SUBESTACION_CURRAMBA

Proyecto de asignatura Subestaciones:

DISEO Y MEMORIAS DE CALCULO DE LA

SUBESTACIN ELECTRICA CURRAMBA

DE 500/230/13.8 KV

PRESENTADO ANTE:

Ing. Jaime Galindo Crdenas

Por:

Laura Tatiana El feghali Cely

Gonzalo Alberto Franklin Gonzlez

Oscar Fernando Sierra Matajira

Wilmer Hugo Flrez Nio

Sergio Alberto Curubo Galvis

Bucaramanga, abril de 2013

ESCUELA DE INGENIERASELCTRICA, ELECTRNICA

Y DE TELECOMUNICACIONES

ESCUELA DE INGENIERASELCTRICA, ELECTRNICA

Y DE TELECOMUNICACIONES

Diseo y memorias de clculo de la subestacin elctrica CURRAMBA de 500/230/13.8 KV

ESCUELA DE INGENIERAS ELCTRICA, ELECTRNICA Y DE TELECOMUNICACIONES (ET) Ciudad Universitaria, Carrera 27 Calle 9, Edificio Ingeniera Elctrica, IE-101 PBX: (7) 6344000 Ext. 2360 FAX: 6359622 A.A. 678 Bucaramanga, Colombia

Correo-e: [email protected] URL: http://www.e3t.uis.edu.co/

TABLA DE CONTENIDO

INTRODUCCIN ............................................................................................... 4

1. SUBESTACIONES ELECTRICAS .................................................................... 5

1.1 DEFINICION .................................................................................................................. 5 1.2 UBICACION ................................................................................................................... 5

2. SELECCIN DE CONDUCTORES ................................................................... 6

2.2 ANALISIS DE FLUJO DE CARGA PARA 500 KV......................................................................... 6 2.2.1 Analisis de contingencia sencilla.6 2.2.2 Analisis de contingencia doble.7

2.3 ANALISIS DE FLUJO DE CARGA PARA 230 KV......................................................................... 8 2.3.1 Analisis de contingencia sencilla .......................................................................... 9 2.3.2 Analisis de contingencia doble ............................................................................. 9

3. ANALISIS DE FALLAS ................................................................................ 10

3.1 NIVEL DE CORTOCIRCUITO PARA 500 KV EN BARRANQUILLA ..................................................... 10 3.2 NIVEL DE CORTOCIRCUITO PARA 230 KV EN BARRANQUILLA ..................................................... 11

4. CONFIGURACION DE LA SUBESTACIN .................................................... 11

4.1 BARRA DE 500 KV ....................................................................................................... 11 4.2 BARRA DE 230 KV ........................................................................................................ 12

5. NIVEL BASICO DE AISLAMIENTO .............................................................. 13

5.1 CORDINACIN DE AISLAMIENTO PARA LA SUBESTACION CURRAMBA ............................................ 13 5.1.2 Determinacion de las sobretenciones representativas patio 230 KV ...................... 13 5.1.2.1 Sobretensiones temporales ............................................................. 13 5.1.2.2 Sobretensiones por falla a tierra ....................................................... 14

5.1.2.3 Sobretensiones por rechazo de carga.....14

5.1.3 Sobretensiones de frente lento .......................................................................... 14 5.1.3.1 Impulsos que afectan todos los equipos .............................................. 14 5.1.3.2 Pararrayo en la entrada de la linea energizada desde el extremo remoto ...... 15

5.2 DETERMINACION DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD PARA COORDINACIN............................ 16 5.2.1 Sobretensiones temporales ............................................................................... 16 5.2.2 Sobretensiones de frente lento .......................................................................... 16 5.2.3 Sobretenciones de frente rapido ........................................................................ 17

5.3 DETERMINACION DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD REQUERIDA ........................................ 18

5.3.1 Factor de seguridad .......................................................................................... 18 5.3.2 Factor de correcion atmosferica ......................................................................... 18 5.3.3 Tensiones de soporte requerido ......................................................................... 19

5.4 CONVERSION A TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADA ................................................ 19 5.4.1 Conversion a tension de soportabilidad de corta duracin ................................... 20

6. DISEO DE LAS DISTANCIAS DE SEGURIDAD .......................................... 26

Diseo y memorias de clculo de la subestacin elctrica CURRAMBA 500/230/13.8 KV .

