqui
son Tapi, Tétete y Frontera los cuales para el levantamiento
de crudo no involucran energia eléctrica, es decir, el método
de levantamiento artificial es a base de bombeo mecánico.
Al sur del campo Libertador están los campos de
Cuyabeno, Vhr, Sansahuari y Singue. Los campos de Vhr,
Sansahuari y Singue están más lejanos que el campo Cuyabeno
de la estación Secoya. Este es el motivo por el cual estos
campos no están dentro del análisis de la interconexión del
S.I.P. y el área del Libertador.
3.1.2 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA
3.1.2.1 ESTIMACIÓN
De la tabla 13, en la actualidad en el campo Libertador
se tiene una carga instalada de 4.59 MW y la generación
instalada es de 7.41 MW con un factor de potencia tanto para
la carga como para la generación de 0.8.
Para estimar la carga del campo Libertador se suguieren
los siguientes pasos:
• Conocer el historial de los pozos, es decir, saber como ha
variado la presión en la cabecera del pozo.
• Realizar un análisis técnico - económico para la selección
del método de levantamiento artificial.
• Tener presente las políticas de planificación que se
aplicarán para el desarrollo eléctrico del campo.
Como se puede ver de los pasos anteriores, la proyección
de la carga involucra muchas variables, algunas de las cuales
salen del alcance de este trabajo.
25
Por otro lado la estimación de carga en el área
Libertador, se aparta de los métodos tradicionales para
realizar una proyección de demanda; esto es debido a que en
el área Libertador se sabe de antemano cuantos pozos podrian
ser servidos en el futuro, las estaciones de captación de gas
no aumentarán considerablemente su carga y los campamentos
tampoco. El campamento Guarumo, por ejemplo, requiere de 700
kW, este valor de carga se lo asume porque este valor se
alcanzo cuando estuvo a su máxima capacidad cuando estaba
supervisado por CEPE. Anteriormente CEPE y TEXACO eran dos
empresas diferentes pero al momento de fusionarse, el
campamento de Guarumo sufrió un cambio, por cuanto la mayoría
del personal era de Administración y pasó a ubicarse en Lago
Agrio. El campamento Secoya en la actualidad no esta a su
máxima capacidad y no se prevé un crecimiento
considerablemente a futuro, por cuanto se tiene cierto
personal constante para realizar las labores de control,
operación y mantenimiento del área Libertador. Además en el
campo Libertador no se perforarán más pozos
Considerando que en el futuro todos los pozos de
levantamiento de crudo (88) serán alimentados por energía
eléctrica y que cada pozo en promedio consume 80 kW por la
bomba eléctrica sumergible, entonces se tendrá una carga
total de 11.63 MW ( 7.04 MW de los pozos y 4.59 de las otras
instalaciones del campo Libertador).
Según la referencia [3] para el Sistema Interconectado
de Petroproducción (actual), hasta el año 2001 el campo
Libertador contará con una carga aproximada de 6 MW además de
la carga de los 88 pozos, más la carga del área Auca norte de
3.5 MW hasta 1998 y que el sistema en su totalidad quedará
integrado en el año 2005. Entonces se requerirá adicionar 9.5
MW de potencia disponible, sin considerar los pozos que
utilizarían bombas eléctricas sumergibles.
Por otro lado se ha demostrado matemáticamente por parte
del Departamento de Mantenimiento Eléctrico de
26
Petroproducción ( Análisis de confiabilidad del Sistema
interconectado de Petroproducción, frente al incremento de la
demanda, manteniendo el parque generador constante), de que
el sistema interconectado debería tener una reserva de
emergencia del 30% de la potencia disponible. Por lo tanto la
potencia que se debería tener en el año 2005 sería de 32.63
MW, detalladas de la siguiente forma:
• 15.6 MW de potencia disponible actual del S.I,P.(tabla #4)
• 9.5 MW requeridos por el área Libertador y el norte del
Auca
• 7.53 MW reserva de emergencia
Concluyendo de lo mencionado anteriormente, para el año
2005 se deberá implementar 17.03 MW, para satisfacer las
condiciones de reserva del sistema interconectado total
(incluidas las áreas del Libertador y Auca norte) y de la
demanda. Pero actualmente en el S.I.P. se esta instalando la
turbina Typhoon de 3.75 MW de potencia disponible en el
centro de generación de Shushufindi que próximamente entrará
en línea y en el área Libertador se tiene una potencia
disponible de 1.74 MW, Por lo que para el año 2005 realmente
se necesitaría implementar 11.54 MW de potencia disponible
3.1.2.3 ALIMENTADORES
En el Área del Libertador se encuentra construido un
al inventador, al cuál se lo tomará como referencia, para
determinar los posibles alimentadores.
El alimentador en mención se inicia en la estación de
Secoya, se deriva hacia el campamento de Secoya y hacia las
estaciones de Shuara y Shuara 5.
Partiendo de lo dicho anteriormente y observando el mapa
de carreteras y pozos se puede distinguir los siguientes
alimentadores:
27
1.- Siguiendo el alimentador construido que estará
constituido por el campamento de Secoya, la Estación Shuara,
la estación Shuara 5 y 24 pozos en total.
2.- Un alimentador hacia el sur que involucra principalmente
el campamento de Guarumo y la Estación de Pichincha y 28
pozos.
3.- Otro alimentador que se dirige hacia el norte donde esta
la estación Shushuqui y los restantes 36 pozos.
Además de los tres alimentadores tenemos la carga de la
Estación Secoya que será alimentada desde la subestación
ubicada en el mismo sitio de la Estación ( Ver figura #6).
3.2 FLUJOS DE POTENCIA
3.2.1 INTRODUCCIÓN
Actualmente el Sistema Eléctrico Interconectado de
Petreproducción tiene una potencia instalada de 18000 kW y
una potencia disponible de 15600 kW, con la puesta en linea
de la turbina Typhoon se tendria una potencia instalada de
22500 kW y una potencia disponible de 19350 kW. En el área
Libertador se tiene una potencia instalada de 2.175 MW y una
potencia disponible de 1.74 MW
Con respecto a las lineas de subtransmisión del Sistema
Eléctrico Interconectado de Petroproducción (34.5 kV) se
puede indicar que se encuentran con una carga menor al 7% de
su capacidad máxima (térmica) que es de 20 MVA.
Por otro lado se esta realizando el diseño de la
interconexión del área Auca norte al Sistema Eléctrico
Interconectado, lo cual se tomará en cuenta para la
respectiva corrida de flujos de carga, en donde también se
involucrará el área Libertador materia de este estudio.
El cálculo de flujos de potencia nos permite programar
ampliaciones de sistemas eléctricos de potencia, así como
28
nuevas cargas, nuevas lineas, compensación de reactivos como
también futura generación.
El estudio de flujos de potencia se lo realizará con la
carga de los tres alimentadores del campo Libertador.
El programa que se utilizara en la corrida de flujos de
potencia, como el de cortocircuitos es el proporcionado por
el Departamento de Potencia de la Facultad de Ingeniería
Eléctrica de la Escuela Politécnica Nacional ( PFP POWER
SYSTEM FAULT PROGRAM MsC DISSERTATION UMIST 1986), el cual se
escogió por ser rápido y de fácil manejo.
El diagrama unifilar del S.I.P. futuro con el cuál se
realizará los cálculos se puede observar en la figura #7,
donde están involucrados, el campo Libertador y el área del
Auca norte.
3.2.2 FLUJOS DE POTENCIA DEL S.I.P FUTURO
Para realizar los flujos de potencia es necesario
conocer las impedancias de secuencia positiva, negativa y
cero de las lineas de transmisión del sistema interconectado.
Las matrices de impedancias de Carson nos proporcionan
estas impedancias, las cuales se calculan utilizando el
programa computacional de la referencia [8] del Ing. Marco
Medina.
Las impedancias del sistema interconectado futuro se
pueden ver en la tabla #14.
. La barra oscilante será la barra #1, donde será instalada
la turbina más grande del sistema (THYPOON).
La metodologia que se seguirá para analizar los flujos
de potencia del sistema interconectado, es la de obtener un
sistema referencial a partir del cual se obtendrán los
resultados para las diferentes contingencias del sistema.
Entonces el primer paso es encontrar el sistema
referencial del sistema, en donde se analiza las mejores
posiciones de taps de los transformadores y potencias que
29
deben generar cada uno de los centros, para obtener los
mejores parámetros del sistema eléctrico.
Para el correcto funcionamiento de los equipos del
Sistema Interconectado de Petroproducción, el análisis de los
flujos de potencia seguirán las normas de INECEL, es decir,
se aceptarán variaciones de voltaje de ± 5%, por cuanto a
futuro se piensa interconectar el S.I.P al Sistema Nacional
Interconectado. Por otro lado el programa de flujos de
potencia a emplearse utiliza el método de Newton - Raphson
con un mismath de tolerancia de 0.1 MVA.
Los parámetros del sistema referencial se los puede ver
en el anexo #4, donde se observa la generación total, la
generación de la barra oscilante, las perdidas, etc.
IMPEDANCIAS DEL SISTEMA INTERCONECTADO
TABLA #14
LINEA
ENVIÓ / RECEPCIÓN
4 - 5
5 - 7
7 - 9
14 - 19
11 - 12
10 - 16
13 - 16
19 - 20
20 - 23
24 - 25
21 - 22
IMPEDANCIAS
SECUENCIA POSITIVA Y
SECUENCIA NEGATIVA
ípu)
Sbase = 10 MVA
0.0113+J0.0214
0.0034+J0.0064
0.0153+J0.0288
0.0232+J0.0438
0.311+J0.5877
0.0004+J0.0008
0.0004+J0.0008
0.0119+J0.0224
0.0103+J0.0195
0.2337+J0.4416
0.153+J0.289
IMPEDANCIAS
SECUENCIA CERO
ípu)
Sbase =10 MVA
0.0236+J0.0426
0.0071+J0.0128
0.0318+J0.0576
0.0484+J0.0874
0.649+J1.173
0.0009+J0.0016
0.0009+J0.0016
0.0248+J0.0448
0.0216+J0.039
0.4877+J0.8814
0.3192+J0.5769
30
continuación de la tabla #14
LINEA
ENVIÓ / RECEPCIÓN
7 - 2 6
1 - 1 6
IMPEDANCIAS
SECUENCIA POSITIVA Y
SECUENCIA NEGATIVA
ípu)
Sbase =10 MVA
0.0094+J0.0177
0.0004+J0.0008
IMPEDANCIAS
SECUENCIA CERO
(pu)
Sbase =10 MVA
0.0196+J0.0354
0.0009+J0.0016
SISTEMA REFERENCIA! (CASO 1)
Con toda la generación en linea en los centros de
generación de Lago Agrio, Sacha y el campo del Libertador,
incluyendo la generación de Shushufindi con generación de
reserva (TA) y los taps de transformadores en las posiciones
más adecuadas se obtiene los siguientes resultados.
TABLA #15
S I STEMA: REFERENCIAL
BARRA
OSCILANTE
GENERACIÓN
TOTAL
PERDIDAS
POTENCIA ACTIVA
MW
3.930
20.47
0.101
POTENCIA REACTIVA
MVAR
3.917
16.322
1.028
FACTOR DE
POTENCIA
0.708
0.782
31
BARRAS
VOLTAJE MÁXIMO
(PU>
VOLTAJE MÍNIMO
(PU)
BARRA #17
BARRA #6
1.0246
0.9788
La posición de los taps de los transformadores se puede
observar en el anexo #3, correspondiente a la corrida de
flujos del sistema referencia.
En los resultados del sistema referencia se puede
observar que la barra oscilante esta sobrecargada en 1% de su
potencia disponible (3.75 MW) . Además el valor de voltaje de
la barra #6 se puede incrementar a un valor mayor ( 0.9914
p.u ubicando el tap del transformador correspondiente en
1.25%. En estas condiciones no se puede poner en linea la
turbina TA de reserva que se encuentra en Shushufindi ( barra
#12 para disminuir la deficiencia de potencia activa de la
barra oscilante, por cuanto el valor de voltaje de esta barra
sobrepasa los limites permitidos
SISTEMA CON LA TURBINA TB DE LAGO AGRIO FUERA (CASO 2)
Los resultados de este flujo emiten los siguientes
resultados que se pueden observar en la tabla #16.
La salida de esta turbina es muy critica, la disminución del
valor del voltaje de la barra #3, es considerable. Por otro
lado la deficiencia de potencia activa en la barra oscilante
es de 2.945 MW, y como no se dispone de la suficiente
generación de reserva es necesario seccionar carga.
32
TABLA #16
SISTEMA:TB LAGO AGRIO FUERA
BARRA
OSCILANTE
GENERACIÓN
TOTAL
PERDIDAS
POTENCIA ACTIVA
MW
6.695
20.535
0.168
POTENCIA REACTIVA
MVAR
6.622
17.002
1.725
FACTOR DE
POTENCIA
0.710
0.770
BARRAS
VOLTAJE MÁXIMO
(PU)
VOLTAJE MÍNIMO
£PU)
BARRA #17
BARRA #3
1.0246
0.8545
SISTEMA CON LA TURBINA TB DE SHUSHUFINDI FUERA (CASO 3)
Este caso ocurre cuando el sistema operando en
condiciones normales como en el caso referencia, ocurre la
salida de la turbina TB de Shushufindi (barra #10) .
33
TABLA #17
SISTEMA ¡TURBINA TB DE SHUSHUFINDI FUERA
BARRA
OSCILANTE
GENERACIÓN
TOTAL
PERDIDAS
POTENCIA ACTIVA
MW
6.640
20.480
0.111
POTENCIA REACTIVA
MVAR
5.965
16.345
1.051
FACTOR DE
POTENCIA
0.743
0.782
BARRAS
VOLTAJE MÁXIMO
(PU)
VOLTAJE MÍNIMO
(PU)
BARRA #2
BARRA #6
1.0364
0.9788
De los resultados de este flujo se puede observar un
déficit de potencia activa en la barra oscilante de 2.89 MW,
es decir casi del mismo valor de la turbina que salió fuera,
los parámetros del sistema se encuentran dentro de rangos
adecuados, pero es necesario seccionar carga.
Concluyendo de los resultados de los tres flujos de
potencia analizados anteriormente, se puede decir que el
sistema interconectado con las áreas del Auca norte y el
campo Libertador no soporta la salida de ningún generador,
por cuanto la generación de reserva solo se dispone en
Shushufindi ( TA en la barra #12 ) Entonces es necesario
34
implementar la respectiva generación, tanto en el Campo
Libertador como en la parte del Auca norte.
Por las características del campo Libertador, es
factible incrementar la generación en este sector por cuanto
se dispone en esta área de suficiente cantidad de gas para
utilizarla si se implementa una tu-rbina TB que funcione con
ese combustible , y existe la posibilidad de que
Petroindustrial participe con generación al sistema
interconectado. Este centro de generación estaría ubicado
también en la estación Secoya que es el centro de carga del
campo Libertador.
El siguiente flujo de potencia se lo realiza asumiendo
que en la estación Secoya se instalará una turbina TB de 2.7
MW de potencia disponible y con generación de reserva en el
Libertador (O.VMW), Sacha (TA) , Shushufindí (TA) y Lago Agrio
(TA).
Los resultados de este flujo emiten los siguientes
resultados, que se pueden ver en la tabla #18.
Los parámetros del sistema interconectado con la
implementación de la turbina TB en el campo Libertador son
satisfactorios y se esta preparado para las contingencias que
se pueden presentar en el sistema.
Siguiendo con el análisis de flujos, supongamos que el
sistema anteriormente mencionado sufre la salida del
generador TB de Lago Agrio, entonces se tiene los siguientes
resultados, que se pueden observar en la tabla #19.
35
TABLA #18
SISTEMA:TORBINA TB BN SECOYA
POTENCIA ACTIVA
MW
POTENCIA REACTIVA
MVAR
FACTOR DE
POTENCIA
BARRA
OSCILANTE
3.382 3.172 0.729
GENERACIÓN
TOTAL
20.462 15.982 0.788
PERDIDAS 0.093 0.690
BARRAS
VOLTAJE MÁXIMO
<PU)
BARRA #27 1.0398
VOLTAJE MÍNIMO
(Pü)
BARRA #18 0.9820
TABLA #19
SISTEMA:TÜRBINA TB EN SECOYA Y TURBINA TB LAGO AGRIO FUERA
BARRA
OSCILANTE
POTENCIA ACTIVA
MW
3.907
POTENCIA REACTIVA
MVAR
1.954
FACTOR DE
POTENCIA
0.894
36
POTENCIA ACTIVA
MW
POTENCIA REACTIVA
MVAR
FACTOR DE
POTENCIA
GENERACIÓN
TOTAL
20.447 16.321 0.782
PERDIDAS 0.077 1.034
BARRAS
VOLTAJE MÁXIMO
(PU)
BARRA #9 1.0479
VOLTAJE MÍNIMO
(PU)
BARRA #3 0.9633
Para la corrida de este flujo todos los generadores
están operando con un factor de potencia de 0.75 excepto la
turbina TA que esta en la barra #12 que esta trabajando con
un factor de potencia de 0.85, esto para evitar que el valor
de voltaje de esta barra sobrepase valores permitidos de
voltaje. La deficiencia de potencia activa de la barra
oscilante se lo puede evitar seccionando carga que no sea
importante.
El próximo caso seria si queda fuera el generador TB de
Shushufindi ( barra #10 ) y toda la reserva del sistema en
linea se obtiene los siguientes parámetros para el sistema
que se los puede observar en la siguiente tabla.
37
TABLA #20
SISTEMA: TURBINA TB EN SECOYA Y TURBINA TB SHUSHUFINDI FUERA
LA GENERACIÓN DE RESERVA EN LINEA
BARRA
OSCILANTE
GENERACIÓN
TOTAL
PERDIDAS
POTENCIA ACTIVA
MW
3.902
20.442
0.073
POTENCIA REACTIVA
MVAR
1.869
16.236
0.946
FACTOR DE
POTENCIA
0.901
0.783
BARRAS
VOLTAJE MÁXIMO
(PU)
VOLTAJE MÍNIMO
<PU)
BARRA #17
BARRA #6
1.0488
0.9873
Igual que en el caso anterior se modifica el factor de
potencia de los generadores.
De lo visto hasta aquí es necesario modificar los
factores de potencia de los generadores para solucionar la
salida de un generador, por lo que es necesario inyectar
reactivos en determinadas barras.
El próximo caso consiste en adicionar reactivos 500 KVAR
en los barras #2, #10 y #17 ubicadas en los centros de
generación de Lago Agrio, Shushufindi y Sacha
38
respectivamente, los parámetros del sistema referencial se
los puede observar en la tabla #21.
Como se puede observar el factor de potencia aumenta, el
valor de voltaje de la barra #2 se lo puede reducir aumentado
el factor de potencia de los generadores más cercanos.
CONCLUSIONES
Como se ha visto de los flujos de potencia anteriormente
analizados, para diferentes condiciones de generación, el
factor de potencia de la barra oscilante es menor a 0.8 e
incluso en casos de emergencia este valor baja mucho más,
también cuando se analiza el caso más critico, cuando sale la
turbina TB fuera en Lago Agrio, la barra #3 tiene un valor
muy bajo, por lo que es necesario incorporar reactivos
(500MVAR) en los centros de mayor demanda de carga como son
Lago Agrio Sacha y Shushufindi.
Existe casos en los cuales ciertos generadores del
sistema no pueden aportar con todos los reactivos posibles
{barra #12), por cuanto el voltaje de esta barra sobrepasa
los limites aceptables.
TABLA #21
é SISTEMA: SISTEMA REFERNCIAL CON INCORPORACIÓN DE REACTIVOS
BARRA
OSCILANTE
GENERACIÓN
TOTAL
POTENCIA ACTIVA
MW
3.922
20.462
POTENCIA REACTIVA
MVAR
2.448
14.453
FACTOR DE
POTENCIA
0.848
0.809
39
POTENCIA ACTIVA
MW
POTENCIA REACTIVA
MVAR
FACTOR DE
POTENCIA
PERDIDAS 0.093 1.063
BARRAS
VOLTAJE MÁXIMO
<PU)
BARRA #2 1.0674
VOLTAJE MÍNIMO
(PU)
BARRA #6 0.9853
También es aceptable que se hagan los estudios
necesarios para aumentar la generación en el sistema
interconectado, para tener la suficiente energía de reserva
para realizar el respectivo mantenimiento a las turbinas y
que si se instalan más turbinas que sean de capacidad nominal
mayor o igual a la turbina Typhoon próxima a entrar en linea.
Para la demanda de 11.63 MW del campo Libertador a
futuro y la demanda de los demás centros, es necesario tener
una generación que satisfaga esta carga para lo cual es
necesario que todos los generadores en línea, sin tomar en
cuenta el que no este en línea, sea mayor o igual a la
potencia demandada en ese instante, para que la barra
oscilante no sobrepase su generación máxima disponible.
