Proyecto Subestaciones Electricas

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Elaborado:

Bosco Javier Pilarte Barahona

Oliver Rafael Canales Urbina

Docente:

Víctor Hernández Morales

Universidad Nacional de ingeniería –Recinto “Simón Bolívar”

Managua, Nicaragua.

Diseño de Subestaciones Eléctricas

Diseño de la Subestación Reductora del Municipio de Granada.

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Índice Introducción. ......................................................................................................................... 4

Objetivos................................................................................................................................ 5

Objetivo General .............................................................................................................. 5

Objetivos Específicos ...................................................................................................... 5

Descripción General del Proyecto..................................................................................... 6

Características del Municipio ......................................................................................... 6

Características de los consumidores ............................................................................ 8

Factores que determinan el comportamiento de las cargas ...................................10

Localización optima de la SEE ........................................................................................13

Determinación de la Elipse para 7 años de funcionamiento ...................................13

Determinación de la Elipse para 14 años de funcionamiento ................................18

Determinación de la Elipse para 21 años de funcionamiento ................................21

Determinación de radios de pérdidas .........................................................................24

Selección de Transformador de Potencia......................................................................27

Selección de la Potencia de los Transformadores. ..................................................28

Pérdidas en los transformadores de potencia...........................................................29

Calculo de Régimen de Sobrecarga .......................................................................29

Calculo de sobrecarga admisible-permisible.........................................................29

Calculo de las perdidas referidas al trasformador. ...................................................30

Para la variante de 1x63 MVA .................................................................................33



Graficas de pérdidas de las variables de los transformadores. .............................42

Intercesión de gráficas ..................................................................................................45

Análisis Técnico – Económico .........................................................................................46

Tiempo de compensación: ...........................................................................................46

Distribución de las Cargas en los Transformadores. ...................................................48

Diseño de las barras colectoras. .....................................................................................49

Calculo del calibre mínimo de la barra. ......................................................................49

Calculo del claro y la flecha..........................................................................................50

3

Calculo del factor de corrección de la densidad del aire .........................................52

Calculo de Tensión critica de Flameo.........................................................................52

Distancia mínimas (Fase - Tierra, Fase – Fase).......................................................53

Calculo de Esfuerzos de las barras. ...........................................................................54

Calculo de la Resistencia del aislador. .......................................................................57

Longitud máxima del claro considerando la fuerza máxima horizontal ................57

Calculo del Apartarrayo. ...................................................................................................58

Tensión Nominal del apartarrayo. ...............................................................................58

Corriente de descarga...................................................................................................59

Margen de Protección. ..................................................................................................60

Ubicación del apartarrayos...........................................................................................60

Conductor a tierra del apartarrayo. .............................................................................61

Distancias de Diseño.........................................................................................................61

Altura de los equipos sobre el nivel del suelo hs (mts)............................................62

Altura de remate de las líneas de trasmisión en la subestación eléctrica hl

(MTS). ..............................................................................................................................62

Distancias de Seguridad. ..............................................................................................63

Zonas de la sub estación: .............................................................................................64

Conclusiones ......................................................................................................................65

Anexos. ................................................................................................................................66

Bibliografía ..........................................................................................................................76

4

Introducción.

La energía eléctrica se ha convertido con el paso de los años un servicio de vital

importancia para la humanidad, desde salvar vidas hasta contribuir a avances

tecnológicos que han hecho a la humanidad desarrollarse de tal manera que hoy en

día ya podemos hablar de energía eléctrica inalámbrica. Pero como bien conocemos

la energía eléctrica es un proceso largo y tedioso, que implica muchas etapas como

lo son: La generación, la transmisión, luego la reducción del voltaje en esta etapa

es donde entran las subestaciones eléctricas, y finalmente la distribución.

Además la calidad de la energía y la eficiencia del sistema eléctrico obligan a

realizar cada etapa con precisión milimétrica no dando lugar a decisiones al azar,

sino que todo lo que se realiza lleva un estudio con anterioridad y una revisión final.

De todo esto se deriva la importancia de diseñar la subestación garantizando de

esta manera la calidad de la energía para nuestros consumidores y la eficiencia del

sistema eléctrico no incurriendo en pérdidas por mala ubicación de la subestación,

selección inapropiada del Transformador de potencia, o cualquier otro detalle que

conlleva a perdidas en el sistema energético nacional.

En el presente trabajo hacemos que todo lo dicho anteriormente se lleve a cabo

realizando los cálculos respectivos para la localización de la subestación, hacemos

el análisis técnico-económico para la selección del trasformador, entre otros

cálculos que nos brinda nuestro horizonte de planeamiento y la eficiencia de nuestro

proyecto.

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Objetivos

Objetivo General

Realizar el diseño eléctrico de una sub estación eléctrica reductora que es

alimentada con 138 KV en el lado del primario y entrega 13.8KV en el lado

del secundario.

Objetivos Específicos

Garantizar la continuidad del servicio a los consumidores de primera

categoría.

Desarrollar y aplicar los conocimientos adquiridos en el curso de Diseño De

Subestaciones Eléctricas, diseñando una nueva subestación en el municipio

de Granada.

Suministrar energía eléctrica hacia centros de consumo de manera eficiente.

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Descripción General del Proyecto.

Características del Municipio

Nombre del Municipio: Granada

Nombre del Departamento: Granada

Fecha de Fundación 1524 (elevada a ciudad).

Posición Geográfica: La ciudad Granada se encuentra en Nicaragua en la

posición geográfica de Norte 11º 55' 60.0'' (latitud) y Oeste 85º 57' 00.0''

(longitud).

Límites: Limita al Norte Managua, Boaco Sur Rivas Este Lago de Nicaragua

Oeste Masaya, Carazo

Extensión territorial: Granada tiene una extensión territorial de 592,07 km², y su

población es de 200,286 habitantes los cuales se reparten en partes casi

similares entre las zonas urbanas y las rurales.

Altitud sobre el nivel del mar: 60,00 Mts

Humedad Relativa: 78%,

Humedad Absoluta = 15 g/m3

Velocidad del Viento: 2.5 mts/s

Presión Atmosférica: 80 (mm Hg)

Temperatura Ambiente: 22 (ºC)

Según los objetivos nuestro proyecto y la materia que cursamos de Diseño de

Subestaciones Eléctricas nuestro proyecto consiste en diseñar una subestación

eléctrica, en nuestro caso para el municipio de Granada, esto a partir de datos

suministrados por el profesor y recopilación de información de distintas fuentes.

Primero con el mapa de Granada de la fig. 1, los puntos geográficos de los

consumidores y la categoría fueron suministrados por el Ing. Víctor Hernández de

cada uno a como se presenta a continuación.

8

Características de los consumidores

A como explicamos en la descripción del proyecto, nuestra subestación deberá

suministrar el servicio a 10 consumidores, que poseen distintas posiciones

geográficas, distintas magnitudes de consumo y distintas categorías. Todo esto lo

resumimos en el siguiente cuadro.

Ahora definiremos los tipos de categorías de los consumidores.

Consumidor de Primera Categoría: Son aquellos en los que la interrupción de la

energía eléctrica puede significar pérdidas de vidas humanas, perdidas

económicas significativas etc.

Consumidor de Segunda Categoría: Son aquellos en los que la interrupción de la

energía eléctrica genera pérdidas de producción, grandes pérdidas económicas,

deterioro de instalación etc.

Consumidor de Tercera Categoría: Son aquellos en los que la interrupción de la

energía eléctrica significa pérdidas de producción, defectos de producción etc.

A continuación se muestra la potencia aparente demanda por las cargas en un

lapso de 24 horas.

Carga X (m) Y (m) Categoría

A 3880.9754 3017.1008 2

B 2645.9007 2279.3762 3

E 2889.5397 5020.9469 2

H 2482.5397 3857.6214 1

K 1321.8303 4064.0217 1

L 3576.6442 1744.1161 3

M 4675.9663 3078.7147 3

S 4247.5218 4998.9984 2

X 3555.063 3949.5048 2

Z 3117.0834 3358.5329 3

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Tabla de valores de las variantes (P x 100 KVA)

Carga A B E H K L M S X Z ∑

HO

RA

S

1 5 48 30 5 35 6 60 10 51 49 299

2 5 48 30 5 37 6 65 11 51 51 309

3 5 49 35 5 36 6 65 12 55 51 319

4 5 49 38 5 36 3 68 13 59 55 331

5 0 62 40 43 11 6 31 37 25 52 307

6 6 51 36 15 0 6 68 10 57 58 307

7 7 55 36 15 47 6 72 10 56 57 361

8 7 59 38 0 47 23 72 9 58 56 369

9 8 58 0 26 13 23 47 10 59 58 302

10 5 57 47 38 14 30 47 15 60 59 372

11 10 56 47 39 56 30 39 15 68 60 420

12 9 58 39 24 55 30 41 15 62 68 401

13 10 59 41 39 56 30 0 13 64 62 374

14 15 60 45 39 55 35 51 11 55 64 430

15 5 68 51 43 57 36 40 25 52 55 432

16 0 62 40 43 58 25 31 37 25 52 373

17 13 0 31 38 56 20 31 37 37 25 288

18 11 51 31 37 10 21 31 48 37 37 314

19 10 54 31 37 0 17 29 48 48 37 311

20 5 54 29 31 10 10 30 35 11 48 263

21 6 50 30 31 11 5 31 37 68 25 294

22 5 50 30 10 10 5 31 48 68 37 294

23 5 49 30 10 11 3 29 48 72 37 294

24 5 48 30 5 10 3 30 35 51 48 265

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Factores que determinan el comportamiento de las cargas Como objetivo principal de este centro de distribución energética es cumplir con el servicio continuo de energía a todos los usuarios y con la calidad requerida. Las necesidades que presentan los consumidores son distintas a cada hora del día ocasionando que haya variaciones en el sistema eléctrico o cómo podemos decir que aumente o disminuya la demanda de potencias en dependencia del uso de la energía refiriéndonos si es de uso industrial o domiciliar. Para poder darnos cuenta de las variaciones de las cargas tenemos que realizar los siguientes estudios:

1. Obtener el valor máximo de su demanda. 2. Hacer un estudio de cargas individuales, es decir apreciar cuál es su contribución a la

demanda total del conjunto del cual forma parte.

3. Determinar el consumo de energía en un tiempo dado. 4. Determinar la variación de la carga durante las distintas horas del día. El trabajo realizado comprende los estudios de demanda máxima, factor de demanda, factor de diversidad, factor de carga, factor de pérdidas, horas equivalentes y los respectivos gráficos que comprenden estos estudios. Demanda máxima:

Es la demanda máxima que presenta la carga en función de un determinado tiempo. Factor de demanda: Por carga instalada se asume la sumatoria de la potencia de todos los equipos existentes en el lugar para el que se calcula el factor de demanda, el cual no puede ser mayor que la unidad. Factor de diversidad:

Es la forma en que se expresa la relación que existe en la coincidencia de los valores de demandas máximos. Factor de carga:

Es la manera de valorar el grado de utilización de un sistema. Está dado por la siguiente fórmula Factor de pérdida:

Es la relación entre el valor medio y el valor máximo de potencia disipada en pérdidas en un intervalo de tiempo dado. Es uno de los índices más representativos al analizar la energía perdida en un período de tiempo de las líneas de transmisión o de distribución. Horas equivalentes:

Es el número de horas en que debe mantenerse el valor pico de las pérdidas y de las cargas, para que se produzcan unas pérdidas iguales a las que producen las cargas con sus variaciones.

11

Definiremos las ecuaciones a utilizar para la determinación de los factores de la

subestación.

Factor de carga Kc,

𝐾𝑐 =𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑝𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑝𝑖𝑐𝑜

Factor de demanda Kd,

𝐾𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 =𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑚𝑎𝑥𝑖𝑚𝑎

𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑖𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑑𝑎

Horas equivalentes Heq,

𝐻𝑒𝑞 = 24 ∗ 𝐾𝑐

Factor de pérdidas residencial

𝐾𝑝𝑟𝑒𝑠 = 0.78 ∗ 𝐾𝑐2 + 0.22 ∗ 𝐾𝑐

Factor de pérdidas industrial

𝐾𝑝𝑖𝑛𝑑 = 0.5 ∗ 𝐾𝑐2 + 0.5 ∗ 𝐾𝑐

Factor de diversidad

𝐾𝑑 =∑𝑃𝑚𝑎𝑥𝑖𝑛𝑑

∑𝑃𝑚𝑎𝑥𝑐𝑜𝑛𝑗

Factores para la carga A

𝐾𝑐 =6.75

15= 0.45

𝐻𝑒𝑞 = 24 ∗ 𝐾𝑐 = 10.8

𝐾𝑝𝑟𝑒𝑠 = 0.78(𝐾𝑐)2 + 0.22 ∗ 𝑘𝑐 = 0.25695

𝐾𝑝𝑖𝑛𝑑 = 0.5 ∗ 𝐾𝑐2 + 0.5 ∗ 𝑘𝑐 = 0.32625

𝐾𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 = 1.5𝑀𝑉𝐴

64𝑀𝑉𝐴= 0.0234375

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Repitiendo el mismo proceso, determinamos todos los factores de nuestras

cargas, los cuales los representaremos en las siguientes tablas.

Tabla de factor de diversidad.