2

6.1 ALTURA DE LOS EQUIPOS SOBRE EL NIVEL DEL SUELO ............................................................ 27 6.2 DISTANCIA MINIMA PARA PREVENCION DE RIESGOS POR ARCO ELECTRICO ................................... 29 6.3 DISTANCIA SEGURIDAD EN EL AIRE FASE - TIERRA ................................................................ 30

6.3.1 Distancia fase-tierra ......................................................................................... 31 6.3.2 Altura de equipos sobre el nivel del suelo .......................................................... 31 6.3.3 Distancia fase - fase ......................................................................................... 32

6.4 ALTURA DE LAS BARRAS COLECTORAS ................................................................................ 33 6.5 ALTURA DE REMATE DE LAS LINEAS ................................................................................... 33 6.6 DISTANCIA SEGURIDAD PARA LA CIRCULACION DE UN VEHICULO PESADO .................................... 33

7. BARRAS COLECTORAS ............................................................................... 35

7.1 EFECTO CORONA ......................................................................................................... 36 7.1.1 Calculo tipo efecto corona para 500 KV ............................................................. 36 7.1.2 Calculo tipo efecto corona para 230 KV ............................................................. 37

7.2 CARGAS DINAMICAS Y ESTATICAS .................................................................................... 38 7.3 ANCHO DE BARRA ........................................................................................................ 40 7.4 ANCHO D BAHIA ......................................................................................................... 41 7.5 ALTURA DE BAHIA ........................................................................................................ 41

7.5.1 Primer nivel de conexion .................................................................................. 41 7.5.2 Segundo nivel de conexion ............................................................................... 42 7.5.3 Tercer nivel de conexion .................................................................................. 42

8. SELECCIN DE LOSEQUIPOS DE PATIO DE LA SUBESTACIN .................. 43

8.1 SELECCIN DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA ................................................................. 43 8.2 SELECCIN DE PARARRAYOS ....................................................................................... 45

8.2.1 Zona de 500 KV ............................................................................................... 46 8.2.1.1 Nivel de proteccion para impulso atmosferico ........................................ 46 8.2.1.2 Nivel de proteccion para impulso maniobra ........................................... 46 8.2.1.3 Distancia de fuga .......................................................................... 47 8.2.1.4 Seleccin del DPS ......................................................................... 48 8.2.1.5 Coordinacin de aislamiento ............................................................. 50 8.2.2 Zona de 230 KV ............................................................................................... 51 8.2.2.1 Nivel de proteccion para impulso atmosferico ........................................ 52 8.2.2.2 Nivel de proteccion para impulso maniobra ........................................... 53 8.2.2.3 Distancia de fuga .......................................................................... 54 8.2.2.4 Seleccin del DPS ......................................................................... 55 8.2.2.5 Coordinacin de aislamiento ............................................................. 56 8.2.3 Zona de 13,8 KV .............................................................................................. 57 8.2.3.1 Nivel de proteccion para impulso atmosferico ........................................... 8.2.3.2 Nivel de proteccion para impulso maniobra ........................................... 58 8.2.3.3 Distancia de fuga .......................................................................... 58 8.2.3.4 Seleccin del DPS ......................................................................... 61 8.2.3.5 Coordinacin de aislamiento ............................................................. 62

8.3 SELECCIN DE CT ........................................................................................................ 63 8.3.1 Zona de 500 KV ............................................................................................... 63 8.3.2 Zona de 230 KV ............................................................................................... 69

8.4 SELECCIN DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIAL ................................................................. 74 8.4.1 Seleccin PT de 500 KV .................................................................................... 74 8.4.1.1 Calculo del burden ........................................................................ 74 8.4.2 Seleccin PT de 230 KV .................................................................................... 79 8.4.2.1 Calculo del burden ........................................................................ 80

8.5 SELECCIN DEL INTERRUPTOR DE POTENCIA O DISYUNTOR ..................................................... 86


3

8.5.1 Zona de 500 KV ................................................................................................ 86 8.5.2 Zona de 230 KV ................................................................................................ 90

8.6 SELECCIN DE SECCIONADORES DE POTENCIA ...................................................................... 93 8.6.1 Zona de 500 KV ................................................................................................ 93 8.6.2 Zona de 230 KV ................................................................................................ 96