3.3 CORTOCIRCUITOS
El propósito del estudio de cortocircuitos es el de
determinar las corrientes máximas y mínimas del sistema, que
en lo posterior nos servirá para diseñar los aparatos de
corte.
40
El tipo de falla a calcularse es la falla trifásica y la
falla monofásica que son necesarias para la calibración de
los diferentes equipos de protección.
Los resultados de los cortocircuitos realizados en las
barras que corresponden para el diseño de los aparatos de
corte y para el diseño de las diferentes protecciones se
encuentran en el anexo 2.
Los diagramas de secuencia positiva, negativa y cero se
observan en el anexo 3.
El cálculo de corrientes de cortocircuito se lo realizó,
utilizando el programa computacional PFP POWER SYSTEM FAULT
PROGRAM MSC DISSERTATION UMIST 1986, proporcionado por el
Departamento de Potencia de la Facultad de Ingeniería
Eléctrica de la Escuela Politécnica Nacional.
FIGURA #6
HUACU
Ahmentador existenteAlimentador norteAlimemador surLínea de interconexión
<, /
CAPITULO 4
DISEÑO DE XA LINEA Y SUBESTACIONES
4.1 DISEÑO DE LA LINEA DE TRANSMISIÓN
4.1.1 INTRODUCCIÓN
El cálculo eléctrico de la línea de transmisión se
inicia conociendo las características de la carga, distancia,
potencia a transmitirse y características de servicio de la
línea.
Con respecto al cálculo se partirá de aspectos
normalizados por Petroproducción en la construcción de líneas
en el Oriente así como de aspectos normalizados de INECEL.
La línea se la considera para los cálculos como de
longitud corta (líneas de longitud menores a 80
Km) [referencia 10] .
4.1.2 DATOS PARA EL CALCULO DE LA LINEA
Para el diseño de la línea se dispone de su longitud,
16.6 Km., la altura sobre el nivel del mar de 300 m, la
presión atmosférica es de 30 pulgadas de Hg, el grado de
humedad oscila entre el 65 y 70%, la potencia a transmitirse
es de 5.73 MVA actualmente y para el año 2005 será de 7.5
MVA, el nivel de voltaje es de 69 kV, por cuanto este nivel
resulta ser favorable para condiciones de emergencia del
sistema interconectado de Petroproducción, la temperatura
promedio del medio es de 30°C, un factor de potencia en
atraso de 0.8, frecuencia de 60 Hz, línea trifásica, además
la línea poseerá un solo circuito, igual a las líneas de
transmisión del sistema interconectado de Petroproducción.
44
4.1.3 CALCULO DEL CONDUCTOR
En el Distrito Amazónico normalizado por
Petroproducción, la red de subtransmisión esta conformada por
conductores de Al # 4/0 ACSR Penguin para las fases de la
línea y de un conductor # 1/0 para los cables de guardia que
son dos.
De entre los materiales para el conductor se tiene el Cu
y el Al. De entre estos dos materiales el más beneficioso
para las condiciones ambientales en las que se encuentra el
distrito Oriente, lugar de la linea a ser proyectada es el
aluminio reforzado con acero (ACSR), porque permite mayores
distancias entre postes y no se produce el efecto galvánico
entre el Al y el acero.
La formula que se indica a continuación nos permite
calcular el área del conductor en milímetros cuadrados,
asumiendo un cierto porcentaje de perdidas de la potencia a
transmitirse.
S = P2*p*L/(PP*E2*COS20)
Donde:
S = Es el área del conductor en mm2
p = Es la resistividad del Al expresada en mm2 íl / Km (28)
L = Longitud de la línea en Km (16.6)
Pp = Porcentaje de perdidas de la potencia transmitida en W
P = Potencia transmitida en W (4580000)
E = Voltaje entre fases en V (69000)
COS 8 = Factor de potencia en atraso (0.8)
La tabla siguiente nos indica las secciones
transversales de los conductores para diferentes porcentajes
de perdidas de la potencia a transmitirse.
45
CALCULO DEL ÁREA TRANSVERSAL DEL CONDUCTOR PARA CONDICIONES
ACTUALES DE LA POTENCIA A TRANSMITIRSE DEL ÁREA LIBERTADOR
TABLA i22
Potencia a transmitirse 4.58 MW
Sección transversaldel conductor% de la potencia atransmitirse
mm
MW
0,4580,41220,36640,32060,27480,2290,18320,13740,09160,0458
P
10987654321
S
77,768,739,9811,6413,9717,46
L 23,2834,9369,86
*
45,841,2236,6432,0627,4822,918,3213,749,164,58
* tanto por ciento de pérdidas con respecto a una turbina TA
de potencia nominal de 1 MW.
De la tabla anterior se puede concluir que un 10% de
pérdidas de la potencia a transmitirse equivale a 0.458 MW o
un 45.8 % de una turbina TA, que es un valor considerable de
pérdidas. De la misma tabla se puede indicar que los
porcentajes de perdidas entre 1 y 4 %, están en el orden de
las pérdidas en la linea, cuando se realizó la corrida de
flujos de potencia en el capitulo anterior.
Entonces los posibles conductores a utilizarse serian:
1.- #4 de 21.15 mm2
2.- #2 de 33.62 mm2
3.- #1/0 de 53.49 mm2
4.- #3/0 de 85.01 mm2
5.- #4/0 de 107.2 mm2 (normalizado por Petroproducción)
Para el año 2005 la demanda será de 7.5 MVA, por lo
tanto para esta potencia a transmitirse, en la tabla
siguiente se tienen los siguientes valores para la sección
transversal del conductor.
CALCULO DEL ÁREA TRANSVERSAL DEL CONDUCTOR PARA EL AÑO 2005,
CORRESPONDIENTE AL ÁREA DEL LIBERTADOR
TABLA #23
Potencia a transmitirse
S Sección transversal delconductor
P % de la potencia atransmitirse
6 MW
mm
w60000054000048000042000036000030000024000018000012000060000
P10987654321
S9,1510,1711,4413,0715,2518,3022,8830,5145,7691,52
*
6054484236302418126
* tanto por ciento de perdidas con respecto a una turbina TA
de potencia nominal de 1 MW.
Por otro lado considerando que todos los pozos serán servidos
por bombas eléctricas sumergibles, la potencia a transmitirse
seria de 14.5 MVA, entonces empleando la formula anterior se
obtienen los siguientes valores para el conductor, como se
puede observar en la siguiente tabla.
47
CALCULO DEL ÁREA TRANSVERSAL DEL CONDUCTOR, CONSIDERANDO QUE
TODOS LOS POZOS UTILIZARÁN ENERGÍA ELÉCTRICA
(ÁREA DEL LIBERTADOR)
TABLA #24
Potencia a transmitirse 11.63 MW
Sección transversal delconductor% de la potencia atransmitirse
mm
w11630001046700930400814100697800581500465200348900232600116300
P10987654321
S17,7419,7122,1825,3429,5735,4844,3559,1488,70177,41
*
116,3104,6793,0481,4169,7858,1546,5234,8923,2611,63
* tanto por ciento de perdidas con respecto a una turbina TA
de potencia nominal de 1 MW.
De las dos tablas anteriores, la una asumiendo que todos los
pozos serán servidos por bombas eléctricas sumergibles (tabla
#24) y la otra para el año 2005 (tabla #23), se puede
concluir que el conductor a utilizarse será el conductor de
sección transversal útil de 107.2 mm2 (4/0), que es el valor
más cercano al valor calculado de la tabla #23. No se escoge
el conductor de sección transversal de 177.41 mm2 (de la
tabla #24), por cuanto los valores de la tabla #23 son más
cercanos a la realidad.
Utilizando la ecuación de balance de calor en los
conductores y la ecuación del calor desarrollado en un
conductor durante un cortocircuito, en las cuales están
involucradas las pérdidas por radiación, las pérdidas por
convección, el calor absorbido debido a la radiación solar,
48
resistividad del conductor, sección del conductor, etc. Se
llega a determinar que por el conductor #4/0 circulará una
corriente de 263 A en forma continua y una corriente de
cortocircuito de 7711 A. En el anexo #1 se indica estos
valores.
4.1.4 DISEÑO DE AISLAMIENTO
Las lineas de transmisión del sistema interconectado de
Petreproducción están diseñadas para un nivel de voltaje de
69 kV. En condiciones normales de operación este voltaje
puede variar hacia arriba o abajo de este nivel, pero para la
coordinación de aislamiento es necesario el voltaje máximo
que se puede alcanzar en el sistema.
En la siguiente tabla se indican los valores recomendados por
la norma IEC 38.
VOLTAJES MÁXIMO 7 NOMINAL
TABLA. #25
Voltaje nominal del sistema
(kV)
0.415
11
33
66
132
275
380
Voltaje máximo en el sistema
<kV)
0.475
12
36
72.5
145
300
420
De esta tabla para un voltaje nominal del sistema de 69 kV el
voltaje máximo del sistema es 72.5 kV.
49
i4.1.4.1 DETERMINACIÓN DEL NIVEL BÁSICO DE AISLAMIENTO
El nivel básico de aislamiento (B.I.L), es un valor de
referencia para la resistencia del aislamiento al impulso.
En esta parte del estudio se tiene por objeto determinar
la aislación de las diferentes partes del sistema en
cuestión, considerando que estarán expuestas por los voltajes
aplicados o aquellos durante el funcionamiento del sistema.
Para cumplir con el objetivo propuesto se procede
calculando el aislamiento en la estructura, la separación en
el aire de los conductores de fase y la estructura, ubicación
del cable de guardia y valor de la resistencia de puesta a
tierra de la estructura.
NIVELES BÁSICOS DE AISLAMIENTO AL IMPULSO DE RAYO NORMALIZADO
TABLA #26
Voltaje nominal
(kV)
69
115
230
400
Voltaje Máximo
(kV)
72.5
123
245
420
B.I.L
(kV)350
550
750
850
900
1000
1300
1425
El B.I.L para el estudio es de 350 kV, que se obtiene de
la tabla anterior.[referencia 10]
50
I4.1.4.2 CALCULO DEL AISLAMIENTO DEBIDO A LA CONTAMINACIÓN
En este punto se trata de determinar el mínimo número de
aisladores requeridos, para lo cual se utilizan las
siguientes expresiones (Referencia 15):
Ec
3.92 *b273+71
Ec. 2
donde:
Nc = Número mínimo de aisladores requeridos
VL - Voltaje máximo de servicio entre fases (kV)
d = Densidad relativa del aire
b - Presión barométrica ( cm de Hg)
df = distancia de fuga del aislador ( cm)
Ta ~ Temperatura ambiente máxima ( °C)
Dfo - Distancia de fuga fase - tierra para un cierto grado de
contaminación (cm/kV)
DENSIDAD RELATIVA DEL AIRE
TABLA #27
VALORES DE LA DENSIDAD RELATIVA DEL AIREY DEL FACTOR DE CORRECCIÓN POR HUMEDAD (Ta = 25
Altitud(m)0
300
d
10,965
H
0,950,95
51
continuación de la tabla #27
Altitud(m)600100015002000250030003500
d
0,930,8860,8350,7990,7510,7050,658
H
0,950,950,950,950,950,950,95
CARACTERÍSTICAS DE LOS AISLADORES DE DISCO
TABLA #28
TIPO
MaterialaislanteTipo deacoplamientoDiámetro deldisco (cm)Paso (altura)(cm)Dist. mínima defuga (cm)Voltaje dedescarga aa 60 Hz bajolluvia (kV)Voltaje dedescarga aa 60 Hz en seco(kV)Voltaje criticode descargaa impulsopositivo (kV)Voltaje criticode descargaa impulsonegativo (kV)Voltaje deperforación (kV)
NORMAL
Porcelana ovidrio templBola y rótula
25,4
14,6
29
50
80
125
130
110
NEBLINERO
Porcelana ovidrio templ.Bola y rótula
25,4
14,6
43
60
100
195
180
140
52
Icontinuación de la tabla #28
TIPOResistenciaelectromecánica(Kg)Peso porcelana (Kg)Peso vidrio (Kg)
NORMAL
8200
53,5
NEBLINERO
8200
64,5
CARACTERÍSTICAS DE DESCARGA PARA AISLADORES
DE SUSPENSIÓN DE 5 V'xlO" (ANSÍ Class 52.3
TABLA #29
N° de VI kV tipo 1,5x40aisladores (useg)
Positiva Negativa
Vcfi kV (Frec. Industrial(useg)
Seco Húmedo
123456789101112131415
12525535544052561069578086094510251105118512651345
13025534541549558567076084593010151105119012751360
80155215270325380435485540590640690735785830
5090130170215255295335375415455490525565600
El voltaj e máximo de servicio entre fases
72.5 kV, de la tabla #28 la distancia de fuga v«/
VL ) es de
df ) de un
aislador normal es de 29 cm, la densidad relativa del aire a
300 m.s .n .m. es de 0.985 (para Ta « 30°C y 76.2 cm de Hg) (
Ec. 1), para contaminación fuerte la distancia de fuga fase -
tierra es de 4 .42 cm/kV.
Contaminación fuerte.- Las características notables de este tipo de
contaminación son : lluvia marina, polvos de carbón, petróleo, cemento y
combinaciones entre estas con niebla y lluvia ligera.(referencia 10).
53
Reemplazando los valores mencionados anteriormente en la
ecuación 1 se tiene el valor de Nc igual a 6.47, lo que
indica que se necesitan 6 aisladores minimo para este tipo de
aislamiento.
4.1.4.3 CALCULO DEL AISLAMIENTO PARA SOBRETENSIONES A
FRECUENCIA INDUSTRIAL
Este sobrevoltaje se calcula de acuerdo a la formula:
(referencia 15)
=*,*!!V3
Ec. 3
donde :
Vfi = Sobrevoltaje a frecuencia industrial (kV)
kt - Valor del sobrevoltaje a frecuencia industrial (1.43)
Y considerando la influencia de la densidad relativa del
aire y la humedad se tiene:
=V *H
Ec. 4
donde:
Vfc = Valor de sobrevoltaje corregido
H = Factor de corrección por humedad
d = Densidad relativa del aire
a = Factor que depende de la longitud de la cadena
Luego el valor del voltaje crítico corregido viene dado
por:
V -(*-«*<?)
donde:
Vc - Voltaje critico de la aislación ( kV)
5 - Valor de la desviación normal (% de Vc}
n — Número de desviaciones
Ec. 5
54
Reemplazando valores en la ecuación 3 se tiene que el
sobrevoltaje a frecuencia industrial es de 59.856 kV. Este
valor debe ser corregido por la influencia de la humedad y la
densidad relativa del aire (Ec. 4) y se obtiene el valor
corregido e igual a 57.64, considerando una densidad relativa
del aire de 0.985 y el factor de corrección por humedad de
0.95 con el factor a .igual a 0.9.
El valor del voltaje critico corregido, o sea el valor
probable de que las 110 estructuras (150 m es la distancia
entre estructuras y la longitud total de la linea de 16.6
Km.) resistan el sobrevoltaje Vc es igual a 72.96 kV,
considerando el numero de desviaciones igual a 3.5
(referencia 14), para una probabilidad de resistir el
sobrevoltaje de 97.7%, con una desviación normal del 6%.
Para Vc igual a 73 kV se obtiene de la tabla #29, para
voltajes críticos bajo lluvia y frecuencia industrial, 2
aisladores de disco de 5 3/4" x 10". La distancia mínima en
aire a la estructura se determina de la figura #8 con la
curva en seco y Vc igual a 73 kV, obteniendo que es igual a
0.17 m.
4.1.4.4 CALQULO DEL AISLAMIENTO PARA SOBRETENSIONES DE
MANIOBRA
El valor del sobrevoltaje por sobretensiones de maniobra
esta dado por la formula (referencia 15):
Ec
donde:
VM = Sobrevoltaje de maniobra ( kV)
k - Valor del sobrevoltaje de maniobra igual k veces el valor
máximo de voltaje de cresta fase tierra
El valor corregido para las condiciones metereológicas esta
dado por:
— T/ *. HkL*da kV) Ec. 7
donde:
VMC = Valor del sobrevoltaje corregido
kL = Factor de corrección por efecto de la lluvia
H = Factor de corrección por la humedad
d = Densidad relativa del aire
a = Exponente empírico que depende de la longitud de la
aislación.
Luego se calcula el voltaje critico a partir del grado
de seguridad para un determinado número de desviaciones
normales.
MC
" (!-«*£)
donde:
kV) Ec. 8
~ voltaje crítico (kV)
Reemplazando en la ecuación 6 los valores de VL igual a 72.5
kV y k igual a 2.75 (referencia 14), se obtiene el valor del
sobrevoltaje de maniobra, siendo su valor igual a 162.789 kV.
Este valor corregido para las condiciones metereológicas es
igual a 165.03, conociendo que el factor de corrección por
humedad es igual a 0.95, a igual a 0.95 y el factor de
corrección por lluvia igual 0.95(referencia 15). A partir de
este valor se determina el voltaje crítico, con un grado de
seguridad para un determinado numero de desviaciones
normales. Este voltaje crítico es igual a 200.04 kV con n
igual a 3.5 y el numero de desviaciones normales igual a 5%
(referencia.14). Con este voltaje crítico se determina el
56
número de aisladores necesarios y la distancia en aire mínima
a la estructura mediante datos que aparecen en curvas
experimentales. Si no se dispone de estas curvas, se puede
transformar dicho valor del voltaje critico en un voltaje de
impulso equivalente del tipo 1.5 x 40 useg, multiplicándolo
por un factor que fluctúa entre 1.15 y 1.25. Para el presente
caso se asume este factor de 1.2, entonces el voltaje de
impulso equivalente es igual a 240.04 kV. Con este valor y
los datos de la tabla #29 se determina que el número de
aisladores necesarios es de 2 y la distancia mínima tomada de
la figura #8 es 0.325m.
4.1.4.5 CALCÓLO DEL AISLAMIENTO PARA SOBRETENSIONES DE ORIGEN
EXTERNO
Las fórmulas que permiten el cálculo son (referencia 15):
F = Fl + F2 Ec. 9'
donde:
F = Número de perturbaciones anuales por 100 Km de línea
Fl = Número de perturbaciones anuales por 100 Kms de línea,
debidas a descargas atmosféricas directas sobre los
conductores.
F2 = Número de perturbaciones anuales por 100 Kms de línea,
debidas a descargas atmosféricas directas sobre las
estructuras y cable de guardia.
Fl = P1*ML Ec. 9
ML - T*(4*h-fb)/100 Ec. 10
h = ht - 2/3*(ht - he) Ec. 11
siendo:
Pl - Probabilidad de descarga directa sobre los conductores
en función del ángulo de protección del cable de guardia
ML = Número anual de descargas atmosféricas que caen sobre
una longitud de 100 Km de línea.
T = Nivel ceráunico
b = Distancia entre cables de guardia ( m)
57
he - Altura de los cables de guardia en el medio del vano (m)
ht = Altura de los cables de guardia en la estructura (m)
Además:
P2 = 2.9 * F2 / ML Ec. 12
donde:
P2 = Probabilidad de descargas que exceden el nivel de
impulso de la aislación.
Por lo tanto el valor del voltaje que debe ser resistido
por la aislación para obtener F2 perturbaciones anuales se
obtiene por la siguiente expresión en forma aproximada:
VR = k*(l-fc)*Rpt*Id
donde:
kV) Ec. 13
VR = Voltaje resistido por la aislación ( kV)
k = Factor que toma en cuenta la disminución del valor de la
resistencia de puesta a tierra al circular por esta una
corriente de impulso.(0.9 Según INECEL)
fe = Factor de acoplamiento entre los
tierra(0.2 fe ^0.25 Según INECEL)
conductores y cable de
Rpt = Valor de la resistencia de puesta a tierra de la
estructura
Id = Corriente de descarga.
Y el valor de VR corregido para las condiciones
metereológicas es igual a:
VRC = VR * H /(kl * d^a) Ec. 14
En la ecuación 11 calculamos el valor de h, considerando la
altura de los cables de guardia de 14.3 m y la altura de los
cables de guardia en medio del vano de 12.3 m, con lo que se
obtiene un valor para h de 12.96 m. Luego se calcula el
número anual de descargas atmosféricas que caen sobre una
longitud de 100 Km., empleando la ecuación 10; de donde se
obtiene que este valor es igual a 16.91 utilizando un nivel
ceráunico de 30 y una distancia entre cables de guardia de
4.54 m y el valor de h anteriormente calculado. Con este
valor de 16.91 nos dirigimos a la figura #9 y obtenemos el
valor de Pl(Probabilidad de descarga directa sobre los
conductores en función del ángulo de protección del cable de
guardia(30°) y es igual a 0.005. Entonces calculamos Fl en la
ecuación 9 y obtenemos un valor de 0.0845.
Como un valor aceptable se empleará 0.625 fallas anuales por
circuito trifásico y por 100 Km. de longitud, entonces el
valor de F es igual a:
F = 1*4*0.625
F = 2.5
A partir de este valor y utilizando la ecuación 9' obtenemos
el valor para F2 y es igual a 2.4155
Después reemplazando valores en la ecuación 12 se obtiene el
valor de P2 igual a 0.4142, con este valor y la figura #10 se
determina la intensidad de la corriente de descarga y cuyo
valor es 49 kA.