Factores de diversidad

Smaxind Smaxconj F diversidad Smaxind Smaxconj F diversidad

A-B 75 83 1.10666667 H-K 101 101 1

A-E 60 66 1.1 H-L 79 79 1

A-H 54 58 1.07407407 H-M 90 115 1.27777778

A-K 70 73 1.04285714 H-S 85 91 1.07058824

A-L 50 51 1.02 H-X 107 115 1.07476636

A-M 79 87 1.10126582 H-Z 103 111 1.0776699

A-S 59 63 1.06779661 K-L 93 94 1.01075269

A-X 78 87 1.11538462 K-M 119 130 1.09243697

A-Z 79 83 1.05063291 K-S 95 106 1.11578947

B-E 119 119 1 K-X 124 130 1.0483871

B-H 111 111 1 K-Z 123 126 1.02439024

B-K 125 126 1.008 L-M 95 108 1.13684211

B-L 104 104 1 L-S 69 84 1.2173913

B-M 127 140 1.1023622 L-X 98 108 1.10204082

B-S 102 116 1.1372549 L-Z 99 104 1.05050505

B-X 124 140 1.12903226 M-S 82 120 1.46341463

B-Z 126 136 1.07936508 M-X 130 144 1.10769231

E-H 94 94 1 M-Z 129 140 1.08527132

E-K 108 109 1.00925926 S-X 120 120 1

E-L 87 87 1 S-Z 89 116 1.30337079

E-M 110 123 1.11818182 X-Z 130 140 1.07692308

E-S 79 99 1.25316456 sistema 432 531 1.22916667

E-X 115 123 1.06956522

E-Z 109 119 1.09174312

Tabla de factores (Kd, Kc, Heq, Kpind, Kpres)

Tabla de factores (Kc, Heq, Kp)

A B E H K L M S X Z

Kc 0.45 0.768995 0.68219 0.56492 0.52514 0.4456 0.6013 0.511285 0.7228 0.73591

Heq 10.8 18.45588 16.3725 13.5581 12.6034 10.6944 14.431 12.27083 17.347 17.6618

Kpind 0.32625 0.680174 0.57379 0.44203 0.40046 0.32208 0.4814 0.386348 0.6226 0.63873

Kpresiden 0.25695 0.630435 0.51308 0.37321 0.33064 0.25291 0.4143 0.316384 0.5665 0.58432

Kd 0.023438 0.10625 0.07969 0.06719 0.09063 0.05625 0.1125 0.075 0.1125 0.10625

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Localización optima de la SEE

La ubicación optima de la subestación de alimentación es un problema de mucha

importancia, suponer que hay un punto estático donde pudiera estar concentrada la carga y tratar que la subestación se ubique exactamente en este, es una consideración errónea. La carga de cada consumidor varía con el tiempo atendiendo

a su gráfico de carga entre otros factores, lo que indica que habrá un centro de carga diferente para la localización a cada instante de tiempo considerado, de tal

forma que en lugar de un centro estático de cargas se deben considerar centros eventuales de cargas, cuya cantidad dependerá de la unidad de tiempo considerada y su ocurrencia se analizará como un fenómeno aleatorio por la teoría de las

probabilidades.

Se utilizará el método de la elipse en el que las coordenadas de los centros eventuales de carga (Xi, Yi) constituyen una magnitud bidimensional o sistemas de dos variables aleatorias X, Y. La localización de la subestación dentro de la zona

delimitada por la elipse, denominada también Zona de Dispersión del centro de cargas eléctricas, está garantizado por ventajas como:

Conveniencia Economía.

Obtener un sistema de suministro técnicamente más confiable.

Reducción de la longitud de los circuitos de voltaje secundario.

Reducción de pérdidas de energía y desviaciones de voltaje.

Reducción de zonas de fallas, etc.

Para la aplicación de este método se consideran los siguientes datos:

Determinación de la Elipse para 7 años de funcionamiento

Determinación de los Centros Eventuales de Carga.

Utilizaremos las siguientes fórmulas para determinar la posición de la SEE en dependencia de la demanda por hora de las cargas por lo cual obtendremos 24 CEC.

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Donde Pij: Potencia de cada consumidor “j” a la hora” i” Xj, Yj: Coordenadas de cada consumidor.

n: Nº de Consumidores Hora 1:

X1=

[(5*3880.97)+(48*2645.90)+(30*2889.53)+(5*2482.53)+(35*1321.83)+(6*3576.64)+(60*4675.96)+(10*4247.52)

+(51*3555.063)+(49*3117.08)] / [(5+48+30+5+35+6+60+10+51+49)]

X1= 3245.182011

Y1=

[(5*3017.10)+(48*2279.37)+(30*5020.94)+(5*3857.62)+(35*4064.02)+(6*1744.11)+(60*3078.71)+(10*4998.99)

+(51*3949.50)+(49*3358.53)] / [(5+48+30+5+35+6+60+10+51+49)]

Y1= 3504.425601

Basándonos en los ejemplos mostrados anteriormente se procede a calcular los

24 CEC uno para cada hora del día,

Hora Coordenadas de los CEC

Xi (m) Yi (m)

1 3245.182011 3504.425601

2 3258.299683 3505.051572

3 3263.492617 3533.473487

4 3274.794071 3566.39223

5 3177.377234 3638.404831

6 3468.464276 3461.541246

7 3195.127019 3218.304836

8 3233.371037 3418.238858

9 3315.522764 3218.844375

10 3338.184522 3472.075666

11 3064.396143 3545.927767

12 3063.508816 3486.444039

13 2854.360643 3547.736058

14 3074.230337 3458.480204

15 3025.636423 3529.360234

16 2738.272983 3595.54292

17 3095.479091 3869.537886

18 3321.957371 3601.50882

19 3374.212932 3615.322313

20 3230.766502 3549.153754

21 3310.9993 3702.869557

22 3402.127196 3727.360051

23 3389.851551 3754.356661

24 3355.946052 2901.402283

15

Determinación del centro de la elipse.

Donde

m: Nº de horas.

ax, ay: Esperanzas matemáticas.

Esperanza matemática (m)

Ax 3211.315024

Ay 3517.573135

Determinación de la dispersión.

Está comprobado que al tratar de deducir resultados generales a partir de una

pequeña muestra, como nuestro caso, las dispersiones obtenidas al dividir

simplemente entre “m” son ligeramente menores a las verdaderas, por ello se

sugiere modificar el denominador a “ m – 1 ”, o sea como se presenta.

De modo que la dimensión de la dispersión está dada por:

Obteniéndose las medidas de exactitud de las variables aleatorias X, Y

Desviación Dispersión Exactitud

Dx 30638.56569 σx 175.0387548 hx 0.004039716

Dy 38234.40209 σy 195.5361912 hy 0.003616245

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Determinación del momento de Correlación

Este caracteriza además de la dependencia entre las magnitudes X, Y la dispersión.

Se aprecia que se hizo la misma consideración referente al divisor.

Coeficiente de correlación

Siempre que r ≠ 0 una magnitud bidimensional será correlacionada, en caso

contrario no habrá correlación. O sea si r ≠ 0 X, Y son dependientes y si r = 0 X, Y

son independientes entre sí.

Determinación del ángulo de los ejes de simetría de la elipse

Determinación de las desviaciones medio–cuadráticas en el sistema de

coordenadas

Momento y coeficiente de correlación, ángulo de simetría

Cxy -4106.64831

r -0.119984776

α 23.61833748

17

Determinación de la exactitud de los nuevos ejes

Asumiendo que el 95 % de los centros eventuales de carga ocurren dentro de la

elipse se obtiene, λ = √3 por lo tanto.

Al graficar la elipse con los datos calculados se obtiene:

Exactitud y Radios en ejes

hѰ 0.00416357

hϕ 0.003534204

RѰ 416.0013201

Rϕ 490.0823483

18


Con el incremento y la variabilidad de las cargas en el tiempo debido diversos factores como la extensión de redes de distribución, nuevas urbanizaciones, adquisición de nuevos equipos y maquinarias hacen que la carga para los años próximos sea distinta a la obtenida en el primer año. Esto nos obliga a tener una proyección de estas cargas hacia años futuros, en este caso proyectamos las Cargas para 14 años, del mismo modo que se calculó la elipse para 7 años se hace el cálculo para 14 años, esta vez con la ayuda de Excel proyectamos las cargas y calculamos la elipse.

Utilizando la ecuación para proyectar las cargas. Se tomara un r = 2.05 para las cargas (A,B,E,H,K) y un r = 2.15 para las cargas (L,M,S,X,Z)

𝑆𝑓 = 𝑆𝑖 ( 1 + 𝑟 )𝑛 Sf= Potencia final proyectada a n años.

Si= Potencia inicial, r= Crecimiento a n años,

n= Años de proyección Por lo que nuestras cargas (P x 100 KVA) ahora serán:

A B E H K L M S X Z ∑

HO

RA

S

1 5.76 55.33 34.58 5.76 40.34 6.96 69.63 11.61 59.19 56.87 346.03

2 5.76 55.33 34.58 5.76 42.65 6.96 75.44 12.77 59.19 59.19 357.62

3 5.76 56.48 40.34 5.76 41.49 6.96 75.44 13.93 63.83 59.19 369.19

4 5.76 56.48 43.80 5.76 41.49 3.48 78.92 15.09 68.47 63.83 383.09

5 0.00 71.46 46.11 49.56 12.68 6.96 35.98 42.94 29.01 60.35 355.06

6 6.92 58.78 41.49 17.29 0.00 6.96 78.92 11.61 66.15 67.31 355.44

7 8.07 63.39 41.49 17.29 54.17 6.96 83.56 11.61 64.99 66.15 417.69

8 8.07 68.01 43.80 0.00 54.17 26.69 83.56 10.45 67.31 64.99 427.05

9 9.22 66.85 0.00 29.97 14.98 26.69 54.55 11.61 68.47 67.31 349.66

10 5.76 65.70 54.17 43.80 16.14 34.82 54.55 17.41 69.63 68.47 430.45

11 11.53 64.55 54.17 44.95 64.55 34.82 45.26 17.41 78.92 69.63 485.79

12 10.37 66.85 44.95 27.66 63.39 34.82 47.58 17.41 71.95 78.92 463.92

13 11.53 68.01 47.26 44.95 64.55 34.82 0.00 15.09 74.28 71.95 432.42

14 17.29 69.16 51.87 44.95 63.39 40.62 59.19 12.77 63.83 74.28 497.35

15 5.76 78.38 58.78 49.56 65.70 41.78 46.42 29.01 60.35 63.83 499.59

16 0.00 71.46 46.11 49.56 66.85 29.01 35.98 42.94 29.01 60.35 431.28

17 14.98 0.00 35.73 43.80 64.55 23.21 35.98 42.94 42.94 29.01 333.15

18 12.68 58.78 35.73 42.65 11.53 24.37 35.98 55.71 42.94 42.94 363.31

19 11.53 62.24 35.73 42.65 0.00 19.73 33.66 55.71 55.71 42.94 359.89

20 5.76 62.24 33.43 35.73 11.53 11.61 34.82 40.62 12.77 55.71 304.21

21 6.92 57.63 34.58 35.73 12.68 5.80 35.98 42.94 78.92 29.01 340.19

22 5.76 57.63 34.58 11.53 11.53 5.80 35.98 55.71 78.92 42.94 340.37

23 5.76 56.48 34.58 11.53 12.68 3.48 33.66 55.71 83.56 42.94 340.37

24 5.76 55.33 34.58 5.76 11.53 3.48 34.82 40.62 59.19 55.71 306.77

19

La elipse al año 14 como bien dijimos antes se calcula de la misma manera que para el primer año. Con la salvedad de que las posiciones iniciales de nuestra base de datos han cambiado de posición debido a la variabilidad de la misma en el tiempo. Queda de la siguiente manera. Estas serían las coordenadas de las cargas para un periodo de 14 años.

Realizando todo el procedimiento para el cálculo de los datos de elipse de la misma manera antes descritos obtenemos.

Coordenadas de las cargas

X (m) Y (m) A 3588.4832 2826.9437

B 2377.1778 1992.362

E 2973.1913 4981.1581 H 2343.9175 3755.5857

K 1637.658 4057.921

L 3227.6285 1364.696

M 4371.9998 2816.6471 S 4401.2616 4682.7583

X 3550.6499 4114.9533

Z 3154.6356 3265.4293

Esperanza matemática Momento y coeficiente de correlación, ángulo de

simentria Ax 3152.184012

Ay 3389.223774 Cxy -2492.667162

Desviación r -0.074844111

Dx 26583.37414 α 9.111615155

Dy 41725.66034 Exactitud y Radios en

ejes

Dispersión hѰ 0.004369889

σx 163.0440865 hϕ 0.003445187

σy 204.2685985 RѰ 396.3604059

Exactitud Rϕ 502.7450997

hx 0.004336905

hy 0.003461652


Xi (m) Yi (m) 1 3185.058038 3390.873635

2 3198.092164 3389.234291

3 3205.105568 3420.827553 4 3220.612123 3458.458668

5 3115.166705 3486.792483 6 3360.010739 3337.998317

7 3137.696663 3058.051826 8 3163.654131 3292.871379

9 3197.346518 3084.726025

10 3256.900178 3344.901324 11 3002.560474 3438.619092

12 3017.623967 3372.210752 13 2830.782083 3452.617479

14 3009.709357 3334.177924 15 2975.852117 3399.647064

16 2706.120661 3450.033272 17 3102.464352 3759.005152

18 3246.24562 3441.347875

19 3292.095907 3464.356771 20 3156.332789 3373.796574

21 3250.826438 3592.356095 22 3358.852813 3609.28414

23 3352.950233 3643.887534 24 3310.356638 2745.29535

20

Utilizando los datos calculados obtenemos la elipse para 14 años.