8.7 CUCHILLA DE PUESTA A TIERRA ...................................................................................... 103 8.8 SELECCIN DE CELDAS PARA 13,8 KV .............................................................................. 107

9. APANTALLAMIENTO ................................................................................ 110

9.1 APANTALLAMIENTO DE PARA BARRA DE 500 KV .................................................................. 112 9.1.2 Altura efectiva del cable de guarda .................................................................. 112 9.1.3 Mastiles para transformador ............................................................................ 112

9.2 APANTALLAMIENTO DE PARA BARRA DE 230 KV .................................................................. 112 9.2.1 Altura efectiva del cable de guarda .................................................................. 114 9.2.2 Mastiles para transformador ............................................................................ 114

10. SERVICIOS AUXILIARES..114

10.1 LIMITE DE TENSION ADMISIBLE EN LAS CARGAS .................................................................. 114 10.2 FUENTE DE ALIMENTACION DE SERVICIOS AUXILIARES ......................................................... 114 10.3 CONFIGURACION DE CORRIENTE CONTINUA ....................................................................... 115 10.4 ANALISIS DE CARGAS................................................................................................... 115

10.4.1 Banco de baterias ........................................................................................ 115 10.4.2 Transformador de distribucion ....................................................................... 116 10.4.3 Cargas para servicios auxiliares ..................................................................... 119 10.4.4 Resumen cargas de corriente alterna ............................................................. 127

10.5 REGULACION ............................................................................................................. 128 10.6 DIMENSIONAMIENTO DEL BANCO DE BATERIAS .................................................................. 130 10.7 DIMENSIONAMIENTO DE LA CARGA DE BATERIAS ................................................................. 131 10.8 DIMENSIONAMIENTO DEL TRANSFORMADOR....................................................................... 131 10.9 DIMENSIONAMIENTO PLANTA DIESEL ............................................................................... 134

11. DISEO DE MALLA DE PUESTA A TIERRA ................................................ 136

11.1 PASO 1: DATOS DE CAMPO ........................................................................................... 136 11.2 PASO 2:TAMAO DEL CONDUCTOR DE LA MALLA ................................................................ 136 11.3 PASO 3: CRITERIO DE TENSION DE TOQUE Y DE PASO ET50 Y EP50 ......................................... 139 11.4 PASO 4: DISEO INICIAL DE LA MALLA ............................................................................. 139 11.5 PASO 5: RESISTENCIA DE L MALLA RG .............................................................................. 141 11.6 PASO 6: CORRIENTE MAXIMA A DISPARAR POR LA MALLA ....................................................... 141 11.7 PASO 7: CALCULO DE LA ELEVACION DE POTENCIAL DE LA TIERRA (GPR) ................................... 141 11.8 PASO 8: CALCULO DE EM Y EP REAL ................................................................................. 141

12. CONCLUSIONES ....................................................................................... 143

13. REFERENCIAS .......................................................................................... 144


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INTRODUCCIN

Las subestaciones elctricas son esenciales dentro del sistema de potencia ya que son instalaciones con un conjunto de dispositivos y circuitos que tienen la finalidad de modificar las variables de tensin y corriente y de dar un medio de interconexin y despacho entre las lneas del sistema. Al ser las subestaciones tan importantes se debe analizar la confiabilidad que se tiene que brindar al servicio as como la importancia de la subestacin en el sistema.

En este proyecto se realizara el diseo de una subestacin con tensiones de 500 KV con configuracin de doble barra con doble interruptor y 230 KV con configuracin de interruptor y medio para sistemas de transmisin. Adems se contara con un sistema de distribucin a 13,8 KV con barra sencilla con equipo dentro de la caseta de control. Se llevara a cabo estudios para la seleccin adecuada de los elementos de cada patio, anlisis cuidadoso de las distancias exigidas por la normativa Colombiana.