Entonces el valor que debe ser resistido por la aislación y
corregido para las condicones ambientales se obtiene
utilizando la siguiente ecuación.
VRC - k*(l-fc)*Rpt*Id*H/(kl*dAa) Ec. 15
Reemplazando valores tenemos:
fe = 0.23 calculado (referencia 21)
VRC = 0.9*(l-0.23)Rpt*110*0.95/(0.95*0.985A0.9)
VRC = 34.42 * Rpt
De aqui se deduce que el sobrevoltaje resistido por la
aislación depende de la resistencia de puesta a tierra.
En la tabla siguiente y utilizando la tabla #29, se indica
para diferentes valores de Rpt, el valor del sobrevoltaje y
el número de aisladores requeridos.
NUMERO DE AISLADORES
TABLA #30
Rpt
(ohmios)
1
5
10
15
VRC
(kV)
34.42
172.1
344.42
516.3
Número de aisladores
requeridos
1
2
3
6
En la tabla siguiente se tabula el número de aisladores
calculados para las diferentes solicitaciones.
NOMBRO DE AISLADORES PARA LAS DIFERENTES SOLICITACIONES
TABLA |31
Solicitación
Contaminación
Sobrevoltaje a frecuencia industrial
Sobrevoltaje de Maniobra
Sobrevoltaje atmosférico
Número de aisladores
5
2
2
3 para Rpt =10 ohmios
En conclusión de todos los valores calculados para la
aislación se escoge el número mayor de aisladores, que es el
que se obtiene por los sobrevoltajes por contaminación y es
de 5 aisladores de porcelana de 146x254 mm ANSÍ Class 52.3.
4.1.4.6 DISTANCIAS MÍNIMAS A LA ESTRUCTURA
4.1.4.6.1 AISLACIÓN EN EL VANO
Las distancias mínimas admisibles entre fases en el
centro del vano se determinan de acuerdo a la siguiente
expresión (referencia 15):
150(m) Ec. 17
donde:
V = Voltaje nominal de transmisión (kV)
a - separación entre conductores ( m)
k = 0.75 para separación vertical y
0.65 para separación horizontal
fe = Flecha final del conductor para la condición de*
transmisión de la potencia nominal máxima de la linea y para
el vano máximo hacia cualquier lado de la estructura.
Lc - Longitud de la cadena de aisladores
La formula anterior corregida por la densidad del aire es :
ai = a / d Ec. 18
donde:
d = densidad relativa del aire (0.985)
Utilizando 6 aisladores para la cadena, la longitud de la
cadena es igual a 1 . 126 m y la flecha es de 2 m (vano de
150m) , con lo que se obtiene que la separación entre
conductores con separación horizontal es de 1 . 62 m y para
separación vertical de 1.8 m.
La separación mínima en el centro del vano entre los
conductores y el cable de guardia se considera igual a la
calculada entre fases.
Las distancias minimas del conductor al suelo que se adopten
serán las establecidas en las normas de INECEL, las cualesson:
Caminos de primera importancia 9m
Terreno normal 6.8m
Terreno transitado y caminos de 'segunda importancia 7 . 8m
Mota: Para determinar la longitud de la cadena, se considero
un grillete con pasador, anillo bola, rotula ojo y la grapa
de suspensión. Todos estos accesorios con sus respectivas
í íl
medidas y la lontitud total de los 6 aisladores dan la
longitud de la cadena, como se puede observar en la siguiente
figura.
1 GRILLETE CON PASMO»S ANILLO BOLA3 ROTULA OJO4 GRAPA DC SUSPENSIÓN3 AISLADOR DE SUSPENSIÓN
LONGITUD DE LA CADENADE AISLADORES DESUSPENSIÓN
4.1.4.7 COORDINACIÓN DEL AISLAMIENTO
En este punto es necesario establecer las diferentes
correlaciones dieléctricas de los diferentes equipos
eléctricos y los valores de sobretensiones a los que estarán
expuestos cada uno de ellos. En un sistema eléctrico es muy
importante coordinar los aislamientos entre todo el equipo de
la instalación. Existen tres niveles de aislamiento:
El primer nivel corresponde a todos los equipos por proteger,
por ejemplo un transformador, un interruptor, etc. Es decir,
todos los equipos tienen el mismo nivel de aislamiento. En
este nivel se encuentran involucrados los aislamientos
internos de los equipos antes mencionados.
Un segundo nivel, llamado también nivel de seguridad, esta
constituido por las partes vivas de los diferentes equipos
(aislamiento autorrecuperable), los cuales están en contactocon el aire.
El tercer nivel de aislamiento, conocido como de protección,
esta constituido por el nivel de tensión de operación de los
pararrayos.
El primer nivel es mayor que el segundo nivel y este a su vez
mayor que el tercer nivel.
Para una correcta coordinación es necesario tener una
diferencia entre los niveles primero y segundo de un 25% y
entre los niveles segundo y tercero de un 15%. Pero como los
pararrayos se pueden instalar a una cierta distancia de los
equipos a proteger es necesario también considerar una
diferencia del 25%, entre estos dos últimos niveles.
Con lo expuesto anteriormente se tiene que para los
transformadores, seccionadores, disyuntores, etc se tiene un
nivel de aislamiento de 350 kV de acuerdo al nivel de voltaje
que es de 69 kV y que la altura sobre el nivel del mar no
influye en este caso en el BIL por estar debajo de los mil
metros sobre el nivel del mar (300 m.s.n.m.). El pararrayos
con su nivel de operación (60 kV) esta de acuerdo con lo
mencionado anteriormente.
Por otro lado del Ítem 4.1.4.2 y utilizando la tabla #29 se
obtiene que el nivel básico de aislamiento mínimo de la linea
es de 610 kV, para 6 aisladores.
Para soporte de las barras el nivel de aislamiento de los
aisladores es de 350 kV.
De los dos últimos párrafos el nivel de aislamiento de la
línea es mayor que el de las barras, por lo tanto se puede
concluir que si el sobrevoltaje en la línea llega a un nivel
mayor que el de barras, entonces la línea no se ve afectada
pero el sobrevoltaje llega a la subestación y existe el
contorneo en los aisladores y la subestación sale de
servicio.
63
4.1.5 PUESTA A TIERRA DE LA LINEA
Las instalaciones de puesta a tierra deben desviar a
tierra en forma segura las sobrecorrientes con el fin de
evitar voltajes peligrosos entre cualquier parte de la
instalación y tierra. Para lo cual es necesario realizar un
análisis del terreno por el que cruzará la linea y obtener
los valores de resistividad del terreno, a fin de diseñar y
dimensionar los elementos de puesta a tierra.
Existen diferentes tipos de puesta a tiera y entre los
cuales se menciona:
Barras verticales
Anillos
Estrella de cuatro puntas
Contrapesos o antenas
Pilotaje
En el Oriente se emplea el pilotaje, el cual consiste en
introducir tubos en el suelo hasta que el tubo quede lo
suficientemente fijo, los tubos se van soldando entre si
hasta alcanzar la altura de la estructura.
4.1.6 PROTECCIONES
De acuerdo al esquema siguiente se realiza la coordinación de
la linea, la cuál va a constar de una protección primaria y
una protección de respaldo.
64
Con la nomenclatura de la referencia 6 y siguiendo los pasos
para determinar la calibración de los distintos equipos se
tiene:
Transformador
El transformador dispondré de una protección diferencial y
sobrecorriente .
Protección diferencial
87T ( BBC Tres monofásicos, ITE-87T, Taps: 2.9 - 8.7)
Transformador de 5 MVA delta/estrella 69/13.8 kV
IH = corriente de alto voltaje
IL = corriente de bajo voltaje
IH = 50007(1.73*69) - 41.83 A
Entonces escogemos un transformador de corriente de relación
de 50/5
IL = 5000/(1.73*13.8) = 209.18 A
Entonces escogemos un transformador de corriente de relación
200/5
Se determina las corrientes de carga por los secundarios de
los transformadores de corriente.
IHS = Corriente de alto voltaje secundario
ILS = Corriente de bajo voltaje secundario
IHS = 41.83/(50/5) - 4.183
ILS = 209.18/(200/5) = 5.2295
Las corrientes por los relés
IHR = Corriente de alta por el relé
ILR = Corriente de baja por el relé
IHR = 1.73 * IHS = 1.73 * 4.183 = 7.245
ILR = ILS = 5.2295
La relación de las corrientes por los relés
A = IHR/ILR = 7.245/5.2295 = 1.385
65
Con este valor de A se escoge de tabla 1 de los datos de
aplicación del relé diferencial de la referencia 13 los taps
para los devanados del transformador asi tenemos:
La relación T = 4/2.9 = 1.379
entonces Tap para alto voltaje = 2.9
Tap para bajo voltaje = 4
M = Error
donde M = I (T-A) |/ (valor menor entre T y A)
M = 11.379 - 1.385I/ 1.379
M = 0.728%
Por seguridad escogemos el porcentaje de 15% que es el valor
mínimo en el dial
Se determina el valor mínimo de restricción IHS
IHS = 4.183 A Tap de alta 2.9
entonces tenemos (15% * 4.183}% * 2.9 = 21.63% del tap
La corriente de operación mínima es Im
donde Im = ( D/(100+D))* R * T
D% = Diferencial del dial
R = Valor de ajuste mínimo de restricción
T = tap
entonces Im/T = 0.2163
R = 0.2163 * (115/15) = 1.6582
En conclusión tenemos:
Tap de alta =2.9
Tap de baja = 4
%Diferencial = 15%
Valor mínimo de restricción =1.6
Protección por sobrecorriente
51 (BBC Trifásico, ITE 51Y, Taps: 4-12, CT: 100/5)
De la referencia 6 se tiene los siguientes valores:
La corriente de Inrush esta dado por 15 In con una duración
de 0.1 segundos y de 20 In durante 2 segundos según las
normas ANSÍ (In es la corriente nominal del transformador) .
66
Con estas corrientes se llega a determinar las siguientes
calibraciones:
In = 50007(1.73 * 13.8) = 209.18 A
Imf = 15 In Imf - Corriente mínima de falla
Imf = 15 (209.18) = 3137.7 A
IMF - 20 In IMf = Corriente máxima de falla
IMf = 20 (209.18) = 4183.6 A
Escogemos un CT 150/5
Tap - 4
Imfv = 3137.7/(4*U50/5) ) = 26.1475
Imfv - 4183.6/(4*(150/5)) = 34.863
Lever 1
tfm = 0.14 segundos
tFm =0.13 segundos
Calibración:
CT 150/5; tap = 4; Lever = 1
Protección de la linea
Se calcula las corrientes minimas y máximas de falla de
acuerdo a la referencia 6, entonces se tiene para el
disyuntor 1 los siguientes valores:
Nota:
IFM
Ifm
IFMv
Ifmv
In
Ic
Corriente de falla máxima
Corriente de falla minima
Veces de Ipickup de la IFM
Veces de Ipickup de la Ifm
Corriente nominal
Corriente de carga máxima
Protección Primaria
50 ( BBC Tres monofásicos , ITE-50I , Tapa : 1 . 5-6 , Unidad
Instantánea Inst. (*tap) : 4,6,8. .. ,16)
67
Disyuntor 1
Ifm = 1.4299 pu (falla en la barra 7) (anexo 2)
Ifm = 1.4299 * 83.673
Ifm = 119.64 A
Ic = 27.22 A Si toda la carga la suministra el SIP
Escogemos un CT:50/5
IFM = 1.475 pu (falla en la barra 26} (anexo 2}
IFM = 1.475 * 83.673
IFM = 123.417 A
Tap: 27.22/10 - 2.722
Tap = 4
Ipickup = (50/5)*4 = 40
Ins.(*tap) = 4
Ifmv = 119.647(40*4) = 0.747 veces
IFMv = 123.417(40*4) - 0.771 veces
tfm = 0.047
tFM = 0.045
Calibración: CT: 50/5, Tap: 4, Dial Inst. 4
Protección de respaldo
51 ( BBC Tres monofásicos, I TE 51 Y, Taps: 1.5-6, CT: 100/5)
Escogemos un CT: 100/5
Ifm = 119.64
IFM = 123.417
Escogemos un tap 3
Ifmv = 119. 64/í (100/5) )*3 = 1.994 veces
IFMv = 123.417/( (100/5)*3) = 2.056 veces
Si fijamos un lever 1
tmf = 0. 6416 seg
tMF = 0.6116 seg
Calibración: CT: 100/5, Tap: 3, Lever: 1
f51H (BBC monofásico, ITE-51I, Taps:1.5-6, CT:100/5)
Ifm - 2 .646 pu = 2 . 6 4 6 * 83.673
IFM = 3.015 pu - 252.27 A
Tap 3
Ifmv = 66.419/60 = 1.107 veces
IFMv = 252.27/60 = 4.204 veces
Escogiendo un Lever 1
tmf = 4.3185 seg
tMF = 0.314 seg
Calibración: CT:100/5, Tap: 3, Lever 1
221.398 * 0.3 = 66.419 A
Protección Primaria
50 < BBC Tres monofásicos, ITE-50I, Taps: 1.5-6, Unidad
Instantánea Inst.(*tap):4,6,8—,16)
Disyuntor 2
Ifm = 5.471 pu (falla en la barra 26) (anexo 1}
Ifm = 5.471 * 83.673
Ifm = 457.77 A
Ic = 27.22 A Si toda la carga la suministra el SIP
Escogemos un CT-.50/5
IFM = 7.485 pu (falla en la barra 26) (anexo 1)
IFM - 7.485 * 83.673
IFM = 626.292 A
Tap: 27.22/10 = 2.722
Tap = 4
Ipickup = (50/5)*4 = 40
Ins.(*tap) = 4
Ifmv = 457.77/(40*4) = 2.861 veces
IFMv = 626.292/(40*4) = 3.914 veces
tfm = 0.038 seg
tFM = 0.027 seg
65
Calibración: CT: 50/5, Tap: 4, Dial Inst. 4
Protección de respaldo
51( BBC Tres monofásicos, ITE 51Y, Taps: 1.5-6, CT:100/5)
Escogemos un CT: 100/5
Ifm = 3.5665 pu = 3.5656 * 83.673 = 298.419 A
IFM = 7.485 pu = 7.485 * 83.673 = 626.292 A
Escogemos un tap 3
Ifmv = 298.419/((100/5)*3) = 4.973 veces
IFMv = 626.292/((100/5)*3) = 10.438 veces
Si fijamos un lever 1
tmf =0.27 seg
tMF = 0.0.18 seg
Calibración: CT:100/5, Tap: 3, Lever:!
51M (BBC monofásico, ITE-51I, Taps:1.5-6, CT:100/5)
Ifm = 2.275 pu = 2.275 * 83.673 * 0.3= 57.1 A
IFM = 5.805 pu = 5.805 * 83.673 = 485.721 A
Tap 2
Ifmv = 57.1/40 = 1.427 veces
IFMv = 485.721/40 = 12.14 veces
Escogiendo un Lever 1
tmf =0.85 seg
tMF =0.17 seg
Calibración: CT:100/5, Tap: 2, Lever 1
I70
FIGURA #8
AISLACION EN LA ESTRUCTURA - VOLTAJES CRÍTICOS (50%)DEL ESPACIAM1ENTO EN AIRE
1200
1100
1 1,5 2 2,5
ESPAC1AMIENTO (m)
V Para onda de impulso tipo 1.2 x 40 (us), valoresen kV cresta (fase - tierra)Vfi Para frecuencia industrial 60 (c/s), valores enkV efectivos (fase - tierra)
71
CURVAS DE PROBABILIDAD DE DESCRAGA DIRECTA SOBRE LOSCONDUCTORES EN FUNCIÓN DEL ÁNGULO DE PROTECCIÓN DE LOS
CABLES DE GUARDIA
£
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1
0.04
0,02
0,01
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30
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24"V/
/
//
20 25 30 35 40
ÁNGULO DE PROTECCIÓN 0
FIGURA #9
72
FIGURA- #10
PROBABILIDAD Di OCUKRMTCIA DE XAS DBSCMWM ftniOSRRXCftS COMDOTHKHODA IHTraSIDAD Di CORRUHTI
1 M I . - i F— — 1 • .1 '!"•- • ' 1 i - '1 1 " "1 ' "- -1" ' " - I 1 '1
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. (kfc)
mana
120
i73
4.2 DISEÑO DE LAS SUBESTACIONES
4.2.1 INTRODUCCIÓN
una subestación eléctrica esta constituida por
diferentes dispositivos eléctricos tales como
transformadores, disyuntores, transformadores de medida,
transformadores de protección, baterías, conductores
eléctricos, pararrayos, etc.. El diseño debe considerar la
parte técnica como la parte económica para obtener los
resultados deseados.
La subestación proyectada va a ser parte del sistema
interconectado de Petreproducción, por tanto deben
considerarse las consecuencias que pueden ocasionar, al resto
del sistema si se produce alguna falla en la subestación
proyectada.
4.2.2 LOCALIZACIÓN
Para la localización de la subestación se considera el
centro de carga, que en el campo Libertador se encuentra en
la Estación de Secoya, y en donde existe la infraestructura
para la construcción de la subestación
4.2.3 NIVEL DE VOLTAJE
El nivel de voltaje que se utilizará en el estudio será de 69
kV, por cuanto, el sistema interconectado de Petreproducción
está diseñado para 69 kV además estudios anteriores indican
que este nivel de tensión es el más adecuado [ 6] . Los
alimentadores de distribución serán a un nivel de voltaje de
13.8 kV, porque existe un alimentador a este nivel de
voltaje en el área y lo que se trata es de que el sistema sea
lo más uniforme posible.
74
4.2.4 ESQUEMAS DE BARRAS
Sobre el esquema de barras que se utilizarán para el
diseño de la subestación se tomarán en cuenta los diferentes
aspectos técnicos como también los económicos, para elegir
cuál esquema es mejor, en cuanto a continuidad de servicio,
mantenimiento y costo total del equipo, operación y
ampliaciones futuras.Existen diferentes esquemas de barras entre los cuales
se puede mencionar a los siguientes:
1.Diagrama con un solo juego de barras
2.Diagrama con un juego de barras principales y uno de barras
de transferencia
3.Diagrama con un juego de barras principales y uno de barras
auxiliares
4.Diagrama con doble juego de barras o barra partida
5.Diagrama con triple juego de barras
6.Diagrama con doble juego de barras colectoras principales y
uno de barras colectoras auxiliares
7.Diagrama con arreglo en anillo sencillo
8.Diagrama con arreglo de interruptor y medio
9.Diagrama con arreglo de doble interruptor
4.2.5 ELECCIÓN DEL ESQUEMA DE LA SUBESTACIÓN
A continuación se mencionará las caracteristicas
fundamentales y funcionamiento de los diferentes esquemas de
barras, de los cuales se obtendrá el diagrama unifilar de lasubestación
4.2.5.1 DIAGRAMA CON UN SOLO JUEGO DE BARRAS
Es el diagrama más sencillo, en condiciones normales de
operación, todas las lineas y transformadores están
conectadas al único juego de barras (figura 11).
75
Con este arreglo, en caso de operar la protección diferencial
de barras, ésta desconecta todos los interruptores, quedando
la subestación completamente desenergizada. Este arreglo se
puede mejorar, realizando un seccionamiento de la barra
(figura 12), en caso de una falla en las barras queda fuera
toda la subestación, entonces se abren las cuchillas
seccionadoras y se aisla la parte dañada, y asi puede
trabajar la mitad de la instalación que no sufrió daños.
El mantenimiento de los interruptores se dificulta porque hay
que dejar fuera parte de la subestación.
Es el arreglo que utiliza menor cantidad de equipo, y por lo
tanto es el más económico.
Esta disposición puede ampliarse fácilmente sin suspender el
servicio de una forma total.
Este tipo de esquema es el más común de las subestaciones
menos importantes.
4.2.5.2 DIAGRAMA CON UN JUEGO DE BARRAS PRINCIPALES
BARRAS DE TRANSFERENCIA
UNO DE
Este esquema se indica en la figura #13.
Las barras de transferencia se utilizan para sustituir, a
través del interruptor de transferencia, cualquier
interruptor que necesite mantenimiento.
Por ejemplo si se desea dar mantenimiento al interruptor del
circuito 1, primero se abre el interruptor 1, luego se abren
las cuchillas A y B, después se cierran las cuchillas C, D y
E y finalmente se cierra el interruptor de transferencia con
lo cuál queda en servicio el circuito 1 y el interruptor 1
queda desenergizado y listo para su mantenimiento. De lo
mencionado anteriormente cualquier interruptor se puede
reemplazar por el interruptor de transferencia para sumantenimiento.
76
Este esquema no permite hacer un mantenimiento sobre la barra
principal, es decir, la continuidad de toda la subestación
depende de la barra principal.