21


Debido a que la subestación tendrá una vida útil de 21 años tenemos que estudiar

cómo se comportaran las cargas para este año, por tal motivo hacemos la proyección de las cargas para los 21 años, luego de ellos la subestación tiene que

ser rediseñada o en algunos casos cambiada en su totalidad. Comenzamos con la proyección de la potencia de cada consumidor teniendo como

referencia la potencia de cada consumidor a los 14 años. Para proyectar la potencia “r” tomara los siguientes valores:

Se tomara un r = 2.25 para las cargas (A, B, E, H, K) y un r = 2.35 para las cargas (L, M, S, X, Z)

Cargas proyectadas a 21 años de funcionamiento (P x 100 KVA)

A B E H K L M S X Z ∑

HO

RA

S

1 6.64 63.77 39.86 6.64 46.50 8.08 80.81 13.47 68.69 66.00 400.47

2 6.64 63.77 39.86 6.64 49.16 8.08 87.55 14.82 68.69 68.69 413.90

3 6.64 65.10 46.50 6.64 47.83 8.08 87.55 16.16 74.08 68.69 427.28

4 6.64 65.10 50.49 6.64 47.83 4.04 91.59 17.51 79.47 74.08 443.39

5 0.00 82.37 53.14 57.13 14.61 8.08 41.75 49.84 33.67 70.04 410.64

6 7.97 67.76 47.83 19.93 0.00 8.08 91.59 13.47 76.77 78.12 411.52

7 9.30 73.07 47.83 19.93 62.44 8.08 96.98 13.47 75.43 76.77 483.30

8 9.30 78.39 50.49 0.00 62.44 30.98 96.98 12.12 78.12 75.43 494.24

9 10.63 77.06 0.00 34.54 17.27 30.98 63.30 13.47 79.47 78.12 404.84

10 6.64 75.73 62.44 50.49 18.60 40.41 63.30 20.20 80.81 79.47 498.10

11 13.29 74.40 62.44 51.81 74.40 40.41 52.53 20.20 91.59 80.81 561.89

12 11.96 77.06 51.81 31.89 73.07 40.41 55.22 20.20 83.51 91.59 536.72

13 13.29 78.39 54.47 51.81 74.40 40.41 0.00 17.51 86.20 83.51 499.98

14 19.93 79.71 59.79 51.81 73.07 47.14 68.69 14.82 74.08 86.20 575.24

15 6.64 90.34 67.76 57.13 75.73 48.49 53.88 33.67 70.04 74.08 577.75

16 0.00 82.37 53.14 57.13 77.06 33.67 41.75 49.84 33.67 70.04 498.67

17 17.27 0.00 41.19 50.49 74.40 26.94 41.75 49.84 49.84 33.67 385.38

18 14.61 67.76 41.19 49.16 13.29 28.29 41.75 64.65 49.84 49.84 420.36

19 13.29 71.74 41.19 49.16 0.00 22.90 39.06 64.65 64.65 49.84 416.47

20 6.64 71.74 38.53 41.19 13.29 13.47 40.41 47.14 14.82 64.65 351.87

21 7.97 66.43 39.86 41.19 14.61 6.73 41.75 49.84 91.59 33.67 393.64

22 6.64 66.43 39.86 13.29 13.29 6.73 41.75 64.65 91.59 49.84 394.06

23 6.64 65.10 39.86 13.29 14.61 4.04 39.06 64.65 96.98 49.84 394.06

24 6.64 63.77 39.86 6.64 13.29 4.04 40.41 47.14 68.69 64.65 355.13

22

Las coordenadas también tienden a cambiar por lo que las nuevas coordenadas

serán.

Realizando todo el procedimiento para el cálculo de los datos de elipse de la

misma manera antes descritos obtenemos.

Coordenadas de las cargas

X (m) Y (m)

A 3733.7749 3008.1749

B 2743.4029 2673.818

E 2735.7629 4738.537

H 2396.5088 3352.5493

K 1726.4513 3805.5959

L 4342.7312 804.1865

M 4170.7721 2333.6809

S 3883.036 5230.9768

X 3996.5121 4016.909

Z 3612.8298 3407.1037

Esperanza matemática Momento y coeficiente de correlación, ángulo de

simetría Ax 3322.677115

Ay 3382.525368 Cxy -2994.138996

Desviación r -0.0945873

Dx 22808.27936 α 7.913472867

Dy 43932.48098 Exactitud y Radios en

ejes

Dispersión hѰ 0.00472539

σx 151.0241019 hϕ 0.003357722

σy 209.6007657 RѰ 366.5413258

Exactitud Rϕ 515.8410785

hx 0.004682079

hy 0.003373589


Xi (m) Yi (m) 1 3352.110202 3358.393832

2 3358.418856 3351.002503

3 3361.600182 3383.377879

4 3366.758869 3423.097407

5 3223.926552 3549.890288

6 3530.119361 3314.182313

7 3294.604889 2968.858913

8 3371.799425 3236.996923

9 3493.663142 3082.755663

10 3439.902451 3291.89702

11 3266.536345 3373.717318

12 3259.176181 3329.612365

13 3112.037127 3438.889385

14 3239.021311 3259.763991

15 3183.43498 3352.510141

16 2830.360872 3441.003154

17 3197.029189 3617.767851

18 3380.684434 3482.743153

19 3430.582831 3527.30295

20 3272.587163 3451.637461

21 3377.613713 3633.575812

22 3480.092492 3705.770959

23 3473.105924 3743.055246

24 3449.084263 2862.806295

23

Utilizando los datos calculados obtenemos la elipse para 21 años.

24

Determinación de radios de pérdidas

Debido a que la zona de intersección de las tres elipses se encuentra en una zona

poblada donde no se pueden mover las casa para poder construir en el zona optima

la SEE, se procede a calcular los llamados radios de perdidas, los cuales cada uno

de ellos significara una zona de incremento de los gastos anuales debido al

desplazamiento de la SEE de la zona de dispersión.

Estos porcentajes de perdida en cada una de las zonas, no pueden ser mayores a

un 20% ya que el proyecto no sería viable, así que para este proyecto

consideraremos 3 zonas las cuales serán.

1. 0 ≤ Δ ≤ 5 %

2. 5 % ≤ Δ ≤ 10 %

3. 10 % ≤ Δ ≤ 15 %

Primeramente se tiene que calcular una exactitud media basándonos en las

exactitudes de cada uno de los periodos (7, 14, 21) años.

ℎ = ℎ𝑥 + ℎ𝑦

2

Calculo radio de pérdida de 7 años con un porcentaje anual de incremento de

gastos del 5%

ℎ = 0.004039716 + 0.003616245

2

ℎ = 0.00382798

Ahora con ayuda de la siguiente formula determinaremos el radio de perdida

𝑅 =32.8 𝑥 ∆

ℎ ( 1 − ∆)

Donde

R= Radio de perdidas con un incremento de gastos anuales Δ

h= Exactitud media

Δ= Porcentaje de incremento en el gasto anual por desplazamiento de la SEE de

la zona de dispersión.

Obtenemos:

𝑅1 =32.8 𝑥 0.05

0.00382798 ( 1 − 0.05)

𝑅1 = 450.9730079

Utilizando el mismo procedimiento se calculan los tres radios mencionados

anteriormente, resultado.

25

Para el periodo de 7 años.



Basándonos en los datos obtenidos se obtienen la ubicación real que tendrá nuestra

subestación, y se presentan 2 casos, Caso 1= Nuestra SEE se puede ubicar dentro

de la zona de dispersión en el cuadro rojo 1 sin afectar ninguna vivienda, es es

construida en el parque Xalteva, y sus zonas aledañas. Con un área de construcción

A= 8100 m2 (136 x 60 m). Caso 2= Nuestra SEE esta será ubicada en la zona donde

el incremento de gastos anuales por desplazamiento de la SEE es mayor al 5% y

menor al 10 % como se muestra a continuación.

El cuadro rojo 2 sería el área disponible para la construcción de la SEE con un

aumento de pérdidas menor al 10 % y mayor al 5 % con una área disponible para

construir de A = 25686.07 m2. (195.48 m x 131.40 m)

Radio de pérdidas de 0 ≤ Δ ≤ 5 %

R1 450.9730079

Radio de pérdidas de 5% ≤ Δ ≤ 10%

R2 952.0541277


R3 1512.085968


R1 442.7269611


R2 934.6458068


R3 1484.437458


R1 428.5965706


R2 904.8149824


R3 1437.05909

26

Estos fueron seleccionados también por el factor accesibilidad ya que este punto

tiene ruta de acceso a la carretera principal y por ende los aparatos y dispositivos

de la subestación podrán ser llevados al lugar de construcción sin problemas.

La Opción 1 minimizaría las perdidas por mantenimientos anuales y por caída de

voltajes, pero significaría la demolición del parque, mientras que la zona 2 no

afectaría a ninguna construcción pero incrementaría en un 10% los gastos anuales

por mantenimientos y perdidas por transmisión.

La decisión de sonde construir la SEE deberá ser tomada por el comité de la Alcaldía

de Granada, siendo para nosotros la primer opción(Zona 1)la más viable debido a

la reducción de pérdidas por estar dentro de la zona de dispersión.

27

Selección de Transformador de Potencia.

Generalidades.

El transformador es el principal elemento de la subestación eléctrica, su

determinación es en definitiva importante en la realización del proyecto, de la buena

elección del transformador dependerá el desarrollo o funcionamiento de la

subestación.

Los factores decisivos en la selección del número y potencia de los transformadores

lo constituyen la confiabilidad de alimentación, el gasto en materiales no ferrosos y

las pérdidas de potencia de estos. Los transformadores en un sistema de suministro

industrial no deben ser de más de dos o tres capacidades estándares, esto para

facilitar el cambio de los averiados y posibilita la reducción de la reserva en los

almacenes. Aunque no siempre resulta ejecutable, se prefiere la instalación de

transformadores de igual potencia.

La selección correcta del número de transformadores es de vital importancia para

la operación de la subestación porque de esto depende la continuidad del servicio

de energía eléctrica hacia nuestros consumidores y más aún cuando se tienen de

1ª categoría, en nuestro caso contamos con 2 consumidores de 1a categoría, porque

de manera que se seleccione un solo transformador, tendríamos que garantizar otra

fuente de alimentación para nuestros consumidores de primera y de ser posible de

segunda categoría.

Además de que pasaremos a formar parte del sistema de 138kV del SIN por tal

razón debemos de poseer un esquema que permita enfrentar cualquier avería del

sistema sacando la subestación para la reparación o mantenimiento sin abrir los

circuitos conectados a este esquema radial.

El análisis Técnico-económico del transformador nos da una información más clara

del transformador que debemos utilizar de manera más económica, pero como la

parte económica no es lo único que importa en estos casos sino que debemos

obedecer a la forma en la que la subestación garantizaría el suministro eléctrico sin

interrupciones, por un periodo de 21 años que es la vida útil de la SEE que estamos

diseñando.

28

Selección de la Potencia de los Transformadores.

Como potencia nominal de un transformador se comprende aquella con la que puede ser cargado éste ininterrumpidamente durante su tiempo de vida útil

(aproximadamente 21 años) bajo condiciones normales de temperatura del refrigerante.

Esta debe garantizar en condiciones normales, la alimentación de todos sus receptores. Se debe tratar de obtener el régimen de trabajo económicamente útil y

la alimentación de reserva, además la carga de los transformadores en condiciones nominales no debe acortar el tiempo de vida como producto de calentamiento. La potencia de los transformadores debe garantizar servicio indispensable a los

consumidores que lo ameriten, según las categorías. Es conveniente considerar la expansión de las empresas industriales, y así prever la posibilidad del incremento

de potencia de las subestaciones a través de la instalación de transformadores de mayor capacidad sobre las mismas bases o por medio de la adición del número de transformadores. La selección de la potencia se realizará considerando el

crecimiento de las cargas en el tiempo.

Con la proyección de las cargas realizadas para trazar la elipse a los 21 años,

podemos encontrar la potencia máxima demandada por la sumatoria de la potencia

de todos los consumidores, garantizando de esta manera que el transformador de

potencia entregue en régimen normal de trabajo la potencia pico que demandan

nuestras cargas, en la denominada hora pico.

La potencia que requerimos para el transformador de potencia es de:

Potencia Hora 577.75448 x100 KVA 15

57.7754 MVA 15

Por catálogo de transformadores obtenemos

Opción 1 1 x 63 MVA (TCFC- Circulación de Aceite Forzada con sistema de

ventilación)

Opción 2 1 x 32 MVA (TVC- Aceite con sistema de ventilación)

Opción 3 2 x 32 MVA (TVC- Aceite con sistema de ventilación)

29

Pérdidas en los transformadores de potencia

Para realizar estos cálculos debemos de hacer uso de una gama de ecuaciones

que son las siguientes:

Coeficiente de llenado

𝐾𝑙𝑙 =𝑆𝑚𝑒𝑑

𝑆𝑚𝑎𝑥

𝐾𝑙𝑙 = 467 .34 𝑥 100 𝐾𝑉𝐴

577.75 x 100 KVA

𝐾𝑙𝑙 = 0.8089

Calculo de Régimen de Sobrecarga

1. 1x 63 MVA

𝑆 = 1.3 𝑆𝑁𝑇

𝑆 = 1.3 (63 𝑀𝑉𝐴) = 81.9 𝑀𝑉𝐴

2. 1 x 32 MVA

𝑆 = 1.3 𝑆𝑁𝑇

𝑆 = 1.3 (32 𝑀𝑉𝐴) = 41.6 𝑀𝑉𝐴

3. 2 X 32 MVA

𝑆 = 1.3 𝑆𝑁𝑇

𝑆 = 1.3 (64 𝑀𝑉𝐴) = 83.4 𝑀𝑉𝐴

Calculo de sobrecarga admisible-permisible

𝑆𝑎𝑝 = 𝑆𝑁 ( 1 − 𝐾𝑙𝑙 ) 0.3

1. 1x 63 MVA

𝑆𝑎𝑝 = 63 𝑀𝑉𝐴 ( 1 − 0.8089 ) 0.3 = 3.61179 𝑀𝑉𝐴

2. 1 x 32 MVA

𝑆𝑎𝑝 = (32 𝑀𝑉𝐴 )( 1 − 0.8089) 0.3 = 1.83456 𝑀𝑉𝐴

3. 2 X 32 MVA

𝑆𝑎𝑝 = (2𝑥 32 𝑀𝑉𝐴 )( 1 − 0.8089) 0.3 = 3.66912 𝑀𝑉𝐴

30

Calculo de las perdidas referidas al trasformador.