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1. SUBESTACIONES ELECTRICAS

1.1 Definicin

Una subestacin elctrica es la exteriorizacin fsica ce un nodo de un sistema elctrico de potencia, en el cual la energa se transforma a niveles adecuados de tensin para su transporte, distribucin o consumo, con determinados requisitos de calidad. Est conformada por un conjunto de equipos utilizado para controlar el flujo de energa y garantizar la seguridad del sistema por medio de dispositivos automticos de proteccin [1]

1.2 Ubicacin

La subestacin Curramba se ubicara a 30 metros sobre el nivel del mar (msnm) en la ciudad de Barranquilla, Colombia. Los aspectos climatolgicos se resumen en la tabla 1.

Tabla 1: Caractersticas climatolgicas de la zona de ubicacin


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2. SELECCIN DE CONDUCTORES

Para la seleccin de los conductores de los barrajes y las lneas se realizara un anlisis sencillo de flujos de carga y de contingencias de lneas, buscando la corriente ms alta que debern soportar los barrajes. Para ello se ajustaran valores de corriente que se presentan normalmente en tensiones de 500 y 230 [KV] respectivamente.

2.2 ANALISIS DE FLUJO DE CARGA PARA 500 KV

Figura 1. Flujos de carga en barras y lneas para 500 KV

2.2.1 Anlisis de Contingencia Sencilla Para 500 KV

Este anlisis busca dar estabilidad al sistema ante cualquier tipo de falla inesperada en el. Adems para seleccionar adecuadamente los conductores tanto de los barrajes principales como de las lneas para que sean capaces de soportar la peor condicin a la que pueda operar el sistema. La contingencia sencilla est prevista para la salida de una de las lneas que llegan al barraje donde la condicin ms desfavorable se presentara cuando una de las lneas que salen de la subestacin queda en desuso ya que si sale una de las lneas que entra al sistema este no presentara gran alteracin.

ANALISIS PARA CONTINGENCIA SENCILLA

LINEAS EN CONTINGENCIA

CAPACIDAD AMPERIMETRICA DEL

BARRAJE [A]

CAPACIDAD AMPERIMETRICA DE

LAS LINEAS

LINEA 3 1150 1150

LINEA 4 1150 1150


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LINEA TRX 1800 900

Tabla 2. Anlisis de contingencia sencilla de lneas para 500 KV

Como se observa en la anterior tabla la peor condicin se tendr cuando se encuentre en contingencia la lnea del transformador.

2.2.2 Anlisis de Contingencia Doble Para 500 KV

La contingencia doble consiste en prever la salida de dos lneas. Para ello se considera la condicin ms desfavorable que se presenta cuando hay contingencia de dos lneas de salida de la subestacin. El anlisis se presenta en la tabla 3.

ANALISIS PARA CONTINGENCIA DOBLE



BARRAJE [A]


LAS LINEAS

L3,L4 1800 1800

L3,LTRX 1800 1800

L4,LTRX 1800 1800

Tabla 3. Anlisis de contingencia doble de lneas para 500 KV

Con el anlisis realizado se advierte que la mxima corriente que deber soportar los barrajes principales y las lneas es de 1800 [A], para lo cual se realizara la eleccin de un barraje y de conductores de lneas para que soporten una corriente normalizada de 2000 [A]. Este sobredimensionamiento del sistema se hace pensando en la lnea futura con la cual se contara, adems por el anlisis de contingencia anteriormente realizado. Hay que advertir que para lneas de extra alta tensin es comn utilizar conductores en haz, esto para controlar el gradiente de tensin en las superficies de los conductores y as evitar alto radio de inferencia, ruido audible y perdidas por efecto corona. Por lo anterior se dispone implementar el barraje sencillo de las lneas y la barra principal con conductores en haz. Para las lneas y las barras principales se dispondr de cuatro conductores en haz con una separacin de 457 mm y entre fases con el valor dispuesto en la seccin de distancias de seguridad.

En zonas con contaminacin salina, debern utilizarse conductores tipo ACSR/AW, AAAC o ACAR. Esto advirtiendo que la subestacin se encuentra ubicada en la ciudad de Barranquilla que cuenta con estas condiciones. Por lo anterior se tienen los datos de los conductores del barraje y las lneas en la siguiente tabla 4.


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Tabla 4. Conductor seleccionado para barraje y lneas para 500 KV

2.3 ANALISIS DE FLUJO DE CARGA PARA 230 KV

As como se realizo para 500 [KV] se procede a calcular la corriente nominal que circulara atreves del transformador de potencia.