El esquema se complica por la necesidad de proteger el
interruptor de transferencia, debido a que éste debe ser
capaz de sustituir a cualquiera de los interruptores.
El costo de este arreglo comparado con el anterior es mayor,
por cuanto se esta adicionando el interruptor de
transferencia.Este arreglo también es factible de ampliaciones
4.2.5.3 DIAGRAMA COK UN JUEGO DE BARRAS PRINCIPALES Y UNO DE
BARRAS AUXILIARES
Para este arreglo todas las lineas y transformadores se
conectan a las barras principales (figura #14).
Este arreglo permite sustituir y dar mantenimiento a
cualquier interruptor por el interruptor auxiliar, sin tener
que desconectar lineas o transformadores, pero aumentan las
maniobras del equipo.
Este diagrama permite una buena continuidad de servicio
Con relación al caso anterior, la cantidad de equipo
necesario es mayor, asi como su costo.
4.2.5.4 DIAGRAMA CON DOBLE JUEGO DE BARRAS O BARRA PARTIDA.
La caracteristica principal de este diagrama consiste en que
la mitad de las lineas y transformadores se conectan a un
juego de barras y la otra mitad a otro juego. Este diagrama
es uno de los más utilizados (figura #15) . En caso de falla
en la barra de operación la continuidad puede fácilmente
restaurarse.
El mantenimiento de cualquiera de las barras puede realizarse
sin interferir el servicio,pero para hacer el mantenimiento
en un disyuntor se requiere sacar de servicio el circuito
77
correspondiente, sin embargo esto puede mejorarse con el uso
de un seccionador un by - pass instalado junto con cada
disyuntor del circuito.En este tipo de subestación, que básicamente consiste de dos
partes, el cambio de carga de una barra a otra puede
realizarse fácilmente, para esto se requiere un disyuntor de
acople.La protección es simple, con excepción de la zona de barra,
ya que se requiere un sistema separado para la protección de
la barra.Esta disposición puede ampliarse sin interrumpir el servicio.
4.2.5.5 DIAGRAMA CON TRIPLE JUEGO DE BARRAS
Este esquema se utiliza en subestaciones en que el
cortocircuito es muy alto (figura #16).
La continuidad del servicio es semejante al esquema anterior,
y la carácteristica principal de este esquema es que nos
permite disminuir la magnitud de las corrientes de corto
circuito sin tener que cambiar los interruptores por otros de
mayor capacidad interruptiva.
Para dar mantenimiento a cada interruptor , también se
requiere desconectar el circuito correspondiente.
La cantidad de interruptores es igual al caso anterior, pero
respecto al número de cuchillas, la cantidad se incrementa un
poco más de un 50%.
4.2.5.6 DIAGRAMA CON DOBLE JUEGO DE BARRAS COLECTORAS
PRINCIPALES Y UNO DE BARRAS COLECTORAS AUXILIARES
Cada juego de barras tiene su protección diferencial
independiente para evitar, en caso de una falla de éstas, la
desconexión total de la subestación (figura #17).
78
Los juegos de barras principales permiten que la mitad de las
lineas y transformadores se conecten a un juego y la otra
mitad al otro.
Las barras auxiliares sirven para que el interruptor de
acople pueda sustituir la operación de cualquier interruptor
de circuito.Este arreglo permite dar mantenimiento a cualquier
interruptor reemplazándolo por el interruptor de acople, sin
alterar la operación de la subestación.
" Este esquema es muy utilizado en subestaciones de 380 kV en
Alemania y en las de 400 kV en Gran Bretaña, en Europa es muy
popular debido a su reducción en el espacio que ocupan cuando
se utilizan seccionadores pantógrafo."
La cantidad de interruptores es igual más uno al caso de
barra partida y las cuchillas aumentan en un 50%.
El mantenimiento en los disyuntores y barras puede realizarse
sin perder la continuidad en las lineas.
El costo es mayor al comparar con las anteriores.
4.2.5.7 DIAGRAMA CON ARREGLO EN ANILLO SENCILLO
Las figuras #18 y figura #19 son dos diagramas con
arreglo en anillo.
En esta disposición todos los disyuntores están en servicio,
es una disposición cerrada, la continuidad del servicio es
muy buena por cuanto se tiene dos fuentes de alimentación,
pero puede existir la posibilidad de que se produzca una
falla estando abierto un disyuntor entonces, una parte del
anillo puede salir del servicio. Todo disyuntor puede tener
mantenimiento sin interrunpir el servicio. Las protecciones
en este tipo de diagrama es más exaustiva, por cuanto cada
disyuntor esta asociado con dos fuentes de alimentación.
Las ampliaciones son difíciles de realizarlas, pues se
necesita la suspensión total del servicio.
79
El costo es mayor, por cuanto se necesita más transformadores
de corriente para cada disyuntor.
4.2.5.8 DIAGRAMA CON ARREGLO DE INTERRUPTOR Y MEDIO
Las figuras #20 y #21 son ejemplos de diagramas con
arreglo de interruptor y medio.
Este esquema nos permite tener un alto nivel de continuidad
comparado con los otros esquemas ya analizados, las fallas en
las barras no causan ninguna interrupción en el servicio, las
fallas en los disyuntores asociadas a las barras sacan del
servicio un solo circuito, no asi a los disyuntores comunes a
los circuitos. Esta disposición debido a su forma modular
tiende a facilitar los planes de expansión de la subestación.
El costo es demasiado alto con respecto a los esquemas
anteriores.
4.2.5.9 DIAGRAMA CON ARREGLO DE DOBLE INTERRUPTOR
Da máxima continuidad de servicio, el mantenimiento se
lo puede realizar en cualquier interruptor sin interrupción
del servicio, las ampliaciones pueden realizarse también sin
interrupción del servicio. El costo es muy alto y solo se
justifica para subestaciones de alto voltaje (figura #22) .
4.2.5.10 EVALUACIÓN DE LA CONTINUIDAD
Entre los diagramas de la figura #11 y la figura #12, el
segundo diagrama presenta mejores características.
En la figura #12, si la localización del cortocircuito es en
la línea, se abre el circuito, si la localización del
cortocircuito es en la barra, se abren , el interruptor de
enlace y todos los circuitos. Se puede cerrar parte de la
barra cuando se separa el lado fallóse de la barra y si la
localización de la falla es en el interruptor, se abren todos
los circuitos; pueden volverse a cerrar después de aislar el
interruptor fallóse.En el diagrama con un juego de barras principales y uno de
barras de transferencia (figura #13),si la falla es en la
linea se abre el circuito correspondiente, si es en la barra
se abren todos los circuitos y pueden volverse a cerrar luego
de reparar la falla y si la localización de la falla es en un
interruptor, se abren todos los circuitos; pueden volverse a
cerrar después de aislar la falla en el interruptor.
Con el diagrama de conexiones con un juego de barras
colectoras principales y un juego de barras colectoras
auxiliares (figura #14) si la falla es en la linea se abre el
circuito correspondiente, si la falla es en la barra se abren
todos los circuitos y se pueden volver a cerrar cuando se
supere la falla; si la falla es en un interruptor se abren
todos los circuitos asociados y se vuelven a cerrar cuando se
aisle el interruptor falloso.
Para el diagrama de conexiones con doble juego de barras
colectoras o barra partida (figura #15), si la falla es en la
línea se abre el circuito, si es en la barra, se abren todos
los circuitos de barra fallosa y se pueden volver a cerrar
cuando se transfieren a la otra barra. Por otro lado si la
falla es un interruptor se abren todos los circuitos donde se
encuentra el interruptor falloso y se vuelven a cerrar
después de aislar el interruptor falloso.
Con el diagrama de la figura #16 si la falla ocurre en la
linea, se abre el circuito correspondiente, si la falla es en
la barra se abren todos los circuitos de la barra fallosa y
se pueden volver a cerrar cuando se transfieran a una barra
no fallosa; si la falla es en un interruptor se abren todos
los circuitos asociados al interruptor falloso y, se vuelven
a cerrar cuando se aisle el interruptor falloso.
Para el diagrama de conexiones con doble juego de barras
colectoras principales y uno de barras colectoras auxiliares
(figura #17), si la falla es en la linea se abre el circuito
en
81
cambio, si la falla es en la barra se abren todos los
circuitos de la barra con falla y se vuelven a cerrar cuando
se transfieran a la otra barra. Si la localización de la
falla es en un interruptor se abren todos los circuitos donde
esta localizado el interruptor falloso, y se vuelven a cerrar
cuando se aisle el interruptor falloso.
Para el arreglo en anillo (figura #19), si la falla es en la
linea se requiere de la operación de dos interruptores, si es
en un interruptor, se abren dos circuitos al abrirse los
interruptores adyacentes y la falla en la barra no es
aplicable por cuanto, se considera a la barra como parte de
las lineas.
Con el diagrama de conexiones con arreglo de interruptor y
medio (figura #20), si la falla ocurre en la linea, para
abrir el circuito se requiere de la operación de dos
interruptores, si la falla se localiza en la barra todos los
circuitos se mantienen energizados desde la barra no fallosa,
y si la falla es en un interruptor y este esta conectado a la
barra fallosa se abre el circuito asociado en cambio, si el
interruptor común falla también se abre el circuito
adyacente.
Para el arreglo de doble interruptor (figura #22), si la
falla ocurre en la linea para abrir el circuito se requiere
de la operación de dos interruptores. Si la falla es en la
barra todos los circuitos se mantienen energizados desde la
barra no fallosa. Si falla el interruptor solo se abre el
circuito asociado. los otros circuitos se mantienenenergizados desde una barra
4.2.5.11 EVALUACIÓN DEL MANTENIMIENTO
De igual forma se evalúa el mantenimiento de los
interruptores y de la barra, para los distintos diagramas de
conexiones.
82
t
En el diagrama con un solo juego de barras seccionada al
realizar el mantenimiento del interruptor, se interrumpe el
circuito asociado, y si se realiza el mantenimiento de la
linea, sale una parte de la subestación.En el diagrama de conexiones con doble juego de barras
colectoras o barra partida, al hacer el mantenimiento del
interruptor, el circuito se puede interrumpir a menos que se
le provea de un sistema de by - pass.
En los demás diagramas al hacer el mantenimiento de los
interruptores, no se interrumpe el circuito, en algunos casos
se transfiere.
Para el mantenimiento de la barra en un arreglo de barras
principales y barras de transferencia, toda la subestación
sale de servicio.
En el diagrama de conexiones con doble juego de barras
colectoras o barra partida el mantenimiento de la barra
involucra, que cada circuito se abra temporalmente para
transferirle a la otra barra. En el diagrama de conexiones
con doble juego de barras colectoras principales y uno de
barras colectoras auxiliares, el mantenimiento de la barra no
involucra ninguna interrupción, los circuitos se transfieren
a la otra barra.
En el arreglo en anillo, no necesariamente se habla del
matenimiento de barra, es decir a la barra se la considera
como se mencionó antes parte del circuito.
En los esquemas restantes, también el mantenimiento de las
barras no involucra la interupción, los circuitos se
alimentan desde la otra barra.
4.2.5.12 EVALUACIÓN DEL COSTO
De capitules anteriores se estableció que de la subestación
saldrán tres circuitos radiales, por lo tanto, para cada
diagrama de conexiones se puede saber que cantidad de equipo
se necesitaría, el equipo a considerar serían los disyuntores
83
(reconectadores) y las cuchillas seccionadoras, por ser los
elementos más ponderantes en lo que a costo se refiere. No se
incluye el costo de los transformadores de potencia debido a
que éste es el mismo para todas las alternativas.
Entonces la cantidad de equipo para las distintas
alternativas se puede observar en la siguiente tabla. Para
tener una estimación del costo de los arreglos se tomará como
costo unitario el arreglo en anillo, además en el costo
total, el interruptor (reconectador} tendrá un costo de 1 pu
y los seccionadores de 0.2 pu.
Figura #
12
13
14
15
17
19
20
22
16
Costo total
PU
1.09
1.22
1.22
1.22
1.39
1
1.45
1.75
1.125
Cantidad de Equipo
Interruptores
5
5
5
5
5
4
6
8
4
Seccionadores
10
14
14
14
19
12
16
16
16
4.2.6 SELECCIÓN
De lo anotado anteriormente se puede concluir con lo
siguiente:
Los diagramas de conexiones con un solo juego de barras
seccionada y el diagrama de conexiones con doble juego de
barras colectoras principales y uno de barras colectoras
auxiliares, no están dentro de la lista de los posibles
esquemas de la subestación, por cuanto el primer diagrama se
recomienda para subestaciones menos importantes y el segundo
porque es un esquema para subestaciones de alto voltaje
principalmente.El diagrama con triple juego de barras tampoco se
implementará en la subestación, por cuanto, este esquema es
útil cuando se tiene cortocircuitos muy altos.
Los diagramas con arreglo de interruptor y medio y el
diagrama con arreglo de doble interruptor, por ser los de
mayor costo, tampoco se lo considerará en la selección del
esquema.
El esquema con arreglo en anillo, por su dificultad en la
ampliación de la subestación, también será excluida de la
lista probable, para la selección del esquema de barras de la
subestación.
De los dos diagramas restantes, los dos tienen igual costo,
pero el diagrama de conexiones con doble juego de barras
colectoras o barra partida es el que presenta mejor
continuidad, que en nuestro caso es de vital importancia.
Además se equipará a cada disyuntor de potencia con un
seccionador by - pass para facilitar las tareas de
mantenimiento de dicho elemento.
Entonces de lo mencionado anteriormente el esquema a
emplearse en la subestación es el diagrama de conexiones con
doble juego de barras colectoras o barra partida.
El diagrama unifilar de la subestación es por lo tanto elsiguiente:
Dis
yunto
rR
econ
ccto
dor
Sec
cion
ador
BA
RR
A
2
69
kV
13.8
kV
BA
RR
A
113
,8
kVD
IAG
RA
MA
UN
IFIL
AR
D
E L
A
SU
BE
ST
AC
IÓN
S
EC
OY
A
L IT.C.
v AÁA T.Í
NA/VS/V WVW
FIGURA til
BARRA SIMPLE
L LT.C.
NA/VW
A/U T.P.
FIGURA *12BARRA SECCIONABA
DIAGRAMA DE CONEXIONES CDN UNSOLO JUEGO DE BARRAS COLECTORAS
k kBARRAS PRINCIPALES
INT. TRANSF.
B
c v
^
\^ >
^ E •*
BARRAS DE TRANSFERENCIA
FIGURA «13DIAGRAMA CON UN JUEGO DE BARRAS PRINCIPALESY UND DE BARRAS DE TRANSFERENCIA
BARRAS PRINCIPALES
BARRAS AUXILIARES
WVXA/
FIGURA t!4DIAGRAMA DE CONEXIONES CON UN JUEGO DE BARRAS COLECTORASPRINCIPALES Y UN JUEGO DE BARRAS COLECTORAS AUXILIARES
FIGURA «15DIAGRAMA DE CONEXIONES CON DOBLE JUEGO DE BARRASCOLECTORAS O BARRA PARTIDA
vyv I vvv_|ll fc, l l l u
cU cu
crr crr
FIGURA «16
DIAGRAMA DE CONEXIONES CON TRIPLE JUEGO DE BARRAS COLECTORAS
L Lir.
/VWXA A/WSA
n
BARRAS PRINCIPALES ttl
BARRAS PRINCIPALES «3
BARRAS AUXILIARES
AAA AAAT.P. TP.
FIGURA *17
DIAGRAMA DE CONEXIONES CON DOBLE JUEGO DE BARRAS COLECTORASPRINCIPALES Y UNO DE BARRAS COLECTORAS AUXILIARES
A/\Xv\A *1B
DIAGRAMA DE CONEXIDNES CON ARREGLO EN ANILLO SENCILLO
VW-9\—*
vw—III-*
AAAAA AAAAA
FIGURA «19
DIAGRAMA DE CONEXIONES CON ARREGLO EN ANILLO SENCILLO
vvv—MI v
AAAAA\AAAA/
yNAAAXV
FIGURA *»20
DIAGRAMA DE CONEXIONES CON ARREGLO DE INTERRUPTOR Y HEDIÓ
AAA AAATJ». TJ».
AAAAAVSAAA/
AAAAAVSAAA/
FIGURA «21
DIAGRAMA DE CONEXIONES CON ARREGLO DC INTERRUPTOR Y MEKD
i iJ J
í í
vyv
AAAAA AAAAANAAAA/ NAAAA/
FIGURADIAGRAMA DE CONEXIONES CON ARREGLO DE DOBLE INTERRUPTOR
92
4.2.7 DISEÑO DE XAS BARRAS COLECTORAS
4.2.7.1 INTRODUCCIÓN
El diseño de las barras colectoras implica la selección
apropiada del conductor (material, tipo y forma), selección
de los aisladores y la selección de las distancias entre
apoyos y entre fases.
4.2.7.2 CABLE O TOBO
Los tipos de barras más usados son los cables y los
tubosEl cable es un conductor formado por un haz de alambres
trenzados, lo que nos permite tener claros más grandes y es
más económico que el tubo. Las subestaciones con barra
tensada son más compactas y ocupan menos área de terreno.
Pero se tiene mayores pérdidas por efecto corona y efecto
superficial. La barra tensada esta bajo una constante tensión
mecánica. Debido a ésta tensión la barra tipo cable o tensada
necesita mayor cantidad de hierro para las estructuras y por
ende más cimentaciones para las mismas. Los aisladores no son
convenientemente accesibles para la limpieza. También la
tarea de pintar una gran estructura de hierro es costoso y
peligroso.
El tubo se usa principalmente para llevar grandes cantidades
de corriente, reduce los efectos por efecto corona y
superficial, además el número de soportes necesarios se
reduce debido a su rigidez, también facilita la unión entre
dos tramos de tubo. Los tubos no están bajo una constante
tensión mecánica, da una mejor apariencia de la subestación.
Se utiliza más aisladores y soportes. Uso de estructuras
simples y bajas con una mínima utilización de hierro, los
aisladores montados como soportes aislantes tipo pedestal son
más accesibles para limpiar» El uso de estructuras bajas
mejora la apariencia de la subestación dando una buena visión
de conductores y aparatos,
Para elegir si se utilizará, cable o tubo, la contaminación
que existe en el Distrito Amazónico es importante por cuanto,
si se utiliza una barra de cable los aisladores no son
totalmente accesibles a la limpieza, mientras que en una
barra de tubo si lo son, lo que implica que el mantenimiento
es realizado de una mejor manera con una barra tipo tubo,
esto trae como consecuencia que con una barra tubo los
mantenimientos sean menos periódicos comparados con la barra
tipo cable o tensada y esto a su vez trae como consecuencia
al aspecto económico de la empresa por cuanto, no se realizan
muchas interrupciones al explotar el crudo.
Entonces de lo mencionado anteriormente la barra tipo tubo es
más conveniente, por que resulta fácil para su mantenimiento
y se reducen los efectos corona y superficial, además de
utilizar estructuras simples.
Al estar en la necesidad si se utiliza Cu o Al, la principal
causa es el volumen del tubo, es decir con tubo de Al se
tiene mayor volumen en igualdad de conductividad que el Cu,
por lo tanto el Cu es el material elegido, además posee otras
características como tener buena resistencia mecánica, no se
oxida fácilmente y tiene una buena conductividad térmica.
4.2.7.3 ELECCIÓN DE LOS AISLADORES
Para elección de los aisladores es necesario considerar
el tipo de barra que se usará, el nivel de aislamiento que se
determine para el juego de barras, los esfuerzos a los que
esta sujeto, condiciones ambientales, etc.
Los aisladores para soportar las barras rígidas que es
el tipo de barra escogida (tubo) son de dos tipos, aisladores
tipo alfiler y aisladores tipo columna.
La principal ventaja de los aisladores tipo alfiler es
que evita que entre sus pliegues penetre la contaminación y
94
si esto sucede su limpieza es muy difícil. Cada elemento de
este tipo de aislador esta formado por una serie de
aisladores concéntricos formando un conjunto que refuerza la
distancia de flameo. Para alcanzar el nivel de aislamiento se
va sobreponiendo uno sobre otro hasta alcanzarlo, por ejemplo
para un BIL de 350 kV y un nivel de voltaje de 69 kV, se
utilizan dos aisladores de 14 W cada uno y para las mismas
condiciones, pero utilizando aisladores tipo columna solo se
utiliza un aislador de 30"; para un BIL de 550 kV y voltaje
de 115 kV se tiene tres unidades de aisladores para obtener
este nivel de aislamiento y con el tipo columna solo se
necesita dos unidades.
Los aisladores tipo columna están formados por una sola
unidad de mayor longitud que los aisladores de tipo alfiler
como se puede observar en el ejemplo anterior, y sus
principales ventajas son;
Alta resistencia mecánica, alta rigidez, mayor estabilidad,
mayor superficie a la atmosfera contaminante, fácil de
limpiar.
Para el espacio dentro de la subestación es necesario
considerar que mientras se utiliza una sola unidad de
aisladores tipo columna, se utiliza para las mismas
condiciones tres unidades de aisladores tipo alfiler.