En las condiciones de operación se debe prever el régimen de trabajo económico

de los transformadores, la esencia del cual estriba en que, en subestaciones con

varios transformadores, el número de transformadores conectados en cada

momento debe ser el que proporcione el mínimo de perdidas, para un gráfico de

carga determinado. Para ello no deben ser consideradas las pérdidas de potencia

activa en los propios transformadores, sino también las pérdidas de potencia activa

que aparecen en el sistema (desde los generadores hasta la subestación

considerada) debido a los requerimientos de potencia reactiva de los

transformadores. A diferencia de las pérdidas del propio transformador, a estas se

les denomina referidas y se determinan por las siguientes expresiones:

𝛥 𝑃′𝑇 = 𝛥 𝑃′𝑆𝐶 + 𝑘𝑐 2 ∆𝑃′𝐶𝐶

𝛥 𝑃′𝑆𝐶 = 𝛥 𝑃𝑆𝐶 + 𝑘𝑖𝑝 ∆𝑄𝑆𝐶 𝐾𝑊

∆𝑄𝑆𝐶 = 𝑆𝑁

𝐼𝑆𝐶%

100

∆𝑃′𝐶𝐶 = 𝛥 𝑃𝐶𝐶 + 𝑘𝑖𝑝∆𝑄𝐶𝐶

∆𝑄𝐶𝐶 = 𝑆𝑁

𝑉𝐶𝐶%

100

𝑘𝐶 = 𝑆𝑐

𝑆𝑁

Entonces:

𝛥 𝑃′𝑇 = 𝛥 𝑃′𝑆𝐶 + ∆𝑃′𝐶𝐶

𝑆𝑁2 𝑆𝐶

2

Donde:

ΔP’SC: Pérdidas referidas del transformador sin carga, consideran las pérdidas de

potencia activa, tanto del transformador como las creadas por los elementos del

sistema debido a la potencia reactiva demandada por el mencionado transformador

(KW)

ΔP’CC: Análogamente, Pérdidas referidas de cortocircuito

kC: Coeficiente de Carga

SC: Carga real del transformador o de cálculo (KVA)

31

SN: Potencia nominal o de chapa del transformador

ΔPSC: Pérdidas de potencia sin carga, aproximadamente iguales a las pérdidas del

núcleo del transformador (kW)

ΔPCC: Pérdidas de potencia de cortocircuito o pérdidas del cobre (kW)

kIP: Coeficiente incremental de pérdidas, dado por el sistema de energía para la

planta en cuestión en correspondencia con su localización. Esta entre 0.02 – 0.12 (KW/KVAR), para nuestro proyecto se tomara un kip = 0.08 (KW/KVAR).

ΔQSC: Potencia reactiva del trasformador sin carga (KVAR)

ΔQCC: Potencia reactiva demandada por el transformador a plena carga (KVAR)

ISC: Corriente del transformador sin carga.

VCC: Voltaje de cortocircuito del transformador.

Características de las variantes e los transformadores.

No. Tipo SN, kVA UN, kV UCC % PV, kW PCC, kW IV, % $ x 1000

06. TVC 32000 138 10.5 40.0 145.0 0.70 80.5

08. TCFC 63000 138 10.5 70.0 245.0 0.60 120.0

Primer variante (1 x 63 MVA)

∆𝑸𝑺𝑪 = 𝑺𝑵

𝑰𝑺𝑪%

𝟏𝟎𝟎

∆𝑄𝑆𝐶 = 63 𝑀𝑉𝐴

0.6

100

∆𝑄𝑆𝐶 = 378 𝐾𝑉𝐴

∆𝑸𝑪𝑪 = 𝑺𝑵

𝑽𝑪𝑪%

𝟏𝟎𝟎

∆𝑄𝐶𝐶 = 63 𝑀𝑉𝐴

10.5

100


𝜟 𝑷′𝑺𝑪 = 𝜟 𝑷𝑺𝑪 + 𝒌𝒊𝒑 ∆𝑸𝑺𝑪

𝛥 𝑃′𝑆𝐶 = 70 𝐾𝑊 + 0.08 (378𝐾𝑉𝐴)

𝛥 𝑃′𝑆𝐶 = 100.24 𝐾𝑊

∆𝑷′𝑪𝑪 = 𝜟 𝑷𝑪𝑪 + 𝒌𝒊𝒑∆𝑸𝑪𝑪

∆𝑃′𝐶𝐶 = 245 + 0.08 (6615 𝐾𝑉𝐴)

∆𝑃′𝐶𝐶 = 774.2 𝐾𝑊

𝜟 𝑷′𝑻 = 𝜟 𝑷′𝑺𝑪 + ∆𝑷′𝑪𝑪

𝑺𝑵𝟐 𝑺𝑪

𝟐

𝛥 𝑃′𝑇 = 100.24 𝐾𝑊 + 774.2 𝐾𝑊

(63000)2 𝐾𝑉𝐴 𝑺𝑪

𝟐

𝛥 𝑃′𝑇 = 100.24 𝐾𝑊 + 774.2 𝐾𝑊

(63000)2 𝐾𝑉𝐴 𝑺𝑪

𝟐

𝛥 𝑃′𝑇 = 100.24 𝐾𝑊 + 0.187𝑥10−6 𝑺𝑪𝟐 𝐾𝑊

𝐾𝑉𝐴

32

Segunda variante (1 x 32 MVA)


𝑰𝑺𝑪%

𝟏𝟎𝟎


0.7

100



𝑽𝑪𝑪%

𝟏𝟎𝟎


10.5

100



𝛥 𝑃′𝑆𝐶 = 40 𝐾𝑊 + 0.08 (224 𝐾𝑉𝐴)


∆𝑃′𝐶𝐶 = 145 + 0.08 (3360 𝐾𝑉𝐴)

∆𝑃′𝐶𝐶 = 413.8 𝐾𝑊

𝜟 𝑷′𝑻 = 𝜟 𝑷′𝑺𝑪 + ∆𝑷′𝑪𝑪


𝟐

𝛥 𝑃′𝑇 = 57.92 𝐾𝑊 + 413 .8 𝐾𝑊

(32000)2 𝐾𝑉𝐴𝑺𝑪

𝟐

𝛥 𝑃′𝑇 = 57.92 𝐾𝑊 + 4.04𝑥10−7 𝑺𝑪𝟐 𝐾𝑊

𝐾𝑉𝐴

𝛥 𝑃′𝑆𝐶 = 57.92 𝐾𝑊

Tercer variante (2 x 32 MVA)


𝑰𝑺𝑪%

𝟏𝟎𝟎


0.7

100



𝑽𝑪𝑪%

𝟏𝟎𝟎


10.5

100




∆𝑃′𝐶𝐶 = 145 + 0.08 (3360 𝐾𝑉𝐴)

∆𝑃′𝐶𝐶 = 413.8 𝐾𝑊

𝜟 𝑷′𝑻 = 𝟐 ∗ 𝜟 𝑷′𝑺𝑪 + 𝟐 ∗

∆𝑷′𝑪𝑪


𝟐

𝛥 𝑃′𝑇 = 2 ∗ 57.92 𝐾𝑊 + 2 ∗413.8 𝐾𝑊

(64000 )2 𝐾𝑉𝐴𝑺𝑪

𝟐

𝛥 𝑃′𝑇 = 115.84 𝐾𝑊 + 2.02𝑥10−7 𝑺𝑪𝟐 𝐾𝑊

𝐾𝑉𝐴

𝛥 𝑃′𝑆𝐶 = 40 𝐾𝑊 + 0.08 (224 𝐾𝑉𝐴)

𝛥 𝑃′𝑆𝐶 = 57.92 𝐾𝑊

33

Realizando los cálculos con los datos antes calculados obtenemos:

Para la variante de 1x63 MVA


08. TCFC 63000 138 10.5 70.0 245.0 0.60 120.0

7 AÑOS

Numero en

escalón

Sc, Carga

en MVA kc kc, 0.5

Duración horas-

año

Perdidas de Pot, ΔP't,

KW

Perdidas de Energia, ΔE,

KWh

Costo de las pérdidas de energía en $ USD

0 0 0 0 0 100,24 0 0

1 26,3 0,4175 0,209 365 229,5860 83798,9010 9217,8791

2 26,5 0,4206 0,210 365 231,5608 84519,6738 9297,1641

3 28,8 0,4571 0,229 365 255,3453 93201,0272 10252,1130

4 29,4 0,4667 0,233 1095 261,8753 286753,4754 31542,8823

5 29,9 0,4746 0,237 365 267,4199 97608,2526 10736,9078

6 30,2 0,4794 0,240 365 270,7915 98838,8902 10872,2779

7 30,7 0,4873 0,244 730 276,4856 201834,5099 22201,7961

8 30,9 0,4905 0,245 365 278,7895 101758,1566 11193,3972

9 31,1 0,4937 0,247 365 281,1083 102604,5186 11286,4970

10 31,4 0,4984 0,249 365 284,6145 103884,2998 11427,2730

11 31,9 0,5063 0,253 365 290,5331 106044,5706 11664,9028

12 33,1 0,5254 0,263 365 305,1191 111368,4606 12250,5307

13 36,1 0,5730 0,287 365 343,9403 125538,1986 13809,2018

14 36,9 0,5857 0,293 365 354,8611 129524,2906 14247,6720

15 37,2 0,5905 0,295 365 359,0181 131041,5992 14414,5759

16 37,3 0,5921 0,296 365 360,4112 131550,0990 14470,5109

17 37,4 0,5937 0,297 365 361,8081 132059,9638 14526,5960

18 40,1 0,6365 0,318 365 400,9379 146342,3226 16097,6555

19 42 0,6667 0,333 365 430,1080 156989,4200 17268,8362

20 43 0,6825 0,341 365 446,0030 162791,0950 17907,0205

21 43,2 0,6857 0,343 365 449,2269 163967,8112 18036,4592

8760 6839,783 2752019,536 302722,149

34

14 AÑOS

Numero en

escalón

Sc, Carga en MVA

kc kc, 0.5 Duración horas-

año


KW


KWh

Costo de las pérdidas de energía en $

USD

0 0 0 0 0 100,24 0 0

1 30,42 0,4829 0,241 365 273,2911 99751,2672 10972,6394

2 30,68 0,4869 0,243 365 276,2239 100821,7403 11090,3914

3 33,31 0,5288 0,264 365 307,7865 112342,0701 12357,6277

4 34,02 0,5400 0,270 365 316,6542 115578,7906 12713,6670

5 34,04 0,5403 0,270 730 316,8863 231327,0204 25445,9722

6 34,60 0,5493 0,275 365 324,1515 118315,2929 13014,6822

7 34,97 0,5550 0,278 365 328,8666 120036,3253 13203,9958

8 35,51 0,5636 0,282 365 335,9807 122632,9668 13489,6264

9 35,54 0,5642 0,282 365 336,4864 122817,5482 13509,9303

10 35,76 0,5677 0,284 365 339,4017 123881,6275 13626,9790

11 35,99 0,5713 0,286 365 342,4416 124991,1846 13749,0303

12 36,33 0,5767 0,288 365 347,0644 126678,4901 13934,6339

13 36,92 0,5860 0,293 365 355,1215 129619,3366 14258,1270

14 38,31 0,6081 0,304 365 374,6797 136758,0755 15043,3883

15 41,77 0,6630 0,332 365 426,4963 155671,1410 17123,8255

16 42,71 0,6779 0,339 365 441,2755 161065,5515 17717,2107

17 43,05 0,6833 0,342 365 446,7313 163056,9326 17936,2626

18 43,13 0,6846 0,342 365 448,0648 163543,6587 17989,8025

19 43,24 0,6864 0,343 365 449,9137 164218,4864 18064,0335

20 46,39 0,7364 0,368 365 502,7024 183486,3607 20183,4997

21 48,58 0,7711 0,386 365 541,5394 197661,8702 21742,8057

22 49,73 0,7894 0,395 365 562,7883 205417,7455 22595,9520

23 49,96 0,7930 0,396 365 566,9677 206943,2111 22763,7532

8760 9061,756 3386616,694 372527,836

35

21 AÑOS

Numero en

escalón

Sc, Carga en MVA


año


KW


KWh


USD

0 0 0 0 0 100,24 0 0

1 35,19 0,5585 0,279 365 331,7693 121095,8108 13320,5392

2 35,51 0,5637 0,282 365 336,0826 122670,1475 13493,7162

3 38,54 0,6117 0,306 365 377,9646 137957,0918 15175,2801

4 39,36 0,6248 0,312 365 390,0046 142351,6848 15658,6853

5 39,41 0,6255 0,313 730 390,6261 285157,0209 31367,2723

6 40,05 0,6357 0,318 365 400,1415 146051,6481 16065,6813

7 40,48 0,6426 0,321 365 406,7237 148454,1636 16329,9580

8 41,06 0,6518 0,326 365 415,5670 151681,9393 16685,0133

9 41,15 0,6532 0,327 365 416,9206 152176,0180 16739,3620

10 41,39 0,6570 0,328 365 420,5973 153518,0051 16886,9806

11 41,65 0,6611 0,331 365 424,5808 154971,9966 17046,9196

12 42,04 0,6672 0,334 365 430,6744 157196,1422 17291,5756

13 42,73 0,6782 0,339 365 441,6399 161198,5663 17731,8423

14 44,34 0,7038 0,352 365 467,8658 170771,0061 18784,8107

15 48,33 0,7671 0,384 365 537,0291 196015,6273 21561,7190

16 49,42 0,7845 0,392 365 557,0280 203315,2083 22364,6729

17 49,81 0,7906 0,395 365 564,1858 205927,8186 22652,0600

18 49,87 0,7915 0,396 365 565,2604 206320,0427 22695,2047

19 50,00 0,7936 0,397 365 567,7072 207213,1304 22793,4443

20 53,67 0,8519 0,426 365 638,9193 233205,5610 25652,6117

21 56,19 0,8919 0,446 365 690,6268 252078,7794 27728,6657

22 57,52 0,9131 0,457 365 719,0338 262447,3346 28869,2068

23 57,78 0,9171 0,459 365 724,4464 264422,9541 29086,5250

8760 11315,635 4236197,698 465981,7467

36



06. TVC 32000 138 10.5 40.0 145.0 0.70 80.5

7 AÑOS

Numero en

escalón

Sc, Carga en MVA


año


KW


KWh


USD

0 0 0 0 0 57,92 0 0

1 26,3 0,4175 0,209 365 337,3628 123137,4074 13545,1148

2 26,5 0,4206 0,210 365 341,6290 124694,5850 13716,4044

3 28,8 0,4571 0,229 365 393,0138 143450,0224 15779,5025

4 29,4 0,4667 0,233 1095 407,1214 445797,9768 49037,7774

5 29,9 0,4746 0,237 365 419,1000 152971,5146 16826,8666

6 30,2 0,4794 0,240 365 426,3842 155630,2184 17119,3240

7 30,7 0,4873 0,244 730 438,6860 320240,7508 35226,4826

8 30,9 0,4905 0,245 365 443,6632 161937,0826 17813,0791

9 31,1 0,4937 0,247 365 448,6728 163765,5866 18014,2145

10 31,4 0,4984 0,249 365 456,2478 166530,4616 18318,3508

11 31,9 0,5063 0,253 365 469,0344 171197,5706 18831,7328

12 33,1 0,5254 0,263 365 500,5464 182699,4506 20096,9396

13 36,1 0,5730 0,287 365 584,4168 213312,1466 23464,3361

14 36,9 0,5857 0,293 365 608,0104 221923,8106 24411,6192

15 37,2 0,5905 0,295 365 616,9914 225201,8464 24772,2031

16 37,3 0,5921 0,296 365 620,0012 226300,4234 24893,0466

17 37,4 0,5937 0,297 365 623,0190 227401,9496 25014,2145

18 40,1 0,6365 0,318 365 707,5560 258257,9546 28408,3750

19 42 0,6667 0,333 365 770,5760 281260,2400 30938,6264

20 43 0,6825 0,341 365 804,9160 293794,3400 32317,3774

21 43,2 0,6857 0,343 365 811,8810 296336,5504 32597,0205

8760 11286,750 4555841,889 501142,608

37

14 AÑOS

Numero en

escalón

Sc, Carga en MVA


año


KW


KWh


USD

0 0 0 0 0 57,92 0 0

1 30,42 0,4829 0,241 365 431,7845 157601,3430 17336,1477

2 30,68 0,4869 0,243 365 438,1206 159914,0229 17590,5425

3 33,31 0,5288 0,264 365 506,3092 184802,8638 20328,3150

4 34,02 0,5400 0,270 365 525,4673 191795,5648 21097,5121

5 34,04 0,5403 0,270 730 525,9688 383957,1907 42235,2910

6 34,60 0,5493 0,275 365 541,6646 197707,5803 21747,8338

7 34,97 0,5550 0,278 365 551,8514 201425,7465 22156,8321

8 35,51 0,5636 0,282 365 567,2208 207035,6032 22773,9164

9 35,54 0,5642 0,282 365 568,3134 207434,3780 22817,7816

10 35,76 0,5677 0,284 365 574,6116 209733,2444 23070,6569

11 35,99 0,5713 0,286 365 581,1791 212130,3625 23334,3399

12 36,33 0,5767 0,288 365 591,1662 215775,6642 23735,3231

13 36,92 0,5860 0,293 365 608,5730 222129,1507 24434,2066

14 38,31 0,6081 0,304 365 650,8271 237551,8807 26130,7069

15 41,77 0,6630 0,332 365 762,7731 278412,1933 30625,3413

16 42,71 0,6779 0,339 365 794,7025 290066,4279 31907,3071

17 43,05 0,6833 0,342 365 806,4895 294368,6630 32380,5529

18 43,13 0,6846 0,342 365 809,3704 295420,1995 32496,2219

19 43,24 0,6864 0,343 365 813,3647 296878,1160 32656,5928

20 46,39 0,7364 0,368 365 927,4109 338504,9675 37235,5464

21 48,58 0,7711 0,386 365 1011,3154 369130,1324 40604,3146

22 49,73 0,7894 0,395 365 1057,2223 385886,1410 42447,4755

23 49,96 0,7930 0,396 365 1066,2515 389181,7993 42809,9979

8760 15769,878 5926843,236 651952,756

38

21 AÑOS

Numero en

escalón

Sc, Carga en MVA


año


KW


KWh


USD

0 0 0 0 0 57,92 0 0

1 35,19 0,5585 0,279 365 558,1224 203714,6887 22408,6158

2 35,51 0,5637 0,282 365 567,4409 207115,9294 22782,7522

3 38,54 0,6117 0,306 365 657,9240 240142,2689 26415,6496

4 39,36 0,6248 0,312 365 683,9355 249636,4698 27460,0117

5 39,41 0,6255 0,313 730 685,2781 500253,0206 55027,8323

6 40,05 0,6357 0,318 365 705,8355 257629,9734 28339,2971

7 40,48 0,6426 0,321 365 720,0560 262820,4347 28910,2478

8 41,06 0,6518 0,326 365 739,1611 269793,8111 29677,3192

9 41,15 0,6532 0,327 365 742,0856 270861,2326 29794,7356

10 41,39 0,6570 0,328 365 750,0288 273760,4987 30113,6549

11 41,65 0,6611 0,331 365 758,6349 276901,7425 30459,1917

12 42,04 0,6672 0,334 365 771,7996 281706,8484 30987,7533

13 42,73 0,6782 0,339 365 795,4899 290353,7966 31938,9176

14 44,34 0,7038 0,352 365 852,1489 311034,3619 34213,7798

15 48,33 0,7671 0,384 365 1001,5714 365573,5435 40213,0898

16 49,42 0,7845 0,392 365 1044,7774 381343,7613 41947,8137

17 49,81 0,7906 0,395 365 1060,2414 386988,1172 42568,6929

18 49,87 0,7915 0,396 365 1062,5630 387835,4890 42661,9038

19 50,00 0,7936 0,397 365 1067,8492 389764,9405 42874,1435

20 53,67 0,8519 0,426 365 1221,6978 445919,7104 49051,1681

21 56,19 0,8919 0,446 365 1333,4080 486693,9363 53536,3330

22 57,52 0,9131 0,457 365 1394,7793 509094,4512 56000,3896

23 57,78 0,9171 0,459 365 1406,4730 513362,6346 56469,8898

8760 20639,222 7762301,661 853853,183

39



06. TVC 32000 138 10.5 40.0 145.0 0.70 80.5

7 AÑOS

Numero en

escalón

Sc, Carga en MVA


año

Pérdidas de Pot, ΔP't,

KW

Pérdidas de Energia, ΔE,

KWh


USD

0 0 0 0 0 115,84 0 0

1 26,3 0,4109 0,205 365 255,5614 93279,9037 10260,7894

2 26,5 0,4141 0,207 365 257,6945 94058,4925 10346,4342

3 28,8 0,4500 0,225 365 283,3869 103436,2112 11377,9832

4 29,4 0,4594 0,230 1095 290,4407 318032,5884 34983,5847

5 29,9 0,4672 0,234 365 296,4300 108196,9573 11901,6653

6 30,2 0,4719 0,236 365 300,0721 109526,3092 12047,8940

7 30,7 0,4797 0,240 730 306,2230 223542,7754 24589,7053

8 30,9 0,4828 0,241 365 308,7116 112679,7413 12394,7715

9 31,1 0,4859 0,243 365 311,2164 113593,9933 12495,3393

10 31,4 0,4906 0,245 365 315,0039 114976,4308 12647,4074

11 31,9 0,4984 0,249 365 321,3972 117309,9853 12904,0984

12 33,1 0,5172 0,259 365 337,1532 123060,9253 13536,7018

13 36,1 0,5641 0,282 365 379,0884 138367,2733 15220,4001

14 36,9 0,5766 0,288 365 390,8852 142673,1053 15694,0416

15 37,2 0,5813 0,291 365 395,3757 144312,1232 15874,3336

16 37,3 0,5828 0,291 365 396,8806 144861,4117 15934,7553

17 37,4 0,5844 0,292 365 398,3895 145412,1748 15995,3392

18 40,1 0,6266 0,313 365 440,6580 160840,1773 17692,4195

19 42 0,6563 0,328 365 472,1680 172341,3200 18957,5452

20 43 0,6719 0,336 365 489,3380 178608,3700 19646,9207

21 43,2 0,6750 0,338 365 492,8205 179879,4752 19786,7423

8760 7554,735 3038989,745 334288,872

40

14 AÑOS

Numero en

escalón

Sc, Carga en MVA


año

Pérdidas de Pot, ΔP't,

KW


KWh


USD

0 0 0 0 0 115,84 0 0

1 30,42 0,4753 0,238 365 302,7723 110511,8715 12156,3059

2 30,68 0,4793 0,240 365 305,9403 111668,2114 12283,5033

3 33,31 0,5205 0,260 365 340,0346 124112,6319 13652,3895

4 34,02 0,5315 0,266 365 349,6137 127608,9824 14036,9881

5 34,04 0,5318 0,266 730 349,8644 255400,9953 28094,1095

6 34,60 0,5407 0,270 365 357,7123 130564,9901 14362,1489

7 34,97 0,5463 0,273 365 362,8057 132424,0733 14566,6481

8 35,51 0,5548 0,277 365 370,4904 135229,0016 14875,1902

9 35,54 0,5554 0,278 365 371,0367 135428,3890 14897,1228

10 35,76 0,5588 0,279 365 374,1858 136577,8222 15023,5604

11 35,99 0,5623 0,281 365 377,4695 137776,3813 15155,4019

12 36,33 0,5677 0,284 365 382,4631 139599,0321 15355,8935

13 36,92 0,5769 0,288 365 391,1665 142775,7753 15705,3353

14 38,31 0,5986 0,299 365 412,2935 150487,1403 16553,5854

15 41,77 0,6526 0,326 365 468,2666 170917,2966 18800,9026

16 42,71 0,6673 0,334 365 484,2313 176744,4140 19441,8855

17 43,05 0,6726 0,336 365 490,1247 178895,5315 19678,5085

18 43,13 0,6739 0,337 365 491,5652 179421,2998 19736,3430

19 43,24 0,6757 0,338 365 493,5624 180150,2580 19816,5284

20 46,39 0,7249 0,362 365 550,5854 200963,6837 22106,0052

21 48,58 0,7590 0,380 365 592,5377 216276,2662 23790,3893

22 49,73 0,7771 0,389 365 615,4912 224654,2705 24711,9698

23 49,96 0,7806 0,390 365 620,0058 226302,0997 24893,2310

8760 9970,059 3724490,418 409693,946

41

21 AÑOS

Numero en

escalón

Sc, Carga en MVA


año


KW


KWh


USD

0 0 0 0 0 115,84 0 0

1 35,19 0,5498 0,275 365 365,9412 133568,5443 14692,5399

2 35,51 0,5549 0,277 365 370,6005 135269,1647 14879,6081

3 38,54 0,6022 0,301 365 415,8420 151782,3344 16696,0568

4 39,36 0,6151 0,308 365 428,8478 156529,4349 17218,2378

5 39,41 0,6157 0,308 730 429,5191 313548,9103 34490,3801

6 40,05 0,6257 0,313 365 439,7978 160526,1867 17657,8805

7 40,48 0,6326 0,316 365 446,9080 163121,4173 17943,3559

8 41,06 0,6416 0,321 365 456,4606 166608,1055 18326,8916

9 41,15 0,6430 0,321 365 457,9228 167141,8163 18385,5998

10 41,39 0,6467 0,323 365 461,8944 168591,4493 18545,0594

11 41,65 0,6507 0,325 365 466,1975 170162,0712 18717,8278

12 42,04 0,6568 0,328 365 472,7798 172564,6242 18982,1087

13 42,73 0,6676 0,334 365 484,6249 176888,0983 19457,6908

14 44,34 0,6928 0,346 365 512,9545 187228,3810 20595,1219

15 48,33 0,7552 0,378 365 587,6657 214497,9718 23594,7769

16 49,42 0,7722 0,386 365 609,2687 222383,0807 24462,1389

17 49,81 0,7783 0,389 365 617,0007 225205,2586 24772,5784

18 49,87 0,7792 0,390 365 618,1615 225628,9445 24819,1839

19 50,00 0,7812 0,391 365 620,8046 226593,6702 24925,3037

20 53,67 0,8386 0,419 365 697,7289 254671,0552 28013,8161

21 56,19 0,8779 0,439 365 753,5840 275058,1682 30256,3985

22 57,52 0,8988 0,449 365 784,2697 286258,4256 31488,4268

23 57,78 0,9027 0,451 365 790,1165 288392,5173 31723,1769

8760 12404,731 4642219,631 510644,159

42

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

Grafica de pérdidas 7 años de trabajo

1x63 MVA

2X32 MVA

1X32 MVA

ΔP

'T (

KW

A)

Sc (MVA)

Graficas de pérdidas de las variables de los transformadores.

43

0

200

400

600

800

1000

1200

0 10 20 30 40 50 60


1x63 MVA

2X32 MVA

1X32 MVA

ΔP

'T (

KW

A)

Sc (MVA)

44

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

0 10 20 30 40 50 60 70


1x63 MVA

2X32 MVA

1X32 MVAΔP

'T (

KW

A)

Sc (MVA)

45

Intercesión de gráficas

Nos guiaremos con la siguiente formula.

𝛥 𝑃′𝑇1 = 𝛥 𝑃′𝑇2

𝐴1 + 𝐵1 𝑺𝒄𝟐 = 𝐴2 + 𝐵2 𝑺𝒄𝟐

Despejando Sc que sería el punto de intercesión obtenemos:

Para la variante 1x32 MVA – 1x63 MVA

𝑆𝑐 = √𝐴2 − 𝐴1

𝐵1 − 𝐵2

𝑆𝑐 = √100.24 − 57.92

4.04𝑥10−7 − 0.187𝑥10−6= 13.92 𝑀𝑉𝐴

Para la variante 1X32 MVA – 2x32 MVA

𝑆𝑐 = √𝐴2 − 𝐴1

𝐵1 − 𝐵2

𝑆𝑐 = √115.84 − 57.92

4.04𝑥10−7 − 2.02 𝑥10−7= 16.93 𝑀𝑉𝐴

46

Análisis Técnico – Económico

Tiempo de compensación de inversión en compra de transformador de

potencia.

Este es el tiempo en el que se recupera la inversión que se realizó en la compra del transformador de potencia para la sub estación eléctrica.