Para llevar a cabo este anlisis se tendr en cuenta que las lneas de transmisin que llegan y salen de esta barra tendrn un valor de 1250 [A] y adems previendo que al sistema ingresara una lnea de transmisin futura.

Figura 2. Flujos de carga en barras y lneas para 230 KV


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2.3.1 Anlisis de Contingencia Sencilla Para 230 KV

La contingencia sencilla est prevista para la salida de una de las lneas que llegan al barraje donde la condicin ms desfavorable se presentara cuando una de las lneas que salen de la subestacin queda en desuso ya que si sale una de las lneas que entra al sistema este no presentara gran alteracin.

ANALISIS PARA CONTINGENCIA SENCILLA



BARRAJE [A]


LAS LINEAS

LINEA 1 2662 2662

LINEA 3 2662 2662

LINEA 5 2662 2662

Tabla 5. Anlisis de contingencia sencilla de lneas para 230 KV

Como se observa en la anterior tabla la condicin ms desfavorable se tendr cuando se encuentre en contingencia cualquier lnea que salga de las barras.

2.3.2 Anlisis de Contingencia Doble Para 230 KV

La contingencia doble consiste en prever la salida de dos lneas. Para ello se considera la condicin ms desfavorable que se presenta cuando hay contingencia de dos lneas de salida de la subestacin. El anlisis s presenta en la siguiente tabla.

ANALISIS PARA CONTINGENCIA DOBLE



BARRAJE [A]


LAS LINEAS

L1,L3 3150 2500

L1,L5 3150 2500

L3,L5 3150 2500

Tabla 6. Anlisis de contingencia doble de lneas para 230 KV

Con el anlisis realizado anteriormente se advierte que la mxima corriente que deber soportar los barrajes principales y las lneas es de 3150 [A], para lo cual se realizara la eleccin de un barraje y de conductores de lneas para que soporten una corriente normalizada de 3150 [A] y 2500 [A]. Este sobredimensionamiento del sistema se hace pensando en la lnea futura con la cual se contara adems por el anlisis de contingencia anteriormente realizado. Se dispone implementar el barraje sencillo de las lneas con 2 conductores en haz y la barra principal con 3 conductores en haz, una separacin de 350 mm y entre fases con el valor de 2,675 [m].


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3. ANALISIS DE FALLAS

3.1 NIVEL DE CORTOCIRCUITO PARA 500 KV EN BARRANQUILLA

Para lograr obtener el nivel de cortocircuito para 500 [KV] en Barranquilla se tomara en cuenta el corto trifsico, el corto monofsico, la falla bifsica y la falla bifsica a tierra. A continuacin se presentan los valores de las distintas fallas para las cuatro barras que conforman la subestacin, obtenidos del plan nacional de expansin expedido por la UPME y tomaremos el dato de la subestacin Sabanalarga ya que es la ms cercana a Barranquilla.

Tabla 8 Tomada del Plan de Expansin de Referencia Generacin Transmisin 2012-2025


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Se toma los datos de acuerdo al nivel de cortocircuito al ao 2025 para la lnea de 500 KV y una corriente de corto circuito de 40 KA:

Falla Monofsica: 9.8 [KA]

Falla Trifsica: 9.9 [KA]

3.2 NIVEL DE CORTOCIRCUITO PARA 230 KV EN BARRANQUILLA

Para 230 [KV] se tomaran los datos de la subestacin Nueva Barranquilla que presenta los siguientes valores:

Tabla 9 Tomada del Plan de Expansin de Referencia Generacin Transmisin 2012-2025

Falla Monofsica: 20.9 [KA]

Falla Trifsica: 21.1 [KA]

Se toma los datos de acuerdo al nivel de cortocircuito al ao 2025 para la lnea de 230 KV y una corriente de corto circuito de 40 KA

4. CONFIGURACION DE LA SUBESTACIN

Se denomina configuracin al arreglo de los equipos electromecnicos constitutivos de un patio de conexiones o pertenecientes a un mismo nivel de tensin de una subestacin, de tal forma que su operacin permita dar a la subestacin diferentes grados de confiabilidad, seguridad o flexibilidad para el manejo, transformacin y distribucin de la energa. [1]

4.1 BARRA DE 500 KV

Para la barra de 500 KV se realizara la configuracin Doble Barra Con Doble Interruptor que presenta una gran seguridad, tanto por falla en barras como en interruptores con respecto a las dems configuraciones. Tambin es ms costosa, pero gracias a que si llegara ocurrir una falla en un lado, este sacara solo un interruptor y dejara que siga


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circulando potencia por el otro, claro cabe recalcar que el sistema debe ser capaz de ver ese cambio.