En el diseño de las barras colectoras se debe tomar en cuenta
algunos factores, que están de acuerdo a la forma y
condiciones de las barras:
Efecto corona
Radio interferencia
Efecto superficial
Efecto de proximidad
Emisividad térmica
Vibración
Corrosión
El efecto corona es una descarga producida por la
ionización del aire cuando un conductor esta energizado y es
función del diámetro, de la rugosidad de la superficie del
conductor, la humedad del medio ambiente y de la altura sobre
el nivel del mar.La radiointerferencia es un efecto obtenido cuando en
una recepción de radio, se tiene que la relación de la
intensidad del campo deseada a la intensidad del campo
indeseable es menor que el valor detectado por el oido humano
El efecto superficial se produce en un conductor cuando
al circular una corriente alterna por este, se produce un
flujo magnético que genera una fuerza electromotriz que se
opone al paso de la corriente y como en el centro del
conductor el flujo magnético es mayor, se tiene que la
corriente en la periferia se concentra aumentando su
resistencia aparente.
El efecto de proximidad se debe al fenómeno resultante
de las inducciones causadas por las corrientes de una barra y
la corriente de retorno en la barra paralela. Estas
corrientes generan campos magnéticos que originan fuerzas
electromotrices que se oponen al paso de la corriente en las
porciones más alejadas de las barras haciendo que la
corriente se concentre en las porciones más cercanas de las
dos barras produciendo un calentamiento mayor en estas zonas.
El efecto de proximidad es inversamente proporcional a
la distancia entre conductores.
La emisividad térmica se define como la velocidad de
radiación térmica de un material
La corrosión consiste en la destrucción de una
substancia generalmente metal por reacción quimica o
electroquimica con el medio que lo rodea.
96
4.2.7.4 CONSIDERACIONES DE LAS CARGAS EN EL DISEÑO DE BARRAS
4.2.7.4.1 CARGAS ESTÁTICAS
A este tipo de cargas pertenecen todas las que actúan
sobre las barras en forma constante y que son consideradas en
el diseño en forma vertical. Una de las cargas estáticas
principales es el peso del conductor.
4.2.7.4.2 CARGAS DINÁMICAS
Se definen como cargas dinámicas todas las cargas que
actúan sobre las barras en forma variable y son consideradas
en el diseño en forma horizontal o axial. Entre estas cargas
tenemos:
Expansiones térmicas
Esfuerzos mecánicos
Esfuerzos electromagnéticos
4.2.7.4.3 MÉTODO DE CALCULO
Se establece el calibre mínimo del tubo para soportar la
corriente máxima total, prevista para el estado final de la
subestación (referencia 23 hace mención a este método).
1.- Determinar las distancias entre los centros de los
conductores de la barra.
2. - Calcular la fuerza de cortocircuito máxima que debe
resistir la barra. Esta fuerza se calcula con la siguiente
ecuación:
donde:
FSc= Fuerza máxima de cortocircuito (N/m)
KSC = Factor de reducción de la fuerza de cortocircuito
(entre 0.5 y 1, 0.67 recomendado).
97
I = Valor rms de la corriente trifásica simétrica de
cortocircuito (Amperios)
D = Distancia entre los centros de los conductores de la
barra (centímetros}
3. - Determinar la carga debido al viento la cuál se la
obtiene de la siguiente ecuación:.
donde:
Fw = Carga debido al viento (N/m)
Pw = Presión del viento en Paséales
di = Diámetro exterior del conductor
Por lo tanto considerando las fuerzas
horizontales se obtiene la fuerza total:
verticales como
donde:
FT= Fuerza total en la barra (N/m)
Wc = Peso del conductor (N/m)
4.- Calcular el claro máximo de la barra utlizando la
siguiente expresión:
K,SMF.*S
F
1/2
donde
LM = Máximo claro que la barra soporta
KM = Factor de multiplicación (tabla 13)
FB = Máxima presión que soporta el conductor (kilopascales)
Para conductores de Cu y Al:
FB = 1-38 x 105 Kilopascales
Este valor incluye un factor de seguridad de 1.25
S = Modulo de la sección del
5.- Calcular la deflexión máxima
conductor
tubo
••CAÍ £*/
98
donde :
y = deflexión máxima del conductor (cm)
KM = Factor de multiplicación (tabla 13)
L = Claro que la barra soporta (m)
E = Modulo de elaticiüad {kilopascales}
I = Momento de inercia (cm)
6.- Determinar la fuerza minima en cantilever del aislador
donde :
Ws = Fuerza en cantilever del aislador
Ls - Suma de la mitad de la longitud de dos vanos adyacentes
(m) . La ecuación anterior incluye un factor de seguridad de
2.5
TACTORES DE MULTIPLICACIÓN, PARA MÁXIMA DEFLEXIÓN Y CLAROS
DEL CONDUCTOR
TABLA #32
Sistema de la barra
Claro simple, fijado en
los extremos
Claro simple, fijado en
un extremo
Claro simple, libremente
soportado
Dos claros iguales,
libremente soportado
Tres claros iguales o
más, libremente
soportados
0.11
0.090
0.090
0.090
0.096
KDH
2.6xl04
5.4x10*
1.3x1O5
5.4xl04
6.9x1O4
Nota: El limite de la deflexión de la longitud del claro es
igual a y/200. Si el valor calculado es mayor que este valor,
99
se selecciona un conductor de diámetro mayor o se reduce la
longitud del claro.
4.3 DISEÑO DE REDES DE TIERRA
Para el diseño se siguirán los siguientes pasos:
Determinar las características del terreno
Determinación de la corriente máxima de falla a tierra
Diseño preliminar de la malla
Tensiones tolerables
Determinación de los coeficientes km y ki (km coeficiente que
toman en cuenta los conductores de la malla en cuanto a
numero. calibre y disposición y ki como un factor de
corrección por irregularidad, para tomar en cuenta la
distribución irregular del flujo de corrientes a tierra)
Cálculo de la resistencia a tierra de la malla
Cálculo del máximo aumento de potencial de la malla
Potenciales de transferencia
Correcciones y refinamiento del diseño preliminar
4.3.1 CARACTERÍSTICAS DEL TERRENO
El terreno proyectado en el cuál se va a construir la
subestación corresponde a un terreno húmedo cuya resistividad
es de 100 Q - m y de dimensiones 20 x 20 m, es decir, una
área de 400 m2 y un perímetro de 80 m.
4.3.2 DETERMINACIÓN DE LA CORRIENTE MÁXIMA DE FALLA A TIERRA
De los cálculos realizados en el Capítulo III, donde se
efectúa un estudio de cortocircuitos de la subestación, se
tiene que el mayor valor de corriente de falla a tierra es de
ICC= 5.8052 pu.
A esta corriente deberá aplicarse un factor de
corrección que toma en cuenta diferentes factores como el
100
desplazamiento de la corriente continua, la atenuación de la
corriente alterna, etc. Este factor de corrección denominado
Factor de Decremento, resultado de una serie de pruebas y
experiencias y comúnmente utilizado en la práctica se tabula
a continuación:
Duración de la falla
TSegundos
0,080,10,25
0,5 o más
Ciclos (60)0,5615
30 o más
Factor deDecremento
D
1,651,251,11
Entonces:
I = D * Ice
donde:
Ice = corriente de cortocircuito
D = Factor de decremento
I = Corriente máxima de falla
D es igual a 1.65, considerando la condición más severa,
es decir, un desplazamiento del 100% de la onda de corriente
asimétrica de falla a tierra para la duración de la descarga
y considerando un factor de seguridad de 1.5 por ampliaciones
futuras.
Entonces:
I = 5.8052 * 418.36 * 1.65 * 1.5
I = 6010.93 A
Donde el factor 5.8052 sale del estudio de cortocircuitos
(anexo #2)
101
4.3.3 DISEÑO PRELIMINAR DE LA MALLA
Al realizar el diseño preliminar de la malla se debe
considerar lo siguiente:
• Un cable continuo debe rodear totalmente a la rejilla
• Evitar puntas de cable sin conectarse
• Los cables en el interior de la rejilla deberán colocarse
paralelamente y a una distancia razonable y lo más
constante posible.
• El terreno que se dispone para la construcción de la malla
es de 400 metros cuadrados (20x20) .
4.3.4 CÁLCULO DEL RADIO EQUIVALENTE
r = V400 73.14159
r =* 11.28 m
donde :A = Área del terreno
Conociendo las dimensiones de la malla y considerando un
reticulado uniforme ( 4x4 m ) f se obtiene la disposición de
la rejilla y la longitud inicial del conductor.
Longitud inicial del conductor 240 m.
El tipo de conductor a utilizarse en la malla, depende
de la magnitud de la corriente de cortocircuito, del tiempo
durante el cual circula y de otras consideraciones.
Para calcular el calibre del conductor se utiliza la
fórmula de Onderdonk, la cual es:
234 +TV
33*5
102
donde :A = Área de la sección recta del conductor de Cu en circular
mil
I = Corriente máxima en amperios
Tm - Temperatura máxima permisible en °C
Para uniones soldadas es de 450 °C
Para conectores atornillados es de 250 °C
Ta = Temperatura ambiente en °C
S = tiempo en segundos durante el cual la I se aplica
Aplicando la formula y reemplazando valores tenemos que
el área transversal del conductor es de 53.194 MCM. El
calibre normalizado más cercano es el conductor #2
Los valores utilizados en la formula anterior fueron:
Ta = 40
Tm = 450
I = 6010.93
S = 1
4.3.5 TENSIONES TOLERABLES
4.3.5.1 POTENCIAL DE PASO
Corresponde a la diferencia de potencial derivada por el
cuerpo y limitada al valor máximo entre dos puntos accesibles
sobre la tierra separados por una distancia de un paso, la
cual se asume igual a Im.
donde:
Rfc = Resistencia del cuerpo humano ( 1000 ohmios )
RF = Resistencia de tierra que esta inmediatamente bajo de
cada pie
Ik = Valor de la corriente tolerable por el cuerpo y
establecida por la siguiente ecuación:
103
, 0.116i tf = —^—V*
Además:
donde :
t = 0.5 segundos, se toma este valor por seguridad aunque en
la práctica es menor
ps = Resistividad bajo los pies de una persona. (3000 Q-m)
Realizando los cálculos correspondientes se tiene que el
potencial de paso es de 3116.92 V.
4.3.5.2 POTENCIAL DE TOQUE O CONTACTO
Es la diferencia de potencial tolerable entre un punto
de la superficie de la tierra sobre el cual un hombre esta
parado y un punto de la estructura a la cual puede estar
tocando con la mano. La ecuación correspondiente es:
Reemplazando valores en la ecuación anterior se tiene
que el potencial de contacto es igual a 902.26 V
4.3.5.3 POTENCIAL DE TRANSFERENCIA
Esta diferencia de potencial se produce cuando una
persona esta tocando un conductor puesto a tierra en un punto
remoto .
4.3.6 DETERMINACIÓN DE LOS COEFICIENTES KM Y KI
El diseño del sistema de tierra deberá ajustarse de tal
forma que la longitud total de los conductores enterrados
104
inclusive las varillas, sea mayor o igual a la longitud dada
por la ecuación:
116 + 0.25 Vs
donde:L = Longitud total del conductor enterrado incluyendo la
longitud de las varillas
I = Corriente eficaz máxima que fluirá de la rejilla en
conjunto hacia la tierra
p = Resistividad promedio del terreno
El valor del coeficiente de Km esta dado por la fórmula
5!_ + I*¿n(3/4X5/6X7/8)....
donde:
El número de factores en paréntesis en el segundo
término, debe ser igual a (n-2), siendo n el número de
conductores paralelos en la rejilla básica tomados en una
sola dirección Km. = 0.7319, con h = 0.3m, d = 8.128xlO"3
m, D = 4m y n=4.
El coeficiente Ki es un factor que toma en cuenta la
irregularidad, es decir, toma en cuenta la no uniformidad del
105
flujo de corriente a tierra, y cuyo valor se obtiene
aplicando la fórmula:
K, =0.65 +0.172 *n
ki=1.682 { n = 6)
Con la determinación de los coeficientes Km y Ki se
procede al cálculo de la longitud del conductor.
L, la longitud del conductor es igual a 835.85 m (L)
4.3.7 CÁLCULO DE LA RESISTENCIA A TIERRA DE LA MALLA
La fórmula para dicho cálculo esta basada en el hecho de
que la malla estará enterrada en el terreno, por lo que se la
considera una superficie conductura circular, por lo tanto se
tiene la siguiente ecuación:
4*r L
El valor de la resistencia a tierra de la malla es de
2.3356Q
4.3.8 CÁLCULO DEL MÁXIMO AUMENTO DE POTENCIAL DE LA MALLA
Este aumento de potencial con respecto a tierra absoluta
se determina por:
E = R * I
donde:
E = Potencial máximo al que llega la rejilla respecto atierra (V)
E = 14039.12 V
I106
4.3.9 CÁLCULO DE LAS TENSIONES DEL PISO EN EL EXTERIOR
INMEDIATO A LA MALLA
El cálculo se realiza utilizando la siguiente ecuación
9 t
donde :
Es = Tensión que se presenta entre los pies de una
persona al dar un paso largo, cuando esta circulando la
corriente máxima de falla de la malla hacia la tierra.
Ks = Coeficiente que toma en cuenta n, D, h y d que fueron
definidos anteriormente.
Además Ks se lo determina utilizando la siguiente
ecuación:
1 J 1 1 1 1 1n V2*0,3 40*0.3 2*40 3*40 4*40
El número de términos dentro del paréntesis debe ser
igual a n.
Por lo tanto ks = 0.353 y Es = 426.98 V
4.3.10 POTENCIALES DE CONTACTO
El objetivo del cálculo de este potencial es establecer
el potencial de contacto en varios puntos del conductor
externo de la malla.
La ecuación correspondiente es:
F = K *-~*n* — *Aloque Aí , PL Jt
Siendo:
107
IY ~
2*£> 3*0
D
-S \ rf— V
) (D -x f-$
\_+x7*
-SCond. Externo a lamalla principal
Etoque = 385.02 KX
Tabulando la expresión anterior se tiene:
X
0
-1
-1.5
-2
-2.5
-3
-5
kx
1.8
2.078
2.281
2.242
2.037
1.65
1.275
Etoque
693.036
800.07
878.23
863.21
784.28
635.28
490.9
El mayor potencial ocurre a la distancia x de 1.5 en donde el
potencial de toque es de 878.23 V.
Este potencial es menor al potencial de toque definido
en 4.3.5.2 (902.26 V), pero para tener un poco más de
seguridad aumentamos la longitud del conductor en lOm con lo
que se tiene que la longitud del conductor es igual a L =
845.85m, por lo tanto el potencial de toque se reduce a
108
380.47 kx , entonces para x = 1.5m el potencial de toque es
igual a 867.47 V
4.3.11 POTENCIALES DE CONTACTO EN LAS CERCAS
Para evitar problemas con las descargas accidentales que
pudieran sufrir algunas personas debido a las tensiones
originadas para una falla en las cercas de alambrado, se
recomienda ampliar la malla del sistema de tierra 1. 5m como
minimo.
Entonces el potencial de toque es de 1277 V.
CERCA
£APADEGRAVA
CONDUCTOR EXTERNO
4.4 DISTANCIAS ELÉCTRICAS
4.4.1 VOLTAJE CRITICO DE FLAMEO (TCF)
Representa una probabilidad de flameo del 50%. La
relación entre TCF y el BIL para una probabilidad de falla
del 10% esta dado por:
BIL = 0.961 TCF Ec. 19
i109
Considerando una desviación standart del 3%.
A nivel del mar se tiene:
TCFnormal = BIL / 0.961 Ec. 20
Para diseñar se debe corregir por altitud y humedad por lo
tanto se tiene:
= TCFnormai * kh / 5 Ec. 21
donde :
5 = Factor de densidad del aire de acuerdo con altitud y
temperatura ( 0. 985}
kh = Factor de humedad atmosférica (0.95)
Por otro lado la relación entre TCFdiseño Y la distancia
eléctrica entre electrodos es
= k Ec. 22
Considerando un gradiente de potencial que varia entre 500 y
600 Kv/m.
donde :
k = gradiente de tensión en Kv/m (550)
d = distancia de fase a tierra en m
Por lo tanto la distancia eléctrica esta dada por la
fórmula siguiente, considerando los factores de humedad y
densidad del aire como:
d - 5) Ec. 23
Para completar la fórmula de esta distancia eléctrica se
añadirá el factor de altitud, por lo que la ecuación queda de
la siguiente manera:
dh = diooo + 0.0125 * ( (h - 1000)/100)di000
donde:
dh = Distancia eléctrica a la altura de h m.s.n.m.
Ec. 24
110
= Distancia eléctrica a la altura de 1000 m.s.n.m.
En la ecuación anterior se consideró que por cada lOOm
de incremento en altitud, la distancia eléctrica aumenta en
1.25%.
4.4.2 DISTANCIA ELÉCTRICA ENTRE FASES
" La distancia minima entre fases puede determinarse
teniendo en cuenta que la tensión máxima que puede aparecer
entre fases, es igual al nivel de aislamiento al impulso
(BIL), más el valor de cresta de la onda de tensión a tierra
de frecuencia fundamental, correspondiente a las condiciones
fundamentales de operación. Esto conduce a elegir una
distancia minima entre fases, 15% mayor que la distancia
mínima a tierra, según la recomendación de la CEI, en su
publicación 71 A, sección 6.4.
Para subestaciones con barras rigidas la distancia entre
centros de fases es de 1.6 veces la distancia de fase a
tierra.
4.5 PROYECTO FÍSICO DE LA SUBESTACIÓN
Para determinar la capacidad del trasformador o
transformadores para la subestación se tiene como datos lo
siguiente:
El nivel de voltaje de alta tensión es de 69 kV, y en el
lado de bajo voltaje se tiene 13.8 kV para distribución y 480
V para la Estación Secoya a la cuál opera.
En la parte de distribución se tiene 1 alimentador
construido el cuál se tomará como referencia para los otros
dos alimentadores que en el futuro se construirán.
I111
4.5.1 DXMENSIONAMXRNTO DEL TRAHSFOFMADOR
Para dimensionar el o los transformadores se toma en
cuenta la carga para el año 2005, en cuyo año se tendrá
aproximadamente 7.5 MVA de acuerdo al capítulo anterior.
Suponiendo un transformador de 5 MVA de potencia nominal
y una sobrecarga del 20% del transformador, se tiene una
capacidad de 6 MVA sin ocacionar daños a la vida útil del
transformador, por lo que para los tres alimentadores y la
estación Secoya se dispondrá de 6 MVA.
Al entrar en funcionamiento un segundo transformador de
las mismas características que el transformador anterior, se
tendrá una carga de 12 MVA que es mayor para la demanda
aproximada del año 2005, que será repartida para la Estación
Secoya y los tres alimentadores. Entonces con la
implementación de los transformadores se tiene para el año
2005 una reserva de 4.5 MVA, para futuro crecimiento de carga
en el área Libertador.
Por lo tanto para la subestación de Secoya se dispondrá
de 2 transformadores de 5 MVA cada uno, con una sobrecarga
del 20%.
Los transformadores serán trifásicos por cuanto tienen
una mejor eficiencia que los transformadores monofásicos, su
tamaño es menor y su costo también lo es.
4.5.2 PARARRAYOS
Para seleccionar la tensión nominal de los pararrayos se
debe considerar la falla de fase a tierra que es la más
importante y que es la que produce las sobretensiones, a
frecuencia nominal, de mayor magnitud. También se debe tomar
en cuenta las características del sistema y especialmente de
las formas de como están conectados los neutros de los
transformadores y generadores.
112
Los parámetros que se utilizan para seleccionar el
pararrayos son:
La reactancia de secuencia positiva y cero
La resistencia de secuencia positiva y cero
Las relaciones entre la reactancia de secuencia cero y
la reactancia de secuencia positiva se encuentran tabuladas
asi como las relaciones entre la resistencia de secuencia
cero y la resistencia de secuencia positiva. Estas relaciones
que dependen del tipo de sistema que se tiene nos permiten
determinar el voltaje nominal por seleccionar y por ende
especificar el pararrayos adecuado.
De acuerdo con normas, los pararrayos se denominan de 100, 80
y 75%, considerando que a medida que los pararrayos
disminuyen su porcentaje de voltaje, disminuye también su
precio. Los de 100% se utilizan en sistemas con neutro
aislado o con alta impedancia a tierra, su voltaje nominal es
un 5% mayor que el voltaje nominal del sistema.
Los pararrayos menores de 100% se utilizan en sistemas
conectados directamente a tierra, variando su valor nominal
en función de la relación de las impedancias y cuyos valores
se encuentran tabulados.