Tiempo de compensación:

𝑇𝑐𝑜 =𝐾𝐴 − 𝐾𝐵

𝐶𝐵 − 𝐶𝐴

Gastos anuales de explotación (miles de dólares):

𝐶 = 𝐶𝑝 + 𝐶𝑎

KA= Costo de capital para la variante A (Valor neto en USD)

KB= Costo capital para la variante B (Valor neto en USD) Ca= Costos por amortización. (Valor a pagar por inversión inicial anualmente

USD/año) Cp= Costos de las pérdidas totales. (Valor en USD de las Pérdidas al año USD/año)

Gastos anuales de explotación de las variantes.

𝐶𝑎 = 0.10 𝐾

𝐶𝑝 = 𝛥𝐸 ∗ $ 𝐾𝑊ℎ

Donde

𝛥𝐸= Perdidas de energía en KWh

$ 𝐾𝑊ℎ= Costo en dólares de 1 KWh

Costo de los trasformadores

1 x 63 MVA (Ka) 2 x 32 MVA (Kb)

Costo x Unidad $ 120,000 $ 80,500

Costo total $ 120,000 $ 161,000

47

Análisis de variantes.

Primeros 7 años de trabajo.

Variantes 1x63 MVA 2x32 MVA

K 120000 161000

Cp 302722,15 334288,87

Ca 12000 16100

C 314722,15 350388,87

Tco 1,15

14 años de trabajo.


K 120000 161000

Cp 372527,84 409693,95

Ca 12000 16100

C 384527,84 425793,95

Tco 0,99

21 años de trabajo


K 120000 161000

Cp 465981,75 510644,16

Ca 12000 16100

C 477981,75 526744,16

Tco 0,84

Como podemos observar en estas tablas la reducción de pérdidas con la primera

variante se hace evidente en todos los años de funcionamiento de los transformadores

ya que la suma total de la potencia de los transformadores de 64 MVA y en os primeros

años un solo transformador no puede asumir en su totalidad la carga por lo que se

estarían subutilizando ambos transformadores

Debido a que la cuota anual para pagar el costo de los transformadores de 32 MVA o

sea el capital de inversión es mayor que la cuota anual para el transformador de 63

MVA la variante de 2 transformadores se visualiza más costosa que la primera variante

de un transformador.

Pero estas razones no son más relevante que el criterio de continuidad que

necesitamos en nuestra SEE para poder suministrar energía a los consumidores de

primera categoría que tenemos como clientes.

48

Para la selección de las unidades transformadoras concluimos lo siguiente:

El número de transformadores será 2 de 32 MVA cada uno, esta selección es

primeramente debido a la continuidad en el servicio que necesitan 2 usuarios de

primera categoría de los 10 usuarios con los que contamos en nuestro sistema ya que

la interrupción en el servicio de los consumidores de primera categoría podría

representar pérdidas humanas y grandes pérdidas económicas.

De ocurrir una falla en uno de los transformadores el otro será capaz de cubrir la

potencia del consumidor de primera categoría del transformador dañado aún en el

vigésimo año y si es posible de los de segunda categoría del transformador dañado por

medio Bypass a como se muestra en el diagrama unifilar mostrado en el diagrama

unifilar para cualquiera de los consumidores de primera categoría.

Distribución de las Cargas en los Transformadores.

En este caso que se colocan dos transformadores en paralelo se ejecutará basado en las demandas máximas y en las categorías, dejando un consumidor de 1º categoría en cada barra. Para que el balanceo sea con mayor exactitud perfectamente uso de la

carga promedio máxima que estará siendo demandada por los consumidores en cada barra.

La Carga Promedio que debe estar en cada barra es igual a:

𝑆𝑝𝑟𝑜𝑚 𝑥 𝑏𝑎𝑟𝑟𝑎 = ∑ 𝐷𝑚𝑎𝑥 𝑖𝑛𝑑

2

De acuerdo con la tabla de cargas.

𝑆𝑝𝑟𝑜𝑚 𝑥 𝑏𝑎𝑟𝑟𝑎 = (15 + 68 + 51 + 43 + 58 + 36 + 72 + 48 + 72 + 68)

2= 265.5 𝑥100𝐾𝑉𝐴

Esta manera tenemos cual debe ser la carga en dada sección de barra. La cual debe

de estar lo más aproximado a este valor para que el porcentaje de desbalance sea mínimo.

Y obtenemos un balance de la siguiente manera.

Primera sección de barra Segunda sección de barra

L B X S H K M E Z A

36 68 72 48 43 58 72 51 68 15

49

Primera sección de barra = 267 x 100 KVA

Segunda sección de barra 264 x 100 KVA

%𝐷𝑒𝑠𝑏𝑎𝑙𝑎𝑛𝑐𝑒 = 267 − 264

264 𝑥 100% = 1.12 %

Lo cual es un porcentaje de desbalance aceptable.

Diseño de las barras colectoras. Datos de la SEE.

Voltaje en lado Primario – 138 KV

Voltaje en el lado secundario – 13.8 KV Potencia de Cortocircuito Sccsist = 15,000 MVA Potencia instalada SNT = 64MVA

Potencia máxima del sistema= 57.7754 MVA

Calculo del calibre mínimo de la barra.

𝑆𝑒𝑐𝑐𝑖ó𝑛 = 𝐼𝑁

𝐽

Donde 𝐼𝑁 = 1.3 𝑆𝑚𝑎𝑥

√3 𝑉𝐿𝐿

De donde

I < 1200 A, J= 1.5 A/mm2

I > 1200 A, J= 0.75 A/mm2

Smax = 57.7754 MVA; VLLA= 138 KV; VLLB = 13.8 KV

Para el lado de Alta

𝐼𝑁 = 1.3 𝑥 57.7754 𝑀𝑉𝐴

√3 𝑥 138 𝐾𝑉= 314.229 𝐴𝑚𝑝

Por el lado de Baja

𝐼𝑁 = 1.3 𝑥 57.7754 𝑀𝑉𝐴

√3 𝑥 13.8 𝐾𝑉= 3142.29𝐴𝑚𝑝

Sección por el lado de Alta

𝑆𝑒𝑐𝑐𝑖ó𝑛 = 314.229 𝐴𝑚𝑝

1.5 𝐴𝑚𝑝/𝑚𝑚2= 209.48 𝑚𝑚2 = 2.0948 𝑐𝑚2

50

Sección por el lado de Baja

𝑆𝑒𝑐𝑐𝑖ó𝑛 = 3142.29 𝐴𝑚𝑝

0.75 𝐴𝑚𝑝/𝑚𝑚2= 4189.72 𝑚𝑚2 = 41.8972 𝑐𝑚2

Nos ayudaremos de la Tabla 3.7 del Libro Diseño se Subestaciones de Raúl Martin,

para obtener el calibre de la barra a utilizar.

Se escoge el inmediato superior a los valores calculados.


Para el lado de Baja

Calculo del claro y la flecha.

Se comprende como Claro a la longitud total que tendrá la barra seleccionada, y Flecha

a la deflexión respecto a la horizontal que tendrá ésta debido a las fuerzas verticales

ejercidas en ella. Para una mayor comprensión se muestra el siguiente diagrama.

Diámetro Nominal

Diámetro (cm) Grueso de la pared (cm)

Peso (kg/m)

Momento de

inercia (cm4)

Sección Limite

Elástico Kg

Resistencia a la CD 20°C µΩ

por m

Capacidad de conducción de

corriente

Pulg cm Exterior Interior Inter Intemp

1 2.5 3.34 2.664 0.337 0.863 3.336 2.1761 4259 94.89 590 700

Diámetro Nominal

Diámetro (cm) Grueso de la pared (cm)

Peso (kg/m)

Momento de

inercia (cm4)

Sección Limite

Elástico Kg

Resistencia a la CD 20°C µΩ

por m

Capacidad de conducción de

corriente

Pulg cm Exterior Interior Inter Intemp

4 10 11.43 10.226 0.602 5.548 301.038 52.674 27352 14. 76 2300 2720

51

Se realizara con ayuda de la siguiente ecuación:

𝐿 = √4608 𝑥 𝐸 𝑥 𝐼

750 𝑥 𝑊

3

Donde

L: Claro (cm)

E: Módulo de Elasticidad (Kg / cm2)

I: Momento de Inercia de la Sección (cm4)

W: Peso Unitario del Tubo (Kg / cm)

En la tabla 3.7 del libro Diseño de sub Estaciones de Raúl Martin, se establece el momento de inercia correspondiente a cada una de las barras. Y de la tabla de propiedades de los materiales de Enríquez Harper Gilberto en la página 582.


L: Claro (cm)

E: 700000 (Kg / cm2) I: 3.336 (cm4)

W: 0.00863 (Kg / cm)

𝐿 = √4608 𝑥 700000 𝑥 3.336

750 𝑥 0.00863

3

= 1184.64 𝑐𝑚 = 11.84 𝑚

𝐹 = 1

150 𝑥 𝐿 =

1

150 𝑥 11.84 𝑚 = 0.078 𝑚 = 7.89 𝑐𝑚

Por el lado de baja

L: Claro (cm) E: 700000 (Kg / cm2)

I: 301.038 (cm4) W: 0.05548 (Kg / cm)

𝐿 = √4608 𝑥 700000 𝑥 301.038

750 𝑥 0.05548

3

= 2857.66 𝑐𝑚 = 28.57 𝑚

𝐹 = 1

150 𝑥 𝐿 =

1

150 𝑥 28.57 𝑚 = 0.1905 𝑚 = 19.05 𝑐𝑚

52

Calculo del factor de corrección de la densidad del aire

Es un factor de densidad del aire de acuerdo con la altitud y la temperatura donde se

encuentra ubicada la subestación. Está dado por siguiente ecuación:

𝛿 = 3.92 𝑥 𝑏

273 + 𝑡

Donde

b= Presión Atmosférica (80 cmHg)

t= Temperatura Ambiente. (22° C)

𝛿 = 3.92 𝑥 80

273 + 22= 1.06

Calculo de Tensión critica de Flameo

Es una tensión que se obtiene de forma experimental, y que representa una

probabilidad de flameo del 50 %. La TCF se adquiere de la manera siguiente:

𝑇𝐶𝐹𝑁𝑂𝑅𝑀𝐴𝐿 = 𝑁𝐵𝐼

0.961

Nos apoyamos en la tabla 8.4 del libro Diseño de Subestaciones de Enrique Harper

Para un tensión de 138 KV; NBI = 650 KV

Para una tensión de 13.8 KV; NBI= 110 KV

Para el lado de alta:

𝑇𝐶𝐹𝑁𝑂𝑅𝑀𝐴𝐿 = 650 𝐾𝑉

0.961= 676.38 𝐾𝑉

Para el lado de baja

𝑇𝐶𝐹𝑁𝑂𝑅𝑀𝐴𝐿 = 110 𝐾𝑉

0.961= 114.46 𝐾𝑉

Para el diseño se considera una TCF normal corregida por altitud y humedad.

𝑇𝐶𝐹𝐷𝐼𝑆𝐸Ñ𝑂 = 𝑇𝐶𝐹𝑁𝑂𝑅𝑀𝐴𝐿 𝑥 𝐾ℎ

𝛿

Donde

TCFNORMAL = TCF en condiciones normales de temperatura presión y humedad.

NBI = Nivel de Aislamiento al Impulso según el nivel de tensión.

53

Kh = Factor de Humedad Atmosférica, igual a la uno en este caso (Dato se Obtuvo de

la Fig. 2-2 Factor de corrección de humedad, Diseño de Subestaciones, Raúl Martin, Pág. 25)

Por al lado de alta:

𝑇𝐶𝐹𝐷𝐼𝑆𝐸Ñ𝑂 = 676.38 𝑥 1

1.06= 638.09 𝐾𝑉

Por el lado de baja:

𝑇𝐶𝐹𝐷𝐼𝑆𝐸Ñ𝑂 = 114.46 𝑥 1

1.06= 107.98 𝐾𝑉

Distancia mínimas (Fase - Tierra, Fase – Fase)

Se calcula a partir de la expresión.

𝑇𝐶𝐹𝐷𝐼𝑆𝐸Ñ𝑂 = 𝐾 ∗ 𝑑

Donde

K= Gradiente de tensión (KV/m)

d= Distancia Fase a Tierra (m)

Para un impulso producido por un rayo, considerando un gradiente entre 500 y 600

KV, se promediara un gradiente de 550 KV/m.

De donde obtendremos

𝑑𝐹−𝑇 = 𝑇𝐶𝐹𝐷𝐼𝑆𝐸Ñ𝑂

550

Distancia Fase a Tierra

Por el lado de alta

𝑑𝐹−𝑇 = 638.09 𝐾𝑉

550 𝐾𝑉/𝑚= 1.16 𝑚

Distancia a utilizar 1.5 m

Por el lado de baja

𝑑𝐹−𝑇 = 114.46 𝐾𝑉

550 𝐾𝑉/𝑚= 0.20 𝑚

Distancia a utilizar 1 m

54

Distancia fase a fase.

Para la distancia dieléctrica entre fases se tiene en cuenta que la máxima tensión que puede aparecer entre fases, es igual al NBI más el valor de cresta de la onda de tensión

a tierra, de frecuencia fundamental, correspondiente a las condiciones fundamentales de operación.

Por ello la Distancias Fase – Fase es:

𝑑𝐹−𝐹 = 1.8 𝑑𝐹−𝑇

Por el lado de alta

𝑑𝐹−𝐹 = 1.8 (1.16 𝑚) = 2.08 𝑚

Distancia a utilizar = 3 m

Por el lado de baja

𝑑𝐹−𝐹 = 1.8 (0.20 𝑚) = 0.36 𝑚

Distancia a utilizar = 1 m

Los Valores encontrados de distancias cumplen con la tabla 8.4 de distancia mínimas

del libro de Sub estaciones, Enríquez Harper Gilberto en la página 554.

Calculo de Esfuerzos de las barras.

En estos cálculos se consideran los esfuerzos horizontales a las que están sujetas las

barras y que nuestro caso son: Esfuerzo por cortocircuito, esfuerzo debido a la presión

de viento y esfuerzo por temblor.

Esfuerzo por cortocircuito.