Figura 3. Configuracin doble barra doble interruptor Tomado de [1]

4.2 BARRA DE 230 KV

Para la configuracin del patio de 230 KV se realizara la configuracin Interruptor y Medio. Que consiste en un grupo de tres interruptores, que se conectan entre los dos barrajes principales. Presenta un alto ndice de seguridad y confiabilidad tanto por falla de los interruptores como en los circuitos y en las barras

Figura 4. Configuracin interruptor y medio Tomado de [1]


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5. NIVEL BASICO DE AISLAMIENTO

5.1 COORDINACIN DE AISLAMIENTO PARA LA SUBESTACIN CURRAMBA

Para la determinacin del nivel de aislamiento de los equipos de la subestacin ante la tensin de trabajo y las posibles sobretensiones a las que van a ser sometidos se sigui un mtodo determinstico para seleccionar los aislamientos internos (no autorestaraubles) y un mtodo probabilstico simplificado de la norma IEC 60071-2 (NTC 3389 y NTC 3328) para establecer los aislamientos externos (autorestaurables).

Los principales pasos para la coordinacin de aislamiento son:

1. Determinacin de las sobretensiones representativas (Urp)

2. Determinacin de las tensiones de soportabilidad para coordinacin (Ucw)

3. Determinacin de las tensiones de soportabilidad requeridas (Urw)

4. Determinacin de las tensiones de soportabilidad normalizadas (Uw) SISTEMAS DE RANGO I (Um < 300 KV).

5.1.2 DETERMINACIN DE LAS SOBRETENSIONES REPRESENTATIVAS (Urp) PATIO 230 KV

Para este nivel de tensin se dimensionaran los aislamientos con una tensin mxima de operacin (Us) de 245 KV lo cual corresponde a una tensin continua de operacin de 141 KVrms (Fase-Tierra) con un valor pico de 200 KV.

5.1.2.1 Sobretensiones Temporales.

Figura 5. Factor de falla a tierra (k) en funcin de X0/X1 y R1/X1= Rf = 0 [2].


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5.1.2.2 Sobretensiones por fallas a tierra

Si el sistema est slidamente puesto a tierra la norma considera que la mxima sobretensin eficaz no sobrepasa 1,4 veces la tensin mxima eficaz fase a tierra del sistema. Para sistemas con neutro aislado las sobretensiones alcanzan hasta 1,73 veces la tensin eficaz mxima.

En donde:

K: 1,5 Factor de falla a tierra (Segn lo sugerido ver norma IEC 60071-2).

Us: 245 Mxima tensin del sistema, en KV.

5.1.2.3 Sobretensiones por rechazo de carga

Otra fuente de sobretensiones temporales es el rechazo de carga el cual produce sobre tensiones que afectan el aislamiento fase fase.

- Falla Fase a tierra

- Rechazo de Carga Fase a fase

5.1.3 Sobretensiones de frente lento

5.1.3.1 Impulsos que afectan todos los equipos.

La re-energizacin desde el extremo remoto resulta en impulsos de sobretensin fase a tierra Ue2 y fase a fase Up2, seleccionados a partir de la Figura 1 de la norma IEC 60071-2. Las sobretensiones representativas para los equipos en la entrada de la lnea sin tener en cuenta los pararrayos son los siguientes:

Donde:

Ue2: Valor de la sobretensin fase a tierra que tiene una probabilidad del 2% de ser excedido Ue= 1,9 p.u. (Ver figura 1 de la norma IEC 60071-2)

Uet: Valor de sesgamiento de la distribucin acumulada de las sobretensiones fase a tierra.

Up2: Valor de la sobretensin fase a fase que tiene una probabilidad del 2% de ser excedida

Up= 2,9 p.u. (Ver figura 2 de la norma IEC 60071-2)

Upt: Valor de sesgamiento de la distribucin acumulada de las sobretensiones fase a fase.