El voltaje nominal de un pararrayos se calcula de acuerdo con
la expresión:
Vn= k*Vmax
Vnax - Voltaje máximo del sistema entre fases
Vn = Voltaje nominal del pararrayos
k = Factor de conexión a tierra
Para sistemas con el neutro sólidamente puesto a tierra como
es el caso de nuestro sistema k es igual a 0.8. Por lo tanto
el voltaje nominal del pararrayos es igual a 58 kV
(utilizando la ecuación anterior), con Vn - 72.5 kV.
La corriente de descarga del pararrayos se calcula de acuerdo
a la siguiente ecuación:
Id = 2*BIL-Vr/z
donde:
113
Id * Corriente de descarga del pararrayos
Vr - Voltaje de recuperación del pararrayos
z - Impedancia característica de la línea en ohmios
La corriente de descarga es igual a 2.22 KA, tomando
como impedancia de la línea 315 O y el B.I.L. de 350 KV y Vr
- O kV.
Por lo tanto se empleará un pararrayos de voltaje
nominal de 60 KV y una corriente de descarga de 5 KA.
4.5.3 SELECCIÓN DE LOS DISYUNTORES
De la referencia (2}, tomando en consideración los
disyuntores en pequeño volumen de aceite, disyuntores
neumáticos y los disyuntores de hexafluoruro de azufre (SF6),
las características que mejor se adecúan al distrito
Amazónico son los disyuntores de SF6, cuya característica
principal es que posee un gas que no es inflamable. Lo cual
es conveniente por cuanto la subestación en estudio esta en
la estación Secoya, desde donde se bombea todo el crudo del
área Libertador y por lo tanto es necesario que nunca se
produzca un incendio en dicha subestación.
Entonces los disyuntores de SF6 tendrán un voltaje nominal de
69 kV, con un voltaje máximo de operación de 72.5 kV de
acuerdo a las nornas americanas que es del 5% sobre la
tensión nominal.
" La corriente en servicio continuo, es aquel valor de
corriente constante que circula por el interruptor y que se
mantiene durante un tiempo lo suficientemente largo para que
los dispositivos del disyuntor alcancen su temperatura de
trabajo. Serán suficientes las menores corrientes standarts
para la clase de disyuntores propuestos, es decir entre 1600
A y 2000 A".
La corriente instantánea, se la define como la corriente de
carga que un interruptor debe soportar después de ocurrir una
falla. Existe un método propuesto por el " AIEE swithgear
114
comitee",para el cálculo aproximado de la corriente de falla,
considerando la componente de corriente continua,
multiplicándolo por un factor la corriente eficaz simétrica
calculada, despreciando la corriente antes de producirse la
falla y según el tipo y la localización de la falla que
proporciona las condiciones más severas para el disyuntor. El
valor recomendado por AIEE es de 1.6.
La corriente que un disyuntor es capaz de interrumpir en el
momento en que se abren sus contactos es la corriente nominal
de interrupción. También como en el caso anterior es
necesario buscar un factor para multiplicarlo a la corriente
eficaz simétrica y este factor depende de la velocidad del
disyuntor. El tiempo de interrupción para un caso especifico,
sale de un estudio de estabilidad del sistema. En nuestro
caso se tomará como tiempo máximo 3 ciclos para los dos
niveles de voltaje (69 y 13,8 kV), cuyo factor de
multiplicación es de 1,2 (referencia 2).
La capacidad de interrupción de un aparato es el poder de
ruptura de éste y se expresa en kA eficases o como la
potencia de ruptura en MVA.
También es necesario especificar el ciclo de trabajo que
consiste en una serie de operaciones de apertura y cierre o
ambas a la vez.
La corriente circulante por un interruptor durante cuatro
segundos está basada en la corriente total R.M.S. medida o
calculada después de 1 segundo.
La corriente nominal de conexión se define como la mayor
corriente que el interruptor es capaz de cerrar a una
temperatura dada en condiciones prescritas de empleo y
funcionamiento, sin deteriorarse ni dar origen a
manifestaciones externas excesivas.
115
4.5.4 SECCIONADORES
Para la selección de los seccionadores se toma en cuenta
la posibilidad de ser operado mediante motor, que es
necesario para la automatización del sistema, por lo que los
seccionadores serán de cuchilla giratoria provistos de tres
columnas y operados por motor.
4.5.5 BLINDAJE
Es una malla formada por cables de guarda que se instala
sobre la estructura de la subestación.
Para el cálculo del blindaje de una subestación existen
cuatro métodos a saber que son:
Método electrogeométrico
Método de Bewley
Método de Bayonetas
Método descrito en la tesis del Ing. Max Molina
La referencia 20 hace mención a los tres primeros métodos
4.5.6 DISTANCIAS DE DISEÑO
En este tema se trata del cálculo de las dimensiones
entre las partes vivas del equipo y entre estas y las
estructuras, muros, rejas y el suelo.
4.5.6.1 ALTURA DE LOS EQUIPOS SOBRE EL NIVEL DEL SUELO
Esta altura se la llama también como el primer nivel de
barras hs, mientras el segundo nivel se indica con hb, tal
como se indica en la figura siguiente.
116
UNEA
U
SUBESTACIÓN
l.-PARAKRATOS2.-T.POTB4CIAL3.-T. CCRRI0<rrE4.-CUCHOZAS
O
2° NIVEL DE BARRAS
2.25
hs
hb
La altura hs nunca debe ser menor a 3 m, sino se
encuentran aislados por barreras de protección.
La altura minima de la base de los aisladores que
soportan partes vivas, no debe ser menor de 2.25 m, que es la
altura de una persona promedio con el brazo levantado.
En general para cualquier equipo, la altura minima de
sus partes vivas se calcula de acuerdo con la siguiente
ecuación, que considera como lOOOm de altura máxima.
hs = 2.3 + 0.0105 * Kv
donde :
kV = Es el voltaje máximo de diseño del equipo de que se
trate (72,5 KV)
Arriba de los lOOOm sobre el nivel del mar la ecuación
anterior se modifica y queda como:
hsh = hslOOO + ( 0.0125 ( (h - 1000) / 100)* hslOOO)
donde :h - altura sobre el nivel del mar
hsh = altura minima de la parte viva al suelo, a una altura h
sobre el nivel del mar
117
hslOOO = altura mínima de la parte viva al suelo, a una
altura que esta entre O y 1000 m sobre el nivel del mar.
4.5.6.2 ALTURA DE LAS BARRAS COLECTORAS SOBRE EL SUELO
Cuando una persona recibe la sensación de campo
eléctrico por debajo de las barras, esta distancia es a la
que debe estar las barras colectoras.
La siguiente ecuación nos permite calcular la altura de
las barras colectoras hb
hb = 5 + 0.0125 * Kv
4.5.6.3 ALTURA DE REMATE DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EN LA
SUBESTACIÓN
Las líneas de transmisión que llegan a la subestación no
deben tener una altura inferior a los 6m (hL).
hL = 5 + 0.006 * Kv
4.5.7 DISTANCIAS DE SEGURIDAD
Como distancias de seguridad se entiende a las
distancias mínimas, en donde el personal puede trabajar o
circular, sin que exista peligro para su vida.
Las distancias de seguridad están regidas por dos
términos, los cuales son, distancia mínima de fase a tierra,
correspondiente al nivel de aislamiento al impulso de la zona
y el segundo depende de la talla media de los operadores.
Estos dos términos se suman y nos da la distancia de
seguridad.
Las distancias mínimas de seguridad vienen expresadas
por las siguientes fórmulas:
dh = df-t +0.9
dv = df-t +2.25
donde:
118
dñ = Distancia horizontal en m
dv — Distancia vertical en m
df-t = Distancia mínima de fase a tierra correspondiente al
B.I.L. de la zona
4.5.8 ZOKAS DE TRABAJO
Las zonas de trabajo corresponde a aquellos lugares
donde el personal puede trabajar con plena seguridad.
Las distancias de seguridad se determinan de igual forma
que las distancias anteriores y además en ningún caso debe
ser menor de 3m.
En el anexo #5 se calculan las diferentes distancias, las
barras colectoras y el apantallamiento de la subestación.
CAPITULO 5
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
En el capitulo tercero de este trabajo se analizó algunas
contingencias al sistema interconectado de Petropreducción
futuro, es decir, incluidas las áreas del Auca norte y
Libertador de donde se puede concluir con lo siguiente:
Al salir de línea cualquier generador del sistema
interconectado, es necesario seccionar carga, por cuanto el
sistema eléctrico no dispone de energía suficiente para tal
contingencia.
Para tener el sistema interconectado en condiciones normales
es necesario disponer de potencia de reserva, para lo cual es
indispensable incrementar la generación y tratar de que el
sistema interconectado de Petroproducción adquiera energía de
otros lados por ejemplo de la empresa eléctrica Sucumbios,
como también en el futuro interconectarse con el sistema
nacional interconectado, para lo cual es necesario que el
sistema interconectado trabaje al nivel de 69 kV para el cual
esta diseñado.
De lo mencionado anteriormente es necesario realizar un
análisis técnico - económico y estudios de factibilidad, de
donde se concluya si es necesario seguir incrementando la
generación con turbinas como la Thyppon o interconectarse alsistema nacional.
También es necesario generar en el Auca norte y en el
Libertador por ejemplo, al producirse la salida de la línea
que une el campo Sacha con el área del Auca Norte, esta
última queda sin energía hasta que se solucione el problema,esto debido a que el área Auca Norte solo se alimenta del
sistema interconectado especialmente del campo Sacha. Por lo
que es necesario no descuidar el mantenimiento continuo de lalínea.
120
Al realizar la interconexión entre el área Libertador y el
sistema interconectado de Petreproducción incluida el área
del Auca norte, se trata de solucionar o eliminar en parte la
gran cantidad de grupos electrógenos que tienen un alto
índice de subutilización, especialmente en los posos de
producción, lo que origina alto consumo de combustible,
costos de mantenimiento mayores e ineficiencia de estos.
Al seleccionar el transformador de la subestación Secoya,
solo se dispone de la carga actual y de la posible carga para
el año 2005, siendo el transformador a escogerse de 5 MVA con
una sobrecarga del 20% sin que se produzca ningún daño al
transformador, y un segundo transformador para la futura
carga del área Libertador, que se lo puede seleccionar de
mejor manera si se tiene una política de planificación
eléctrica adecuada en el área.
Las estructuras utilizadas en la línea para la interconexión
del sistema interconectado de Petroproducción y el Área del
Libertador son estructuras tipo H ( retención y
suspensión),el conductor de la línea #4/0 ACSR, normalizado
por Petroproducción, el numero mínimo de aisladores para la
estructura es de 6 aisladores.
La solicitación que prevalece para determinar el número
mínimo de aisladores en esta línea en particular, es la
solicitación por contaminación. Pudiendo para simplificar el
trabajo del calculo del aislamiento, tomar solo en cuenta
esta solicitación, para futuras líneas semejantes a esta.
Los reconectadores de los alimentadores se asumirá semejantes
a los utilizados por Petroproducción, por cuanto, la
centralización de la carga del Área Libertador esta fuera del
alcance de este trabajo.
Del análisis de flujos de potencia, el factor de potencia de
la barra oscilante es menor a 0.8 en atraso y en casos de
alguna contingencia este valor baja mucho mas, por lo cual es
necesario incorporar reactivos en los centros de mayor
demanda.
121
En este trabajo se llega a determinar que por un conductor
#4/0 ACSR circula una corriente de 263 A en forma continua y
una corriente de cortocircuito de 7711 A.
5.2 RECOMENDACIONES
Para realizar estudios de demanda en el presente trabajo fue
necesario conocer no solo parámetros eléctricos, sino también
parámetros concernientes a la parte petrolera ( levantamiento
artificial del crudo ) , por lo que es necesario tener a la
mano estos parámetros juntos, para una estimación más exacta.
Para que el sistema interconectado cumpla con los requisitos
indispensables, es necesario adquirir unidades de mayor
capacidad de generación que las actuales y ubicarlas donde se
disponga de combustible necesario para el funcionamiento de
estas y que forme parte del centro de carga, tal es el caso
del área Libertador donde se dispone de suficiente cantidad
de gas.
Sobre los grupos electrógenos actuales ubicados en los pozos,
campamentos, estaciones, y la carga de estos alimentados por
el sistema interconectado, es necesario llevarlos a sitios
distantes del sistema interconectado, es decir, a lugares
donde no sea posible una conexión con el sistema
interconectado por ejemplo al campo Cuyabeno que esta
aproximadamente a 70 kM de distancia del sistema
interconectado y en donde se utilice toda la potencia
disponible del grupo electrógeno y no ocurra la
subutilizacion de esté.
Disponer de un buen sistema de comunicaciones indispensable
para realizar un mantenimiento adecuado y evitar posibles
accidentes que en algunos casos pueden ser fatales.
Para todos los sistemas aislados que existen en el distrito
Amazónico es necesario realizar un trabajo parecido al
realizado aquí, para bajar costos de generación, obtener una
i122
mejor centralización de la generación y construir redes de
distribución de mayor densidad de la demanda.
Al incorporar la línea Atacapi - Secoya al S.I.P., la
subestación de Atacapi deberá constar con los equipos
necesarios para la coordinación de protecciones de está línea
con las del S. I. P., por cuanto en la actualidad no lo esta.
Es decir, la linea Lago Agrio - Shushufindi se la dividirá en
dos tramos, un tramo seria Lago Agrio - Atacapi y el otro
tramo Atacapi - Shushufindi.
É
ANEXOS
ANEXO 1
ECUACIÓN DE BALANCE DE CALOR Y CAPACIDADDE CORTOCIRCUITO DE LOS CONDUCTORES
ECUACIÓN DE BALANCE DE CALOR EN LOS CONDUCTORES
R*I2 = Hr+Hc-Hs
I - Corriente en servicio continuo (A)
R = Resistencia CA a la temperatura de operación (ohms/cm)
Hr - Pérdidas por radiación (W/cm)
He - Pérdidas por convección (W/cm)
Hs - Calor absorvido debido a la radiación solar (W/cm)
PERDIDAS POR RADIACIÓN
E = Emisividad del conductor
E* 1 Para conductores negros
pag. 80 referencia 2
E 0,3 Para conductores de ACSR
pag. 80 referencia 2
E 0,2 Para otros conductores
pag. 80 referencia 2
d 1,27508 Diámetro total del conductor (cm)
pag. 50 referencia 18
q 50 Elevación de la temperatura
sobre la temperatura ambiente (°C)
t 30 Temperatura ambiente (°C)
Hr= 0,16208
IPERDIDAS POR CONVECCIÓN
V 3,6 Velocidad del viento normal a
la linea en cm/s
Convección Natural
He = 0,1865603 ! Conductores cableados
He = 0,2349145 !! Conductores sólidos
Convección forzada
He = 0,1369863 !!! Conductores cableados
He = 0,1612636 !!!! Conductores sólidos
CALOR ABSORBIDO DEBIDO A LA RADIACIÓN SOLAR
a - Coeficiente de radiación solar
a* 1 Para superficies opacas
pag. 81 referencia 2
a 0,6 Para superficies brillosas
pag. 81 referencia 2
s = Intensidad de radiación solar (W/cm2) entre 0.084 y 0.118
s 0,09 pag- 83 referencia 2
Hs = 0,1147572
R 4,49E-06 pag. 50 referencia 18
I = 228,1658
* Los conductores aéreos se enmohecen rápidamente cuando ya
están en servicio y estos coeficientes se pueden asumir que
tienen valor igual a 1
is4/0
3/0
1/0
2
4
I
263.4
228,1658
167,859
125,25
92,99
CAPACIDAD DE CORTOCIRCUITO DE LOS CONDUCTORES
ECUACIÓN DE CALOR DESARROLLADO
EN UN CONDUCTOR DURANTE UN CORTOCIRCUITO
ro
a
A
0
01
Corriente de cortocircuito en
amperios
0,7 Duración del cortocircuito en
segundos
Resistividad del conductor
Coeficiente de variación de la
resistencia con la temperatura
O,16616 Sección del conductor en pulgadas
cuadradas
temperatura de iniciación del60
30
30
60
cortocircuito °C
temperatura ambiente °C
elevación de temperatura
permisible °C
elevación de temperatura adicional
debido al cortocircuito °C
H = (0,24*I*I*t*ro*/(A(2,54) (2,54) )) (l+ct( (0+01 )/2) )
iECUACIÓN DE CALOR ABSORBIDA POR EL CONDUCTOR
gs
Peso específico del conductor
Calor específico del conductor
H - (2,54) (2.54)*A*g*S*01
Igualando las ecuaciones de calor absorbida por el
conductor y la ecuación de calor desarrollado
en un conductor durante un cortocircuito se tiene:
FACTORES DE CALCULO
ro
a
9
COBRE ALUMINIO ACERO
1,72E-06 0,0000028 0,000175
0,00428 0,004 0,005
9,93 2,7 7,85
0,092 0,217 0,115
UNIDADES
ohmio cmVcm
a O °C
gr/cm3
cal/gr °C
CALCÓLO PARA OBTENER EL COEFICIENTE K
TAMB
aT
roV ,
I =TEMP.
30
0,0035714
20
2,904E-06
42533,815
8447,181 A
Temperatura de iniciación del cortocircuito
en grados centígrados
TIEMPO
(s)
TEMP
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
o,0,
0,
1
2
3
7
8
9
30
19354
15803
13686
12241
11174
10345
9677,
9124,
8655,
6120,
4997,
,92
,23
,00
,13
,57
,64
46
00
78
56
42
ICC
(A)
40
18.248
14899,43
12903,28
11541,05
10535,49
9753,
9124,
8602,
8160,
5770,
4711,
TIEMPO
(s)
TEMP
o,0,
0,
0,
0,
0,
0,
0,
1
2
3
2
3
4
5
6
7
8
9
60
15803
12903
11174
9994,
9124,
8447,
7901,
7449,
7067,
4997,
4080,
,23
,28
,57
84
00
18
61
71
42
42
38
70
14426
11779
10200
9124,
8329,
7711,
7213,
6800,
6451,
4562,
3724,
96
00
19
75
52
61
50
17069,44
13937,14
12069,92
10795,66
9855,04
9124,
8534,
8046,
7633,
5397,
4407,
00
72
61
68
83
31
ICC
A
,31
,03
,94
00
03
19
15
63
64
00
86
80
12903
10535
9124,
8160,
7449,
6897,
6451,
6082,
5770,
4080,
3331,
,28
,49
00
75.