𝐹𝑐𝑐 = 43.2 𝐼𝑐𝑐2

𝐷 𝑥 10−7 𝑥 𝐿

Donde

Fcc= Fuerza horizontal debida a cortocircuito en Lbs

Icc= Corriente máx. de cortocircuito, Valor efectivo en Amp

D= Distancia fase a fase en pulg.

L= longitud del claro en pies.

Calculo de la Icc

Primeramente se calcula la reactancia de sistema XS (Utilizando 100 MVA base)

55

𝑋𝑠 = 𝑀𝑉𝐴𝐵𝐴𝑆𝐸

𝑀𝑉𝐴𝐶𝐶𝑇𝑂

𝑋𝑠 =100 𝑀𝑉𝐴

15000 𝑀𝑉𝐴= 0.0067 𝑝𝑢

Reactancia del transformador.

𝑋𝑇 = 0.01 𝑉𝐶𝐶𝑇𝑂 % (𝑀𝑉𝐴𝐵𝐴𝑆𝐸

𝑀𝑉𝐴𝑁𝑂𝑀𝐼𝑁𝐴𝐿

)

𝑋𝑇 = 0.01 ∗ 10.5 (100 𝑀𝑉𝐴

64 𝑀𝑉𝐴) = 0.164 𝑝𝑢

Potencia de Cortocircuito

𝑀𝑉𝐴𝐶𝐶𝑇𝑂 = 𝑀𝑉𝐴𝐵𝐴𝑆𝐸

𝑋𝑆 + 𝑋𝑇

𝑀𝑉𝐴𝐶𝐶𝑇𝑂 = 100 𝑀𝑉𝐴

0.0067 + 0.164= 585.82 𝑀𝑉𝐴

Corriente de cortocircuito

𝐼𝐶𝐶𝑇𝑂 = 𝑀𝑉𝐴𝐶𝐶𝑇𝑂

√3 ∗ 𝑉𝐿𝐿

Para el lado de alta

𝐼𝐶𝐶𝑇𝑂 = 585.82 𝑀𝑉𝐴

√3 ∗ 138 𝐾𝑉= 2450.89 𝐴𝑚𝑝

Para el lado de baja

𝐼𝐶𝐶𝑇𝑂 = 585.82 𝑀𝑉𝐴

√3 ∗ 13.8 𝐾𝑉= 24508.93 𝐴𝑚𝑝

Esfuerzo por cortocircuito

Por el lado de alta

𝐹𝑐𝑐 = 43.2 (2450.89)2

118.11 𝑥 10−7 𝑥 38.845 = 8.53 𝑙𝑏𝑠


Icc= 2450.89 Amp

56

D= 3m = 118.11 in

L= 11.84 m = 38.845 ft

Por el lado de baja

𝐹𝑐𝑐 = 43.2 (24508.93)2

39.37 𝑥 10−7 𝑥 93.734 = 6178.23 𝑙𝑏𝑠


Icc= 24508.93 Amp

D= 1m = 39.370in

L= 28.57m = 93.734ft

Esfuerzo ejercido por la presión del viento.

𝐹𝑣 = 𝑃 ∗ 𝐿 ∗ 𝑑

𝑃 = 1.43 𝑉2 ∗ 10−3

V= Velocidad del viento en ft/seg, 2.5 mts/seg = 8.20 ft/seg

𝑃 = 1.43 (8.20)2 ∗ 10−3 = 0.096 𝑙𝑏𝑠/𝑓𝑡2

Por el lado de alta

𝐹𝑣 = 0.096 ∗ 38.845 ∗ 0.083 = 0.31 𝑙𝑏𝑠

d: Diámetro Nominal del tubo (Pies) = 1 in = 0.083 ft L: Longitud del Claro = 11.84 m = 38.845 ft

Por el lado de baja

𝐹𝑣 = 0.096 ∗ 93.734 ∗ 0.33 = 2.97 𝑙𝑏𝑠

d: Diámetro Nominal del tubo (Pies) = 4 in = 0.33 ft

L: Longitud del Claro = 28.57m = 93.734ft

Esfuerzo por temblor

Se tiene que considerar el empuje lateral máximo según el reglamento de

construcciones que es de 0.3 (para la zona del pacifico) para obtener la fuerza debida

al temblor por unidad de longitud de la barra.

F = W * 0.3

Considerando un tubo de 5 in, con un peso unitario de 5.05 lb/ft

Ft= 5.05 * 0.3 = 1.51 Lb/ft

57

Debido a la fuerza del temblor es mayor que la fuerza del viento basta con considerar

la fuerza por temblor en el lado de alta.

𝐹𝑚𝑎𝑥 = 𝐹𝐶𝐶𝑇𝑂 + 𝐹𝑡

Por el lado de alta

𝐹𝑚𝑎𝑥 = 8.53 + 1.51 = 10.04 𝑙𝑏𝑠

Por el lado de baja

𝐹𝑚𝑎𝑥 = 𝐹𝐶𝐶𝑇𝑂 + 𝐹𝑣

𝐹𝑚𝑎𝑥 = 6178.23 + 2.97 = 6181.2 𝑙𝑏𝑠

Se considera la fuerza del viento debido a ser mayor que la del temblor.

Calculo de la Resistencia del aislador.

Es la resistencia mecánica que tendrá el aislador tomando en cuenta la fuerza

horizontal máxima aplicada a la barra. Para que haya mayor seguridad se aplica un

factor a la fuerza horizontal máxima.

𝑅𝑎 = 1.25 𝐹𝑚𝑎𝑥


𝑅𝑎 = 1.25 (10.04 𝑙𝑏𝑠) = 12.55 𝑙𝑏𝑠

Para el lado de baja:

𝑅𝑎 = 1.25 (6181.2 𝑙𝑏𝑠) = 7726.5 𝑙𝑏𝑠

Longitud máxima del claro considerando la fuerza máxima horizontal

𝐿 =𝑅𝐴

1.25 (43.2 𝑥 10−7𝑥 𝐼2

𝐶𝐶𝑇𝑂

𝐷+ 1.19 𝑥 10−4 𝑥 𝑉2 𝑥 𝑑)

Donde RA: Resistencia del Aislador en “Cantilever” (Lbs) d: diámetro Nominal del Tubo (pies) Icco: intensidad de cortocircuito V: Velocidad del viento.

D: Distancia entre Centro de las Fases (pulg)


𝐿 =12.55

1.25 (43.2 𝑥 10−7𝑥 2450.892

118.11+ 1.19 𝑥 10−4 𝑥 8.202 𝑥 0.083)

58

𝐿 = 45.55 𝑝𝑖𝑒𝑠 = 13.884 𝑚

Para el lado de baja:

𝐿 =7726.5

1.25 (43.2 𝑥 10−7𝑥 24508.932

39.370 + 1.19 𝑥 10−4 𝑥 8.202 𝑥 0.33)

𝐿 = 93.78 𝑝𝑖𝑒𝑠 = 28.584 𝑚

Calculo del Apartarrayo.

El apartarrayo es un dispositivo eléctrico que se utiliza para drenar a tierra las

sobretensiones que se presentan en el sistema debido las descargas atmosféricas, operación de interruptores o desbalanceo del sistema, con el fin de resguardar los equipos y sigan operando normalmente.

Los equipos que se encuentran operando bajo tensiones de 230KV son afectadas en su mayoría por sobretensiones de tipo externas y en otras para sistemas que operan

con mayores tensiones se ven afectadas por desórdenes eléctricos internos. Estos elementos se instalan en cada una de las fases, uno de sus extremos a la línea y el otro directamente a tierra con el objetivo de drenar las sobre tensiones producidas

en el sistema y dejar la tensiones permisibles para que los equipos de la subestación eléctrica puedan operar nominalmente.

Existen 3 características principales que cumplen los apartarrayo las cuales son:

Comportarse como un aislador siempre y cuando la tensión aplicada no exceda el valor predeterminado.

Cumplir con la función de conducción cuando se exceda el valor predeterminado. Interrumpir la corriente del arco cuando el efecto haya pasado.

Los apartarrayos brindan su mayor protección a los elementos de las subestación siempre que estos se encuentren dentro del radio de cobertura estipulado por el

dispositivo y los puntos donde se deben ubicar, pero debemos considerar los factores que definen la separación de los apartarrayos o elementos a proteger, como lo son:

Magnitud y pendiente del frente de la onda de tensión incidente. Característica de protección del apartarrayo.

Magnitud y forma de la onda de tensión que puede soportar el transformador. Impedancia característica de las líneas y buses

Tensión Nominal del apartarrayo.

Es el valor efectivo de tensión alterna de frecuencia fundamental (60 Hz), a la cual se

efectúa la prueba de trabajo y que puede aparecer en el apartarrayos de forma

permanente sin dañarlo, a esta tensión el apartarrayo extingue la corriente de

frecuencia fundamental por lo que se le conoce como Tensión de extinción del

apartarrayos.

59

Se calcula de acuerdo a la siguiente expresión.

𝑉𝑁 = 𝐾𝑒 ∗ 𝑉𝑚𝑎𝑥

Donde

Ke = coeficiente de conexión a tierra en dependencia del sistema de puesta a tierra.

Vmax= tensión máxima del sistema en KV.

Según el libro Elementos de diseño de Subestaciones, Enrique Harper, obtenemos.

Ke

0.8 Sólidamente a tierra

1 Alta Impedancia

Ke nos indica si la sub estación eléctrica tiene un neutro conectado sólidamente a tierra.

Lado de alta:

Según tabla 4.4 de Elementos de diseño de Subestaciones, Enrique Harper, pág. 344

Vmax del sistema = 145 KV (Para un sistema de 138 KV)

𝑉𝑁 = 0.8 ∗ 145 = 116 𝐾𝑉

Lado de baja:

Según tabla 4.4 de Elementos de diseño de Subestaciones, Enrique Harper, pág. 344

Vmax del sistema = 14.5 KV (Para un sistema de 13.8 KV)

𝑉𝑁 = 0.8 ∗ 14.5 = 11.6 𝐾𝑉

Corriente de descarga.

𝐼𝐷 =2 𝑁𝐵𝐼

𝑍0

Zo = Impedancia característica de la línea en Ohm.

Por el lado de alta

Impedancia característica de la línea = 250 ohm.

𝐼𝐷 =2 ∗ 650 𝐾𝑉

250= 5.2 𝐾𝐴

Por el lado de alta

Impedancia característica de la línea = 250 ohm.

𝐼𝐷 =2 ∗ 110 𝐾𝑉

250= 0.88 𝐾𝐴

60

Margen de Protección.

𝑀𝑝 = 𝑁𝐵𝐼 − 𝑉𝑝

𝑉𝑝 𝑥 100 %

Vp= Tensión de descarga con la onda de impulso de 1.2/50 µ seg.

Por el lado de alta.

Según datos para el lado de alta se necesita un apartarrayo de 116 KV con una Id =

5.2 KVA, de acuerdo con la tabla 8.4 de de Elementos de diseño de Subestaciones,

Enrique Harper, pág. 366.

Utilizando un apartarrayo con valor de tensión nominal de 120 KV, Id= 5 KVA,

obtenemos un Vp = 370 KV

𝑀𝑝 = 650 𝐾𝑉 − 370 𝐾𝑉

370 𝐾𝑉 𝑥 100 % = 75.67 %

Por el lado de baja.

Según datos para el lado de alta se necesita un apartarrayo de 11.6 KV con una Id =

0.88 KVA, de acuerdo con la tabla 8.4 de de Elementos de diseño de Subestaciones,

Enrique Harper, pág. 366.

Utilizando un apartarrayo con valor de tensión nominal de 12 KV, Id= 5 KVA,

obtenemos un Vp = 45 KV

𝑀𝑝 = 110 𝐾𝑉 − 45 𝐾𝑉

45 𝐾𝑉 𝑥 100 % = 144.44 %

Ubicación del apartarrayos.

𝑑 = 150 𝑥 (𝑉′𝑚𝑎𝑥 − 𝑉𝑝)

𝑆

𝑆 = 100

12 𝑉𝑛

𝑉′𝑚𝑎𝑥 = 0.8 𝑁𝐵𝐼

Lado de alta.

𝑑 = 150 𝑥 (650 𝐾𝑉 ∗ 0.8 − 370 𝐾𝑉)

10012

𝑥 120 𝐾𝑉= 22.5 𝑚

61

Lado de baja

𝑑 = 150 𝑥 (110 𝐾𝑉 ∗ 0.8 − 45 𝐾𝑉)

10012

𝑥 12 𝐾𝑉= 64.5 𝑚

Conductor a tierra del apartarrayo.

Utilizando conductor de aluminio

Lado de alta

𝑆 = 40 + 0.6 𝑉𝑛

𝑆 = 40 + 0.6 (116 𝐾𝑉) = 109.6 𝑚𝑚2 = 4/0 𝐴𝑊𝐺

Lado de baja

𝑆 = 40 + 0.6 (11.6 𝐾𝑉)

𝑆 = 40 + 0.6 (11.6 𝐾𝑉) = 46.96 𝑚𝑚2 = 10 ⁄ 𝐴𝑊𝐺

Distancias de Diseño. Estos cálculos comprenden las distancias que deben existir entre las líneas

energizadas y los demás dispositivos dentro de la sub estación eléctrica y tiene que cumplir con la siguiente secuencia:

Altura de los equipos sobre el nivel del suelo. Altura de las barras colectoras sobre el nivel del suelo.

Altura de remate de las líneas de transmisión que llegan a la sub estación. Distancia de seguridad.

62

Altura de los equipos sobre el nivel del suelo hs (mts)

Esto comprende cálculo de altura de los siguientes elementos: apartarrayo, transformador de tensión, transformador de corriente, cuchillas, interruptor. Si en cualquier caso los equipos no se encontraran dentro de una barrera de aislamiento

tendrán que ser colocados a una altura mínima de 3mts de la base de los aisladores que

soportan partes vivas y no siendo inferior a los 2.25mts.

ℎ𝑠 = 2.30 + 0.0105 𝑘𝑉

KV= tensión máxima del equipo.