71
09
64
67
52
38
61
85
12069
9855,
8534,
7633,
6968,
6451,
6034,
5689,
5397,
3816,
3116,
,92
04
72
68
57
64
96
81
83
84
44
1QOO
= 19.5
MÁXIMAS CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO A DIFERENTESTEMPERATURAS DE INICIACIÓN DEL CORTOCIRCUITO
ü 10000,00H
ANEXO 2
RESULTADOS DE CORTOCIRCUITOS
iPOWER SYSTEM FAULT PROGRAM (PFP)MSc DISSERTATION UMIST 1986
SYSTEM TITLE : SISTEMA REFERENCIALSYSTEM MVA BASE = 10.00VECTOR REFERENCE BUS: 1
BUSBARDATA
BUS VOLT ANGLENO (P.U) (DEG)2 1.0674 1.7903 1.0518 0.6844 1.0026 -1.5935 0.9987 -1.6636 0.9853 -2.6717 0.9979 -1.6728 0.9891 -2.3299 1.0068 -1.41310 0.9993 -0.04511 1.0042 0.35212 1.0230 0.87413 0.9989 -0.05214 1.0179 -0.51415 1.0182 1.44916 0.9992 -0.04617 1.0409 2.12218 1.0045 -0.18519 1.0046 -0.88720 0.9941 -1.14721 1.0245 -2.53322 1.0094 -2.92723 0.9897 -1.26024 1.0204 -2.60425 1.0003 -3.11726 0.9912 -1.84027 1.0166 -3.5791 1.0000 0.000
28 1.0144 -3.752
GENERATORDATA
NO BUS Rl XI
123456789
10111213
NO2822
101315
11228172
1728
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(P.U)0.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.0000
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XXXXXXXXXXXXX
BRANCHDATA
LIME DAT A
NO
12345678910111213
SENBUS
457
141110131920242171
RECBUS
579
19121616202325222616
Rl(P.U)
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XI(P.U)
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TRANSFORMER DATA
NO
1415161718192021222324252627
SENBUS
2257
101315
1172023261928
RECBUS
3468
1114139
182124271827
Rl(P-U)
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TAP(%)
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-1.2500.000
RO(P.U)
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XO(P.U)
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WNDGCON
xdlxdlxdlxdlxdlxdlxdlxdlxdldxldxlxdldxldxl
FAULT TYPE : THREE PHASEFAULTEDBUS: 7FAULT CURRENTS:Zl:0.0165+j0.1323(P.U)vol:0.9975+j-.0291(P.U)RED PHASE : 7.4850(P.U) AT -84.559(DEG)
BRANCH FAULT CURRENTS
LINE AND SHUNT FAULT CURRENTS
NOSEN-BUSREC-BUS
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R-PHASE(P.U) (DEG)1.2815 -83.7931.2902 -83.7284.7874 97.3610.4115 79.1850.1715 107.9591.2575 -82.0251.5861 -88.6430.3064 -40.3790.1473 -39.9300.0299 -41.4290.0346 -40.6631.4299 88.3252.9610 95.404
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B-PHASE(P.U) (DEG)1.2815 36.2071.2902 36.272
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TRANSFORMER FAULT CURRENTS
NO SEN-BUS REC-BUS
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R-PHASE(P.U) (DEG)
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W-PHASE(P.U) (DEG)
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B-PHASE(P.U) (DEG)0.1189 86.8221.2834 36.2420.0008 51.5110.0001 -140.2840.1713-132.0070.4229-160.8450.2506 48.9254.9078 37.3590.7670 52.3650.1553 79.8550.1506 79.4761.4277-151.7150.6224 -135.4991.3987 30.040
GENERATOR FAULT CURRENTS
BUS R-PHASE(P.U) (DEG)
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28 1.4556 -87.333
W-PHASE(P.U) (DEG)1.4160 163.8621.2075 163.2280.2158 175.6511.2061 163.2640.2505 168.9280.7806 175.6781.9648 160.6411.4556 152.667
B-PHASE(P.U) (DEG)1.4160 43.8621.2075 43.2280.2158 55.6511.2061 43.2640.2505 48.9280.7806 55.6781.9648 40.6411.4556 32.667
FAULT TYPE : THREE PHASEFAULTED BUS : 26FAULT CURRENTS :Zl:0.0217+j0.1415(P.U)vol:0.9907+j-.0318(P.U)RED PHASE : 6.9244(P.U) AT -83.132(DEG)
BRANCH FAULT CURRENTS
LINE AND SHUNT FAULT CURRENTS
NO SEN-BUS REC-BUS R-PHASE
12345678910111213
457
141110131920242171
579
1912161620232522
2616
(P.U)1.16521.16754.31700.34620.15681.13841.38520.32180.15490.03140.03635.47102.6420
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W-PHASE(P.U) (DEG)1.1652 158.5471.1675 158.4514.3170 -20.3840.3462 -42.6390.1568 -9.6051.1384 160.1301.3852 152.7180.3218-161.1000.1549-160.6930.0314-162.1550.0363-161.3895.4710 159.3342.6420 -22.765
B-PHASE(P.U) (DEG)1.1652 38.5471.1675 38.451
4.3170-140.3840.3462-162.6390.1568-129.6051.1384 40.1301.3852 32.7180.3218 78.9000.1549 79.3070,0314 77.8450.0363 78.6115.4710 39.334
2.6420 -142.765
TRANSFORMER FAULT CURRENTS
NO
1415161718192021222324252627
SEN-BUS REC-BUS R-PHASE
2257
1013151
172023261928
3468
1114139
182124271827
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W-PHASE(P.U)0.12511.1671
(DEG)-154.511158.582
0.0079-177.5030.00470.15670.35600.23484.42560.72810.16310.15811.47500.57381.4361
-176.419-9.566
-42.670171.730159.613174.879
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B-PHASE(P.U) (DEG)0.1251 85.4891.1671 38.5820.0079 62.4970.0047 63.581
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GENERATOR FAULT CURRENTS
BUS
210121315171
28
R-PHASE(P.U) (DEG)
1.3194 -73.1841.1160 -74.0420.2039 -61.8071.1148 -74.0060.2347 -68.2660.7444 -61.6191.8043 -76.5411.4877 -88.205
W-PHASE(P.U) (DEG)
1.3194 166.8161.1160 165.9580.2039 178.1931.1148 165.9940.2347 171.7340.7444 178.3811.8043 163.4591.4877 151.795
B-PHASE(P.U) (DEG)
1.3194 46.8161.1160 45.9580.2039 58.1931.1148 45.9940.2347 51.7340.7444 58.3811.8043 43.4591.4877 31.795
FAULT TYPE : THREE PHASEFAULTEDBUS: 27FAULT CURRENTS:Zl:0.0267+j0.1977(P.U)vol:1.0146+j-.0635(P.U)RED PHASE : 5.0953(P.U) AT -85.896(DEG)
BRANCH FAULT CURRENTS
LINE AND SHUNT FAULT CURRENTS
NO
12345678910111213
SEN-BUS REC-BUS R-PHASE
457
141110131920242171
579
19121616202325222616
(P.U)0.78520.77502.81310.22720.10810.75800.81610.36850.17790.03600.04163.56651.6731
(DEG)-82.805-84.23396.80844.098110.186•82.600-99.662-39.411-39,035-40.465-39.704-83.66590.940
W-PHASE(P.U) (DEG)0.7852 157.1950.7750 155.7672.8131 -23.1920.2272 -75.9020.1081 -9.8140.7580 157.4000.8161 140.3380.3685-159.4110.1779-159.0350.0360 -160.4650.0416-159.7043.5665 156.3351.6731 -29.060
B-PHASE(P.U) (DEG)0.7852 37.1950.7750 35.7672.8131-143.1920.2272 164.0980.1081-129.8140.7580 37.4000.8161 20.3380.3685 80.5890.1779 80.9650.0360 79.5350.0416 80.2963.5665 36.3351.6731 -149.060
TRANSFORMER FAULT CURRENTS
NO SEN-BUS REC-BUS R-PHASE
1415161718192021222324252627
22571013151172023261928
34681114139182124271827
(P.U) (DEG)0.1453 -34.0920.7871 -82.7500.0289 -36.6420.0186 -36.0630.1080 110.2420.2339 44.2130.1767 -64.5532.8841 -83.1960.5809 -61.4180.1869 -39.2020.1811 -39.5443.5689 -83.6540.4102 107.1851.7050 -90.367
GENERATOR FAULT CURRENTS
BUS
210121315171
28
R-PHASE(P.U) (DEG)0.9681 -69.3340.7966 -71.8860.1596 -58.4100.7959 -71.8460.1767 -64.5470.6016 -56.8531.2492 -74.6601.7370 -88.961
W-PHASE(P.U) (DEG)0.9681 170.6660.7966 168.1140.1596-178.4100.7959 168.1540.1767 175.4530.6016 -176.8531.2492 165.3401.7370 151.039
W-PHASE(P.U) (DEG)0.1453-154.0920.7871 157.2500.0289-156.6420.0186-156.0630.1080 -9.7580.2339 -75.7870.1767 175.4472.8841 156.8040.5809 178.5820.1869-159.2020.1811-159.5443.5689 156.3460.4102 -12.8151.7050 149.633
B-PHASE(P.U) (DEG)0.9681 50.6660.7966 48.1140.1596 61.5900.7959 48.1540.1767 55.4530.6016 63.1471.2492 45.3401.7370 31.039
B-PHASE(P.U) (DEG)0.1453 85.9080.7871 37.2500.0289 83.3580.0186 83.937
0.1080-129.7580.2339 164.2130.1767 55.4472.8841 36.8040.5809 58.5820.1869 80.7980.1811 80.4563.5689 36.3460.4102-132.8151.7050 29.633
FAULT TYPE : THREE PHASEFAULTEDBUS: 28FAULT CURRENTS :Zl:0.0229+j0.2211(P.U)vol:1.0122+j-.0664(P.U)RED PHASE : 4.5639(P.U) AT -87.837(DEG)
BRANCH FAULT CURRENTS
LINE AND SHUNT FAULT CURRENTS
NO
12345678910111213
SEN-BUS REC-BUS R-PHASE
457
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71
579
19121616202325222616
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-39.056-38.703-40.112-39.352-84.72786.007
W-PHASE(P.U) (DEG)0.5853 157.7890.5676 155.0092.0188 -24.0390.2078 -103.3690.0827 -8.2050.5570 156.5820.5347 126.6740.3935 -159.0560.1901 -158.7030.0385-160.1120.0444-159.3522.5603 155.2731.1638 -33.993
B-PHASE(P.U) (DEG)0.5853 37.7890.5676 35.0092.0188-144.0390.2078 136.6310.0827-128.2050.5570 36.5820.5347 6.6740.3935 80.9440.1901 81.2970.0385 79.8880.0444 80.6482.5603 35.2731.1638-153.993
TRANSFORMER FAULT CURRENTS
NO SEN-BUS REC-BUS R-PHASE
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225
71013151
172023261928
3468
1114139
182124271827
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B-PHASE(P.U)0.15600.58730.04020.0261
(DEG)85.68237.86183.82284.134
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-130.9592.3802 93.460 2.3802 -26.540 2.3802-146.540
GENERATOR FAULT CURRENTS
BUS
210121315171
28
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W-PHASE(P.U) (DEG)0.7935 175.3670.6335 171.6510.1376-174.7930.6332 171.6930.1479 179.7390.5331 -172.5640.9647 168.9522.1847 150.751
B-PHASE(P.U) (DEG)0.7935 55.3670.6335 51.6510.1376 65.2070.6332 51.6930.1479 59.7390.5331 67.436
0.9647 48.9522.1847 30.751
FAULT TYPE : LINE TO GROUNDFAULTEDBUS: 7PHASE QUANTITIES INCLUDE PHASE SHIFTSFAULT CURRENTS :Zl:0.0165+j0.1323(P.U) Z2:0.0165-tjO.I323 (P.U)vol:0.9975+j-.0291(P.U)RED PHASE : 8.7211(P.U) AT -85.097(DEG)
BRANCH FAULT CURRENTS
LINE AND SHUNT FAULT CURRENTS
Zo: 0.0063+j 0.0764(P.U)
NOSEN-BUSREC-BUS
12345678910111213
457
141110131920242171
579
19121616202325222616
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B-PHASE(P.U) (DEG)0.61090.0838
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TRANSFORMER FAULT CURRENTS
NO SEN-BUS REC-BUS
1415161718192021222324252627
225
71013151
172023261928
34681114139
182124271827
R-PHASE(P.U) (DEG)
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W-PHASE(P.U) (DEG)
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B-PHASE(P.U)0.14310.9423
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(DEG)107.21392.875
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GENERATOR FAULT CURRENTS
BUS
21012131517128
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B-PHASE(P.U) (DEG)1.1965 97.5070.9737 97.7020.1506 88.0440.9728 97.7250.2123 112.0420.6003 86.2521.5535 96.9080.7254 83.573
FAULT TYPE : LINE TO GROUNDFAULTEDBUS: 26PHASE QUANTITIES INCLUDE PHASE SHIFTSFAULT CURRENTS:Zl:0.0217+j0.1415(P.U) Z2:0.0217+j0.1415 (P.U) Zo: 0.0024+j 0.0685(P.U)vol:0.9907+j-.0318(P.U)RED PHASE : 8.38S9(P.U) AT -84.433(DEG)
BRANCH FAULT CURRENTS
LINE AND SHUNT FAULT CURRENTS
NO SEN-BUS REC-BUS
12345678910111213
457
14111013192024217I
579
19121616202325222616
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-84.82096.102
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TRANSFORMER FAULT CURRENTS
NO SEN-BUS REC-BUS
1415161718192021222324252627
2257
1013151
172023261928
3468
1114139
182124271827
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GENERATOR FAULT CURRENTS
BUS
21012131517128
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-66.894-87.932
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B-PHASE(P.U) (DEG)1.1505 98.7730.9310 98.9190.1468 88.2920.9302 98.9400.2046 113.8250.5877 86.5701.4798 98.2640.7601 82.534
IFAULT TYPE : LINE TO GROUNDFAULTEDBUS: 27PHASE QUANTmES INCLUDE PHASE SHEFTSFAULT CURRENTS :Zl :0.0267+jO. 1977(P.U) Z2:0.0267+jO. 1977 (P.U)vol:1.0146+j-.0635(P.U)RED PHASE : 5.8052(P.U) AT -87.307(DEG)
BRANCH FAULT CURRENTS
LIME AND SHUNT FAULT CURRENTS
Zo: 0.0040+j 0.1268(P.U)
NO SEN-BUS REC-BUS
12345678910111213
457
141110131920242171
579
19121616202325222616
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1.2640
(DEG)91.65190.995
-86.080144.744-76.91097.49071.523
106.776107.04975.77276.53593.300
-91.820
TRANSFORMER FAULT CURRENTS
NO SEN-BUS REC-BUS
1415161718192021222324252627
2257
1013151
172023261928
3468
1114139
182124271827
R-PHASE(P.U) (DEG)0.1757 27.9770.2595 -53.8180.0477 6.9360.0312 7.3200.0371 150.1540.3596 45.1560.0983 54.5530.9408 -71,5550.4354 -33.8460.2061 -5.3470.1996 -5.6812.2768 -80.3170.2740 123.7211.1298 -92.484
W-PHASE(P.U) (DEG)0.1717 -99.5090.4176 -98.508
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B-PHASE(P.U) (DEG)0.15370.62910.04540.02950.0880
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106.962106.64993.289
-82.78388.417
GENERATOR FAULT CURRENTS
BUS
21012131517128
R-PHASE(P.U)0.42470.30700.11670.30720.09820.45430.40331.0921
(DEG)W-PHASE B-PHASE
(P.U) (DEG) (P.U) (DEG)-2.858 0.7390 -95.989 0.8320 114.656-14.676-32.038-14.59954.579-27.276-21.316-84.822
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0.8273 -93.3480.2144-130.622
0.6689 111.2740.1470 106.3880.6684 111.3140.1209 140.6160.5774 106.524
1.0261 108.6051.2511 88.121
FAULT TYPE : LINE TO GROUNDFAULTEDBUS: 28PHASE QUANnTIES INCLUDE PHASE SfflFTSFAULT CURRENTS :Zl:0.02294j0.2211(P.U) Z2:0.0229+j0.2211 (P.U)vol:1.0122+j-.0664(P.U)RED PHASE : 5.4698(P.U) AT -88.779(DEG)
BRANCH FAULT CURRENTS
Zo: 0.0024+j 0.1121(P.U)
LINE AND SHUNT FAULT CURRENTS
NO SEN-BUS REC-BUS R-PHASE
12345678910111213
457
141110131920242171
579
19121616202325222616
(P.U)0.49410.47181.65160.21100.07120.37750.53330.40510.19580.04060.04682.09440.8639
(DEG)-80.588-84.27396.7093.338
113.968-75.215
-127.301-39.088-38.749-73.055-72.293-84.14882.643
TRANSFORMER FAULT CURRENTS
NO SEN-BUS REC-BUS R-PHASE
1415161718192021222324252627
22571013151172023261928
34681114139182124271827
(P.U)0.16780.38840.04540.02960.05520.30920.08711.35680.47790.20550.19912.09680.28691.9053
(DEG)-2.196-69.991-36.776-36.555128.22725.9828.136-78.733-55.282-38.891-39.217-84.129111.13292.656
GENERATOR FAULT CURRENTS
BUS
21012131517128
R-PHASE(P.U) (DEG)0.5612 -37.2350.4335 -45.1410.1282 -52.2260.4334 -45.0790.0871 8.1570.5052 -49.8280.6224 -50.0203.5650 -89.545
W-PHASE(P.U) (DEG)0.5036 -125.0800.3377-126.9150.0908 -168.6840.3379 -126.922
0.1269 -95.6180.3853 -164.0220.4623 -121.9711.0574 -97.375
W-PHASE(P.U) (DEG)0.2044 135.6890.2025 119.8950.6584 -67.2550.3367-140.3860.0319 -18.7680.1135-143.5900.3552 45.7400.4418-156.9670.2139-156.6310.0410 172.4150.0473 173.1710.8590 111.2140.1267-108.366
W-PHASE(P.U) (DEG)
0.1799-126.0950.1709-136.5710.0626-150.9230.0410-150.8020.0315 54.9340.3066-126.2450.1269 -95.6380.3142-126.7010.3533 -171.3450.2242-156,7750.2171 -157.0910.8602 111.3590.1528 -15.9980.9341 -86.313
B-PHASE(P.U) (DEG)0.7680 101.8270.5864 100.1090.1196 84.9730.5862 100.130
0.1357 122.9180.4941 84.8320.8828 100.1180.7741 -82.125
B-PHASE(P.U) (DEG)0.3508 79.2380.2988 79.6181.0349 -93.4110.2082 76.4560.0548 -91.3780.4324 90.6600.18570.43810.21200.04410.05091.2864
66.10077.86078.12249.25950.01785.662
0.7400 -95.484
B-PHASE(P.U) (DEG)0.1638 112.1080.4825 91.0420.0605 72.3460.0395 72.2770.0709 -76.9150.1478 130.863
0.1358 122.9071.5845 92.7960.4526 80.1940.2222 78.0400.2153 77.7361.2885 85.6010.2296-100.9040.9715 -88.336
ANEXO 3
DIAGRAMA UNIFILAR DE SECUENCIA POSITIVA,NEGATIVA Y CERO DEL S.I.P.
j 01
13
Í7
SE
CO
YA
+
LAG
OD
IAG
RA
MA
UN
IFIL
AR
D
ES
EC
UE
NC
IA
PD
SIT
IVA
Y
SE
CU
EN
CIA
N
EG
AT
IVA
J 01
45
CU
LEB
RA -
Y
ULE
BR
A
U93
+ J
OBB
9
J 03
210
I—1 4
-^ -^^
SH
US
HU
FIN
DI
«tL
JJM
B
B
TA
LAG
DD
IAG
RA
MA
UN
IFIL
AR
D
ES
EC
UE
NC
IA
CE
RD
CULEBRA - YULEBRA
1319
E +
J O
J7S9
ANEXO 4
RESULTADOS DE FLUJOS DE POTENCIA
SISTEMA REFERENCIAL DEL SISTEMA INTERCONECTADODE PETROPRODUCCION INCLUIDAS LAS ÁREAS DEL AUCANORTE Y LIBERTADOR
NEWTON-RAPHSON LOAD FLOW
BASEM.V.A. = 10.SLACKBUSBAR = 1MAXNOOFITER = 10MVA MISMATCH TOL = 0.10
BUSBARDATA
BUSBARNO
234567891011121314151617181920212223242526271
28
VOLTAGEMAG
0.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.0000
0.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00001.00000.0000
ACT POWERGEN
4.300.000.000.000.000.000.00o.oo2.700.000.802.700.000.800.003.500.000.000.000.000.000.000.000.000.000.003.931.74
REACT POWERGEN
3.220.000.000.000.000.000.000.002.030.000.602.030.000.600.002.620.000.000.000.000.000.000.000.000.000.003.911.30
ACT POWERLOAD
1.581.510.000.000.520.000.340.002.020.000.543.190.000.000.000.601.820.000.001.370.410.001.360.350.002.600.181.98
REACT POWERLOAD
1.191.130.000.000.390.000.260.001.520.000.412.390.000.000.000.451.360.000.001.030.310.001.020.270.001.950.141.48
UNE,TRANSFORMER AND SHUNT DATA
NO SEN RECENDEND
123456789101112131415161718192021222324252627
457
1411101319202421712257
1013151
172023261928
579
191216162023252226163468
1114139
182124271827
RESIST(p.u.)
0.01130.00340.01530.02320.31100.00040.00040.01190.01030.23370.15300.00940.00400.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.0000
REACT(p.u.)
0.02140.00640.02880.04380.58770.00080.00080.02240.01950.44160.28900.01770.00800.14300.52100,33300.33300.27000.03400.33300.10100.14500.14SO0.14500.11300.11300.1300
NO.NODES: 28 NO.LINES:NO.TRANF: 14
susc(p-u.)0.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.0000
13
TAPINI(%)
0.0000.0000.0000.0000.0002.5000.0002.5000.0005.0005.0005.000
-1.2500.000
NO.CONTROLLABLE TRASF:
LOWTAP(%)
0.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.000
0
INCR(%)
0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00
fflGHTAP(%)
0.000.00
0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00
VSP(P.u.)
0.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.0000
CONVERGENCE HAS BEEN ACHIEVED IN 2ITERATIONS
BUSBAR VOLT AGES & POWER
BUSBAR VOLTAGE ANGLENO
2345678910n121314151617181920212223242526271
28
MAG
1.03641.02040.99520.99220.97880.99180.98291.00210.99851.00341.02220.99811.01551.01740.99841.02460.99471.00010.98951.01951.00430.98501.01550.99520.98501.00991.00001.0077
DEG
1.980.81
-1.52-1.62-2.64-1.64-2.31-1.42-0.02
0.380.90-0.03-0.49
1.47-0,022.27
-0.10-0.81-1.07-2.47-2.87-1.18-2.54-3.06-1.81-3.570.00-3.75
ACT POWER RACT POWERGEN
4.3000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0002.7000.0000.8002.7000.0000.8000.0003.5000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0003.9301.740
GEN
3.2250.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0002.0250.0000.6002.0250.0000.6000.0002.6250.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0003.9171.305
ACT POWER RACT POWERLOAD
1.5801.5100.0000.0000.5200.0000.3400.0002.0200.0000.5403.1900.0000.0000.0000.6001.8200.0000.0001.3700.4100.0001.3600.3500.0002.6000.1801.980
LOAD
1.1901.1300.0000.0000.3900.0000.2600.0001.5200.0000.4102.3900.0000.0000.0000.4501.3600.0000.0001.0300.3100.0001.0200.2700.0001.9500.1401.480
LIME FLOWS
BRANCH SENDO END RECEND PSEND QSEND PREC QREC PLOSS QLOSS
123456789101112131415161718192021222324252627
45714111013192024217122571013151172023261928
5791912161620232522261634681114139182124271827
1.2100.687-2.5062.474-0.2570.937-2.1633.5281.7200.3550.4142.8531.2281.5121.2110.5200.340-0.2572.4730.8002.5222.9011.7841.7152.840-1.080-0.240
0.7510.342
-2.2132.265-0.1840.686-2.0992.8341.3720.2790.3182.2881.4171.1790.8580.4050.266-0.1812.3020.6002.3602.1761.4171.3632.265-0.617-0.175
-1.207-0.6872.523
-2.4480.260
-0.9372.163
-3,504-1.715-0.350-0.410-2.840-1.226-1.512-1.211-0.520-0.3400.257
-2.473-0.800-2.522-2.901-1.784-1.715-2.8401.0800.240
-0.747-0.3422.245-2.2170.190-0.6872.100
-2.788-1.363-0.270-0.310-2.264-1.414-1.130-0.751-0.390-0.2600.184-2.265-0.568-2.245-1.994-1.347-1.298-2.1250.6350.176
0.0020.0000.0170.0250.0030.0000.0000.0240.0050.0050.0040.0130.0010.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.000
0.0040.0000.0330.0480.006
-0.0010.0010.0460.0100.0090.0080.0240.0030.0490.1070.0150.0060.0030.0370.0320.1150.1820.0700.0650.1390.0180.001
TRANSFORMER TAPS
TRANSFNO. 1BUSBARS, 2- 3TRANSFNO. 2BUSBARS: 2- 4TRANSFNO. 3BUSBARS: 5- 6TRANSFNO. 4BUSBARS: 7- 8TRANSFNO, 5BUSBARS: 10- IITRANSFNO. 6BUSBARS: 13- 14TRANSFNO. 7BUSBARS: 15- 13TRANSFNO. 8BUSBARS: 1- 9TRANSFNO. 9BUSBARS: 17- 18TRANSFNO. 10BUSBARS: 20- 21TRANSFNO UBUSBARS: 23- 24TRANSF NO. 12BUSBARS: 26-27TRANSFNO. 13BUSBARS: 19- 18TRANSFNO. 14BUSBARS: 28-27
TAP 0.0000%
TAP 0.0000%
TAP 0.0000%
TAP 0.0000%
TAP 0.0000%
TAP 2.5000%
TAP 0.0000%
TAP 2.5000%
TAP 0.0000%
TAP 5.0000%
TAP 5.0000%
TAP 5.0000%
TAP-1.2500%
TAP 0.0000%
FDCED
FDCED
FDCED
FIXED
FDCED
FTXED
FDCED
FIXED
FIXED
FDCED
FDCED
FDCED
FIXED
FDCED
TOTAL LOAD = 20.370 MW 15.300 MVARTOTAL UNE LOSSES = 0.101 MW 1.028 MVARTOTAL GENERATION = 20.470 MW 16.322 MVAR
SYSTEM POWER FACTOR = 0.782
SISTEMA REFEKENC1AL DEL SISTEMA INTERCONECTADODE PETROPRODUCCION INCLUIDAS LAS ÁREAS DEL AUCANORTE Y LIBERTADOR. CON LA TURBINA TB DE LAGOAGRIO FUERA
NEWTON-RAPHSON LOAD FLOW
BASEM.V.A. - 10.SLACKBUSBAR = 1MAXNOOFITER = 10MVAMISMATCHTOL= 0.10
BUSBARDATA
BUSBAR VOLTAGENO MAG
ACT POWERGEN
REACT POWER ACT POWERGEN LOAD
RE ACT POWERLOAD
23456789101112131415161718192021222324252627128
0.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00001.00000.0000
1.600.000.000.000.000.000.000.002.700.000.802.700.000.800.003.500.000.000.000.000.000.000.000.000.000.003.931.74
1.200.000.000.000.000.000.000.002.030.000.602.030.000.600.002.620.000.000.000.000.000.000.000.000.000.003.921.30
1.581.510.000.000.520.000.340.002.020.000.543.190.000.000.000.601.820.00o.oo1.370.410.001.360.350.002.600.181.98
1.191.130.000.000.390.000.260.001.520.000.412.390.000.000.000.451.360.000.001.030.310.001.020.270.001.950.141.48
UNE.TRANSFORMER AND SHUNT DATA
NO SEN RECEND END
1 4 52 5 73 7 94 14 195 11 126 10 167 13 168 19 209 20 23
10 24 2511 21 2212 7 26131415161718192021222324252627
122571013151172023261928
1634681114139182124271827
RESIST(p-u.)0.01130.00340.01530.02320.31100.00040.00040.01190.01030.23370.15300.00940.00400.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.0000
REACT SUSC TAPINI LOWTAP(p.u.) (p.u.) (%) <%)0.0214 0.00000.0064 0.00000.0288 0.00000.0438 0.00000.5877 0.00000.0008 0.00000.0008 0.00000.0224 0.00000.0195 0.00000.4416 0.00000.2890 0.00000.0177 0.0000
INCR HIGHTAP VSP(%) (%) (p.u.)
0.0080 0.00000.14300.52100.33300.33300.27000.03400.33300.10100.14500.14500.14500.11300.11300.1300
0.0000.0000.0000.0000.0002.5000,0002.5000.0005.0005.0005.000
-1.2500.000
0.0000.0000.0000.0000.0000.000o.ooo0.0000.0000.0000.0000.0000.0000.000
0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00o.oo
0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00
0.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.0000
NO.NODES: 28NO.TRANF: 14
NO.LINES: 13NO.CONTROLLABLE TRASF: O
CONVERGENCE HAS BEEN ACHffiVED IN 2 ITERATIONS
BUSBAR VOLTAGES & POWER
BUSBARNO
23456789
1011121314151617181920212223242526271
28
VOLTAGEMAG
0.87360.85450.94790.95290.93890.95480.94560.97650.99851.00341.02220.99811.01551.01740.99841.02460.99471.00010.98951.01951.00430.98501.01550.99520.94770.96981.00000.9675
ANGLEDEG
-9.05-10.68-3.71-3.61-4.71-3.57-4.28-3.06-0.020.380.90-0.03-0.491.47
-0.022.27
-0.10-0.81-1.07-2.47-2.87-1.18-2.54-3.06-3.75-5.650.00
-5.84
ACT POWERGEN
1.6000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0002.7000.0000.8002.7000.0000.8000.0003.5000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0006.6951.740
RACT POWERGEN
1.2000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0002.0250.0000.6002.0250.0000.6000.0002.6250.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0006.6221.305
ACT POWERLOAD
1.5801.5100.0000.0000.5200.0000.3400.0002.0200.0000.5403.1900.0000.0000.0000.6001.8200.0000.0001.3700.4100.0001.3600.3500.0002.6000.1801.980
RACT POWERLOAD
1.1901.1300.0000.0000.3900.0000.2600.0001.5200.0000.4102.3900.0000.0000.0000.4501.3600.0000.0001.0300.3100.0001.0200.2700.0001.9500.1401.480
iLINEFLOWS
BRANCH SENDO END RECEND PSEND QSEND PREC QREC PLOSS QLOSS
12345678910U121314\161718192021222324252627
45714111013192024217122571013151172023261928
579191216162023252226163468U14139182124271827
-1.489-2.014-5.2082.474-0.2570.937-2.1633.5281.7200.3550.4142.8511.2281.486
-1.4790.5190.339-0.2572.4730.8005.2872.9011.7841.7152.835-1.080-0.240
-1.418-1.833-4.4052.265-0.1840.686-2.0992.8341.3720.2790.3182.3001.4171.191
-1.1760.4050.267-0.1812.3020.6005.0662.1761.4171.3632.276-0.617-0.175
1.4952.0175.287
-2.4480.260
-0.9372.163
-3.504-1.715-0.350-0.410-2.837-1.226-1.4861.479
-0.519-0.3390.257
-2.473-0.800-5.287-2.901-1.784-1.715-2.8351.0800.240
1.4281.8394.552-2.2170.190
-0.6872.100
-2.788-1.363-0.270-0.310-2.274-1.414-1.1231.420
-0.390-0.2600.184
-2.265-0.568-4.550-1.994-1.347-1.298-2.1260.6350.176
0.0050.0030.0780.0250.0030.0000.0000.0240.0050.0050.0040.0140.0010.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.000
0.0100.0050.1470.0480.006
-0.0010.0010.0460.0100.0090.0080.0260.0030.0680.2440.0160.0070.0030.0370.0320.5150.1820.0700.0650.1510.0180.001
ITRANSFORMER TAPS
TRANSFNO. 1 TAP 0.0000% FIXEDBUSBARS: 2- 3TRANSFNO. 2 TAP 0.0000% FIXEDBUSBARS: 2- 4TRANSFNO. 3 TAP 0.0000% FIXEDBUSBARS: 5- 6TRANSFNO. 4 TAP 0.0000% FTXEDBUSBARS: 7- 8TRANSFNO. 5 TAP 0.0000% FDCEDBUSBARS: 10-11TRANSFNO. 6 TAP 2.5000% FIXEDBUSBARS: 13- 14TRANSFNO. 7 TAP 0.0000% FIXEDBUSBARS: 15-13TRANSF NO. 8 TAP 2.5000% FIXEDBUSBARS. 1- 9TRANSFNO. 9 TAP 0.0000% FIXEDBUSBARS: 17- 18TRANSFNO. 10 TAP 5.0000% FIXEDBUSBARS: 20- 21TRANSFNO. 11 TAP 5.0000% FIXEDBUSBARS: 23- 24TRANSFNO. 12 TAP 5.0000% FDCEDBUSBARS: 26- 27TRANSFNO. 13 TAP-1.2500% FDCEDBUSBARS: 19- 18TRANSFNO. 14 TAP 0.0000% FDCEDBUSBARS: 28- 27
TOTALLOAD = 20.370 MW 15.300MVARTOTAL LINE LOSSES = 0.168MW 1.725 MVARTOTAL GENERATION = 20.535 MW 17.002 MVAR
SYSTEM POWER FACTOR = 0.770
ANEXO 5
CALCULO DE DISTANCIAS ELÉCTRICAS
«di
CALCÓLO DE DISTANCIAS
Distancia fase - tierra
Para el lado de 69 kV y utilizando la ecuación e se tiene que
esta distancia es igual a 0.638 m y para el lado de 13.8 kV
es de 0.173 m y según la referencia 20 estas distancias se
las modifica por ser menores a 380 kV por el factor de 1.1,
entonces las nuevas distancias son para el lado de 69 como de
13.8 kV respectivamente de 0.701 m y 0.190 m
Distancia fase - fase
Según el ítem 4.4.2 se tiene que la distancia fase - fase es
igual a 1.15 por la distancia fase - tierra, entonces las
distancias fase - fase para el lado de 69 kV como para el
lado de 13.8 kV son 0.807 m y 0.218 m respectivamente.
Para subestaciones con barras rígidas las distancias entre
centros de fases es 1.6 veces la distancia fase - tierra.
Entonces las distancias entre centros de fases para 69 kV es
de 1.122 m y para 13.8 kV es de 0.350 m.
Altura sobre el nivel del suelo hs
Para 69 kV según el ítem 4.5.4.1 se tiene que hs = 3.06 m y
para 13.8 kV es hs = 2.46 m, esta distancia nunca debe ser
menor de 3 m, entonces la altura sobre el nivel del suelo a
13.8 kV es de 3m, a las alturas antes mencionadas no se las
modifica por cuanto, están a menos de 1000 metros sobre el
nivel del mar.
Altura de las barras colectoras sobre el nivel del suelo hb
Usando la ecuación del ítem 4.5.4.2, para 69 kV esta
distancia o altura es igual a 5.906 m y para 13.8 kV es de
5.19 m.
Altura de remate de las lineas de transmisión en la
subestación hl
Esta altura nunca debe ser inferior a 6 m tanto para 69 kV
como para 13.8 kV
Distancias de seguridad
Del ítem 4.5.5 se tiene que la distancia de seguridad
vertical es igual a la distancia fase tierra mas 2,25 m
(talla media de la persona con los brazos alzados), entonces
utilizando esta ecuación para 69 kV se tiene que esta
distancia es igual a 2.951 m y para 13.8 kV es de 2.44 m.
La distancia de seguridad horizontal es igual a la distancia
fase tierra mas 0.9 m. Para 69 kV la distancia de seguridad
horizontal es igual a 1.601 m y para 13.8 es igual a 1.090 m.
Diseño de las barras colectoras
Utilizando el método de calculo descrito en el ítem 4.2.8.4.3
se tiene lo siguiente:
Para 69 kV
Tubo de Cu
(pulgadas)
1
1*5
2
Fsc
(N/m)
29.96
29.96
29.96
Fw
(N/m)
6.396
9.24
11.55
FT
(N/m)
45 ,46
61.50
75.11
LM
(m)
7.66
10.65
12.55
Y
(cm)
8.903
4.099
2.55
*max
(crn)
3.333
3.333
3.333
Para 13.8 kv
Tubo de Cu
(pulgadas)
1
m2
Fsc
(N/m)
96.14
96.14
96.14
Fw
(N/m)
6.396
9.24
11.55
FT
(N/m)
106.1
115.67
124.56
LM
(m)
5.02
7.76
9.747
Y
(cm)*
4.099
2.55
Yffiax
(cm)
3.333
3.333
De la tabla para 69kV se escoge el tubo de Cu de 1", con la
cual se calculan los diferentes valores, hasta llegar a
determinar la deflexión del tubo (Y), la cual es mayor que la
deflexión máxima (Y x)r por lo que se aumenta el calibre del
tubo, tomando el calibre del tubo inmediatamente superior al
calibre anterior. El calibre del tubo se sigue aumentando
hasta obtener que la deflexión máxima sea mayor a la
deflexión del tubo. Los valores obtenidos en las tablas
anteriores son basados en un sistema de barras con tres
claros iguales o más, libremente soportados.
El mismo proceso se sigue para el lado de 13.8 kV.
Los valores de las tablas anteriores toman en cuenta 3 claros
de 6.666 m ( 20/3)
* La longitud del claro 6.666 es mayor que LM , entonces se
aumenta el calibre del tubo
De las tablas anteriores se concluye que el diámetro del tubo
de cobre es de 2", con el cual se puede calcular la fuerza
mínima en cantilever del aislador ( sexto paso del método de
calculo)y que es igual a:
Para 69 kV Ws = 691.76 N
Para 13.8 kV Ws - 1794.65 N
Entonces se necesita un aislador de 1000 Ib que es el mas
cercano.
Apantallamiento de la subestación
41
De acuerdo a la referencia 30 se tiene:
Para el patio de 69 kV y 13.8 kV
Área = 400 m2
Asumimos riesgo de falla del blindaje de la subestación de
200 años
entonces y = 200 años
Asumimos n = 2 (número en que se divide el área de la
subestación)
Entonces AI = A/2 = 400/2 = 200 m2
Y! = (A/Ai)Y = 2 * 200 = 400 años
NI = 30 nivel isoceráunico
- (25/NI) = (25/30)*400 - 333.33 años
Para cables de guardia
Xp = Ai/(2*L') De acuerdo a la referencia L' = 30.48 m
Xp = 200/(2*30.48) - 3.28 m
Entonces conociendo Xp y YI' y utilizando la figura siguiente
se tiene la altura efectiva a la que deben estar los cables
de guardia, por lo tanto:
Xp = 3.28 m
YI' = 333.33 anos
H = O m
NC - numero de cables de guardia
NC = 30.5 * n / 20
NC = 30.5 * 2 / 20
NC = 3.05 - 3
20 longitud del cable de guardia
Distancia entre cables de guardia = 2 * Xp = 2 * 3 . 2 8 = 6.56m
Distancia de cables de guardia exteriores y borde de la
subestación Xn = 3.28 m
m vaiDUcnu: mowmria05 tt 8C 02 tT
OIZ
OT9
OT8
OTZT
vzoavne xa «rawo KQ vwrd xrvoHiia iza vnvi xa OOSXIH
ANEXO 6
VISTAS DE PLANTA Y ELEVACIÓN DE LASUBESTACIÓN SECOYA
VIS
TA
D
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ER
FIL
LE
YE
ND
A
1 -
T
ransf
orm
ador
Prin
cipal
2 -
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PLA
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LA
SU
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STA
CIÓ
N
SE
CO
YA
13.
8
kV
pon
P. G
uar
rtro
pon
Eac
aU
Vista de planta y «lavación <tel patio da 13.8 kv
Con respecto a estas vistas, se indica el módulo típico del
patio de 13.8 kv, este patio consta de 3 módulos para los tres
futuros alimentadores, un módulo para la conexión del patio de
69 kV con 13.8 kV, en este módulo el reconectador del módulo
típico se cambia por el respectivo interruptor y un módulo de
acople para el mantenimiento del interruptor o los
reconectadores, este módulo es diferente a los demás, solo
consta de dos seccionadores y un interruptor. En la foto
siguiente se observa una subestación de 13.8 kv.
BIBLIOGRAFÍA
l.WILLIAM STEVENSON: " Análisis de Sistemas Eléctricos de
Potencia" McGraw Hill Inc. Edición del Castillo S.A.
Madrid 1988.
2.ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL: Tesis de Grado, " Diseño de
la Subestación El Tambo 345/138 kV". Ing. Jaime Estrella L.
e Ing. Nelson Bedoya R. 1975
3.PETROPRODUCCION: " Análisis de la Situación del Sistema
Eléctrico de Potencia de Petroproducción Distrito Amazónico
1997
4.ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL: Tesis de Grado, " Diseño de
la subestación Boliche". Ing. José Alamparon Friera 1975
5.PETROPRODUCCION: " Análisis de la situación Actual del
Sistema Eléctrico del Distrito Amazónico y Alternativas
para Incrementar la Disponibilidad de Potencia a Corto y
Mediano Plazo" Ing. Carlos Silva, Ing. Edwin Chavez, Ing.
Eduardo Benalcazar, Ing Ronald Cueva. 1994
6.ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL: Tesis de Grado, " Análisis
del Sistema Eléctrico de Petroamazonas". Ing, Rafael Checa
Bolaños 1994
7.ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL: Tesis de Grado," Proyecto de
la Linea de Transmisión Duran - Yaguachi - Milagro". Ing.
Fausto Viteri Luna 1975
8.ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL: Tesis de Grado, w Programa
Iterativo para el Diseño y Operación de Sistemas Radiales
Aéreos de Distribución". Ing Marco Medina 1993
9.ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL: Tesis de Grado, "Diseño y
Construcción de la protección de la Linea de Transmisión
Paute-Cuenca a 138 kV". Ing. Fausto Yugcha Vallejo 1975
10.GILBERTO ENRIQUEZ HARPER: " Lineas de Transmisión"
Editorial Limuza México 1983
11.ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL: Tesis de Grado, " Calculo de
Estructuras para 138 kV y 230 kV para el Sistema Nacional
de Transmisión". Ing. Luis Tapia 1976
12.ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL: Tesis de Grado, " Diseño de
la Subestación del proyecto Paute en Duran". Ing. Wilson
Bajaña Granja 1973
13.BROWN BOVER ELECTRIC BBC: "Solid State Relays". Service
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Villacis S. 1985
15.ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL: Tesis de Grado,"
Anteproyecto de la Linea de transmisión Santo Domingo
Esmeraldas". Ing. Fred Lasluiza 1976
16.INECEL: División de Ingeniería Eléctrica. Consultas
Personales. Ing Patricio Guerrero.
17.ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL: Tesis de Grado, " Diseño de
una Linea de Transmisión Didáctica para el INECEL". Ing.
Wilson Viscaino Delev 1981
18.WETINGHOUSE ELECTRIC CORPORATION: " Transmisión and
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U.S.A. 1964
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McGraw Hill Inc. México 1987
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frente a descargas atmosféricas" 1989
22.GILBERTO ENRIQUEZ HARPER: M Elementos de Diseño de
Subestaciones Eléctricas" Editorial Limuza México 1983
23.REA BULLETIN 65-1: " Design Guide for Rural Substations"
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Agriculture 1978
24.ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL: Tesis de Grado, " Diseño de
la subestación Eplicachima". Ing. Rodrigo Terneus Suarez
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25.ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL: Tesis de Grado,
Coordinación de las protecciones del Sistema Centro Norte".
Ing. Jorge Trujillo Montenegro 1977
26.LAPP INSULATOR: " Engineering Data Catalog 9-E" Interface
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28.ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL: Tesis de Grado, "Diseño de
la subestación Ibarra". Ing Luis Córdoba Guerra 1975
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30.ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL: Tesis de Grado,
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1979.
t
![Tsp23669-Wiring Diagram Fh12, Fh16 Lhd[1]](https://static.fdocuments.es/doc/165x107/55cf8e2a550346703b8f3905/tsp23669-wiring-diagram-fh12-fh16-lhd1.jpg)