Lado de alta

ℎ𝑠 = 2.30 + 0.0105 (145 𝐾𝑉) = 3.82 𝑚

Lado de baja

ℎ𝑠 = 2.30 + 0.0105 (14.5 𝐾𝑉) = 2.45 𝑚

ALTURA DE LAS BARRAS COLECTORAS SOBRE EL NIVEL DEL SUELO HB

(MTS). Este cálculo se realiza con el objetivo de reducir la sensación del campo magnético hacia el personal de trabajo que se encuentra dentro de la subestación eléctrica y también como medida de seguridad.

Se utiliza la siguiente ecuación:

ℎ𝑏 = 5 + 0.0125 𝑘𝑉

Lado de alta

ℎ𝑏 = 5 + 0.0125 (145 𝐾𝑉) = 6.81 𝑚

Lado de baja

ℎ𝑏 = 5 + 0.0125 (14.5 𝐾𝑉) = 5.18 𝑚

Altura de remate de las líneas de trasmisión en la subestación eléctrica hl

(MTS).

Los conductores eléctricos que entran o salen de la sub estación no deben de presentar una

altura de remate inferior a los 6mts. Para poder determinar esta altura recurrimos a utilizar la

siguiente ecuación.

ℎ𝑙 = 5 + 0.006 𝐾𝑉

Lado de alta

ℎ𝑙 = 5 + 0.006 (145 𝐾𝑉) = 5.87 𝑚

Lado de baja

ℎ𝑙 = 5 + 0.006 (14.5 𝐾𝑉) = 5.087 𝑚

63

Distancias de Seguridad.

Se entiende por distancias de seguridad, a los espacios libres que permiten circular y

realizar maniobras al personal dentro de la subestación, sin que exista algún riesgo

por sus vidas y con un mínimo de operaciones durante las maniobras de trabajo.

Las distancias mínimas de seguridad son=

𝑑ℎ = 𝑑𝐹−𝑇 + 0.9

𝑑𝑣 = 𝑑𝐹−𝑇 + 2.25

En donde

dh= Distancia horizontal en metros que debe respetarse para las zonas de circulación.

dv= Distancia horizontal en metros que debe respetarse para las zonas de circulación

y nunca debe ser menor a 3 m.

Lado de alta

𝑑ℎ = 1.16 + 0.9 = 2.06 𝑚

𝑑𝑣 = 1.16 + 2.25 = 3.41 𝑚

Lado de baja

𝑑ℎ = 0.20 + 0.9 = 1.1𝑚

𝑑𝑣 = 0.20 + 2.25 = 2.45 𝑚

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Zonas de la sub estación:

Zona de circulación del personal Estas distancias deben estar especificadas de acuerdo a la altura mínima que presente

los dispositivos desde el suelo hasta las partes vivas, considerando la libre circulación del personal de trabajo.

Al instalar barandales deben presentar una distancia de 1.2 mts de altura y quedar a una distancia de la parte viva igual a la dft más 0.9mts como mínimo.

Las cercas deben tener una altura de 2.25 mts y estar alejadas de las partes vivas a una distancia de igual al dft

Zona de circulación de vehículo

La distancia horizontal a las partes vivas será 0.7 mts más la dft, para tener en cuenta las maniobras y la impresión del conductor. La distancia vertical será por lo menos igual

a la dft para conexiones rígidas, y para barras flexibles de dft más 0.5 metros, para absorber los movimientos de los cables.

Sí hay vehículos con carga pesada se considerará las dimensiones exteriores del vehículo de mayor tamaño que piense utilizar, incluido el transformador más voluminoso

que se instale en la subestación. c. Zonas de trabajo

Se debe asegurar la seguridad total de los trabajadores de la sub estación sin temor

alguno a recibir alguna descarga eléctrica. Presentando una distancia de trabajo no

menor a los 3metros.

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Conclusiones

El diseño de una subestación eléctrica es desde todos los puntos de vista una necesidad tanto para los responsables del suministro electro-energético como para los

consumidores, cualquiera que sea su función es indispensable para el transporte y entrega de la energía a los centros de cargas.

Las subestaciones eléctricas son una necesidad para cualquier sistema eléctrico puesto

que estas elevan o reducen el voltaje en dependencia de la función para la que es

destinada. En nuestro proyecto realizamos todos los cálculos para el diseño de una

subestación reductora de la cual se alimentara directamente a 10 consumidores de

distintas categorías en el cual gracias a los conocimientos adquiridos diseñamos un

sistema capaz de dar respuesta ente cualquier eventualidad de fallo además de

asegurar la continuidad del servicio a los consumidores de primera categoría, porque

de no ser así conllevaría a la pérdidas de vidas humanas en el peor de los casos y

pérdidas materiales considerables en el mejor de los casos, podemos concluir que

todos los métodos y pasos que se realizaron son necesarios e indispensables para el

diseño de una subestación cualquiera que fuese su función.

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Anexos.

Transformador de 32 MVA

CARACTERISTICAS: Transformador de potencia de 2.5 hasta 100MVA. Sumergidos en aceite y con sistema de enfriamiento por ventiladores. Tensiones de 69KV, 115KV, 138KV, 245KV. Verificado bajos normas técnicas de CIE, ANSI, UNE, EN. Tanque de expansión

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DESCRIPCION DE MODULOS A UTILIZAR APLICACIONES: Las instalaciones 8BK20 para módulos Extraíbles con interruptor de potencia para montaje En locales interiores son apropiadas para:

Tensiones nominales de 7,2 kV a 24 Kv Intensidad nominal de corte en cortocircuito de 31,5 kA a 50 kA Intensidad nominal de servicio de las barras colectoras hasta 4000 A Intensidad nominal de servicio de las derivaciones hasta 4000 A

MANIOBRAS A PUERTA CERRADAS: Aumento de la protección para personas mediante:

Cierre y apertura del aparato de maniobra en posición de seccionamiento o de servicio mecánica o eléctricamente con la puerta cerrada

Obtención del tramo de seccionamiento por desplazamiento del módulo extraíble, con accionamiento manual o por motor, con la puerta cerrada.

Verificación de la ausencia de tensión. Según VDE 0105 Parte 1, se ofrecen 3 Posibilidades:

Cierre de un interruptor rápido de puesta a tierra con la puerta cerrada Verificación de los polos con indicador de tensión capacitivo con la puerta cerrada. Verificación con comprobador usual de tensión según VDE0681 Parte 4, pero con la

puerta abierta Cierre y apertura del interruptor rápido de puesta a tierra con la puerta cerrada en la

derivación y en la barra colectora: Accionamiento manual.

La puerta está integrada como sigue en el concepto de enclavamiento: La apertura sólo es posible con el módulo extraíble en posición de

seccionamiento enclavada El desplazamiento del módulo extraíble desde la posición de seccionamiento a

la posición de servicio sólo es posible con la puerta cerrada.

Protección contra contactos directos y contra la penetración de cuerpos extraños

Las instalaciones 8BK20 garantizan tanto protección exterior como también

interior. La protección exterior está garantizada mediante blindaje completo de las

celdas en todos los estados de servicio La protección interior está garantizada mediante la compartimentación metálica

interior con obturadores de acción forzada; blindaje del compartimiento de barras colectores resistente a arcos Internos a elección

Las paredes de separación de celda a celda, a elección, resistente a arcos internos Grado de protección.

Ejecución estándar IP4X /IP3XD. Los grados de protección más elevadas como, por ejemplo, IP31D, IP50 e

IP51 se pueden alcanzar mediante medidas aditivas.

Blindaje en chapa de acero

Compartimentación de chapa de acero a prueba de arcos internos Las instalaciones 8BK20 están probadas respecto a las repercusiones de un arco interno que

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pueda surgir, de acuerdo con las normas en vigor, para Protección hacia el exterior como seguridad para el personal de servicio. A elección, resistencia interna contra arcos internos (superando las normas), es decir, las repercusiones de un arco interno se limitan como sigue:

No transmisión de la presión hacia las celdas contiguas

No transmisión de la presión desde el compartimiento del módulo extraíble o de conexión hacia el compartimiento de las barras colectoras (sólo vale para intensidades nominales de hasta 2500 a)

No transmisión de la presión desde el compartimiento de las barras colectoras hacia el compartimiento del módulo extraíble o de conexión (sólo vale para intensidades nominales de hasta 2500 a)

Limitación de la duración del arco interno a un máximo de 100 ms

Limitación de los daños y de las repercusiones de un arco interno a un mínimo

Empleo recomendado con tiempos de escalonamiento > 0,5 s Es posible la comprobación del funcionamiento del presos tato sin interrupción

del servicio Disparo del interruptor de alimentación cuando actúa el presostato

Protección contra maniobras erróneas: Todos los enclavamientos están ejecutados como enclavamiento interrogatorio, es decir:

La palanca de maniobra sólo se puede encajar, cuando se cumplen las condiciones del enclavamiento

La resistencia a la tensión de las celdas 8BK20 se asegura con las siguientes medidas:

Distancias de aire suficientemente grandes entre los conductores y a tierra Formas favorables de los electrodos Con esto se puede renunciar a cualquier

aislamiento de los conductores.

Máxima independencia del medio ambiente

Se consigue una máxima independencia del medio ambiente mediante: Empleo de aisladores nervados de resina colada con elevada resistencia a capas

extrañas El reducido gasto en mantenimiento se consigue gracias a:

Blindaje cerrado en todos los estados de servicio

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CELDA CON MÓDULO EXTRAÍBLE CON INTERRUPTOR DE POTENCIA AL

VACÍO CELDA CON MÓDULO EXTRAÍBLE DE SECCIONADOR

CONTRUCCIONES BASICAS DE LAS CELDAS

Celda de barras colectoras simple

Montaje en una fila 1 Armario de baja tensión 2 Módulo extraíble con interruptor de potencia al vacío 3 Conexión del cable 4 Transformador de tensión 5 Interruptor rápido de puesta a tierra 6 Transformador de intensidad 7 Barras colectoras 8 Canal para descarga de la presión en el lado posterior

Construcción

Perfiles y chapas de acero atornillados Guías para recibir el módulo extraíble

Cubierta inferior suministrable a elección

Tratamiento superficial

perfiles y chapas de acero galvanizados puertas y marcos frontales con recubrimiento de

pintura en polvo, color gris (RAL 7032) paredes laterales de cierre de las celdas con recubrimiento de pintura en polvo, color gris(RAL 7032)

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Vista Lateral de las celdas Modulares MO-8BK20 con aislamiento de interruptor SF6

Celda de barras colectoras simple Montaje en una fila

1- Armario de baja tensión y control.

2- Módulo extraíble con interruptor de

potencia al vacío 3- Conexión del cable 4- Transformador de tensión

5- Interruptor rápido de

puesta a tierra 6- Transformador de intensidad

7- Barras colectoras

8- Canal para descarga de la presión en el lado posterior

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PAREDES DE SEPARACION:

Estas son las encargadas de separar las celdas contiguas. Construcción

Chapa de acero galvanizada Con escotadura para barras colectoras pasantes Placa de paso con pasatapas de resina colada como compartimentación

transversal de las barras colectoras suministrable a elección Grado de protección respecto a las celdas contiguas: IP4X/IP3XD Opcionalmente en ejecución resistente a los arcos internos.

PARTES DE ALTA TENSION Compartimentación:

Chapas de acero atornilladas en ejecución galvanizada subdividen la celda en compartimiento de barras colectoras

Compartimiento del módulo extraíble

Compartimiento de conexión

Grado de protección entre los diferentes compartimientos: IP4X/IP3XD Compartimentación completa también con módulo extraíble en posición de servicio

gracias a pasatapas de vaso incorporados

Contra contactos superiores e inferiores sujetos en los pasatapas de vaso Obturadores metálicos de maniobra forzosa para la apertura o cierre de los pasatapas

de vaso al desplazar el módulo extraíble

Obturadores metálicos que se pueden bloquear cuando el módulo extraíble está

sacado Tabique superior (acceso a las barras colectoras) e inferior (acceso a los cables),

desatornillables independientes entre sí Opcionalmente, compartimiento de barras colectoras resistente a arcos internos

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BARRAS COLECTORAS:

Pletina de cobre, comercial Sujeción de las barras colectoras

Sobre aisladores nervados de resina colada, comerciales Barras colectoras atornilladas, longitud de las barras colectoras de acuerdo con

el ancho de la celda Compartimentación

Tabiques de metal a los compartimientos de módulo extraíble y de conexión con grado de protección.

IP4X/IP3XD

Compartimiento de barras colectoras pasante a lo largo de toda la instalación; son posibles tabiques transversales respecto a las celdas contiguas

Opcionalmente, compartimiento de barras colectoras resistente a arcos internos

posible

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Aislamiento: No es necesario aislamiento de las barras colectoras, pues la resistencia a la tensión también está garantizada sin aislamiento Opcionalmente, el aislamiento de las barras colectoras hasta los contra contactos superiores posible Dispositivos en barras colectoras: (A elección, se pueden suministrar los siguientes dispositivos en las barras colectoras – al lado está representado un ejemplo de celda con módulo extraíble y con interruptor de potencia al vacío – sin afectar a la descarga de presión: Transformador de tensión 4MR Aislado con resina colada, Máx. 3 unidades unipolares o 2 unidades bipolares, Interruptor rápido de puesta a tierra, con accionamiento manual, a elección, bloqueable o enclavable electromagnéticamente Conducción superior de las barras colectoras Intensidad nominal de servicio de acuerdo con la intensidad nominal de servicio máxima de las barras colectoras, barras de conexión sujetas en 3 aisladores, e puede adaptar el canal necesario para las barras Conexión superior del cable, cable VPE unifilar de Diseño de subestaciones eléctricas2 x 500 mm2 como máximo por fase, con cajas de conexión de cables y portacables

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Pararrayos

Transformador de corriente

75

Transformador de voltaje

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Bibliografía

Suministro eléctrico a empresas industriales. A. Feodorov

Diseño de subestaciones eléctricas. Raúl Martin José.

Elementos de diseño de Subestaciones Eléctricas, Enrique Harper

Algunas páginas de internet que nos ayudaron a complementar la información como: a. www.meteored.com.ar

b. www.getamap.net/maps/nicaragua/managua/_mateare_municipiode/

c. www.siemens.com

d. www.abb.com/products

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