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Figura 6. Valor de la sobretensin fase a tierra con una probabilidad del 2% de ser excedido [2].

Figura 7. Valor de la sobretensin fase a fase con una probabilidad del 2% de ser excedida [2].

5.1.3.2 Pararrayos en la entrada de la lnea energizacin desde el extremo remoto

Con el fin de controlar las sobretensiones por energizacin de la lnea en el extremo remoto se instalan pararrayos en la entrada de la lnea con las siguientes caractersticas de proteccin:

El NPM (Ups, Nivel de proteccin al impulso tipo maniobra) es igual a la mxima tensin residual para impulsos de corrientes de maniobra, 1kA.

El NPR (Upl, Nivel de proteccin para el impulso tipo rayo) es la tensin mxima residual para un impulso atmosfrico a la corriente nominal de descarga, 10 kA.

Con el uso de pararrayos, las sobretensiones representativas pueden ser dadas directamente por Ups para las sobretensiones fase a tierra o 2Ups para las sobretensiones fase a fase si los valores de proteccin son menores a los mximos esfuerzos de sobretensin Uet y Upt de frente lento.

Las sobretensiones de frente lento representativas son:


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NPM o Ups = 362 KV. (Ver seccin seleccin de DPS)

NPR o Upl = 423 KV. (Ver seccin seleccin de DPS)

Para todos los otros equipos:

Fase a tierra: Urp = 362 KV (Ver seccin seleccin de DPS)

Fase a fase: Urp = 640 KV (Ver seccin seleccin de DPS)

Para equipo a la entrada de la lnea:


Fase a fase: Urp = 724 KV (Ver seccin seleccin de DPS)

5.2 DETERMINACIN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD PARA COORDINACIN (Ucw)

5.2.1 Sobretensiones temporales

Para esta clase de sobretensiones, la tensin de soportabilidad de coordinacin es igual a la sobretensin representativa temporal, por lo tanto el factor de coordinacin Kc es igual a 1.

Fase a tierra:

Fase a fase:


La tensin de coordinacin de soportabilidad es obtenida multiplicando el valor mximo de la sobretensin representativa por un factor de coordinacin determinstico Kcd el cual depende de la relacin entre el nivel de proteccin al impulso de maniobra del pararrayos Ups y el valor de la sobretensin fase a tierra Ue2, en la figura 6 de la norma IEC 60071-2 se muestra la relacin.

Las tensiones de coordinacin sern Ucw = Kcd x Urp


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Figura 8. Relacin entre el nivel de proteccin al impulso de maniobra del pararrayos Ups y el valor de la sobretensin fase a tierra Ue2 [2].

Fase-Tierra

Fase-Fase

5.2.3 Sobretensiones de frente rpido

La metodologa estadstica simplificada de la norma IEC 60071-2 permite calcular la tensin mnima de soportabilidad de los equipos mediante la siguiente ecuacin:

)2(

asp

plcw

LL

L

n

AUU

Donde:

Ucw: Tensin soportable de coordinacin al impulso atmosfrico, kV

Upl: Nivel de proteccin al impulso tipo rayo del pararrayos, 423 KV

A: Factor dado en la Tabla F.2 de la norma IEC 60071-2 que describe el comportamiento de la lnea ante las descargas elctricas atmosfricas, 7000 KV

n: Nmero de lneas conectadas a la subestacin, n=5

L: Separacin equivalente entre el pararrayos ms cercano y el equipo en consideracin, obtenido de Lext= 75 m y Lint= 30 m:

4321aaaaL

a1: Longitud de la conexin del pararrayos a la lnea, m

a2: Longitud de la conexin a tierra del pararrayos, m

a3: Longitud del conductor de fase entre el pararrayos y el equipo a proteger para el aislamiento interno y para el aislamiento externo, m

a4: Longitud de la parte activa del pararrayos m

Lsp: Longitud del vano de las lneas, 300 m


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La: Seccin de lnea area calculada a partir de una tasa de salida igual a una tasa de falla aceptable, La = 250 m

Ra: Tasa de falla aceptable para el equipo, 0,005 fallas/ao (1 falla/200 aos)

Rkm: Tasa de fallas por ao del primer kilmetro de lnea desde la subestacin, 0,02 fallas/ao/km

km

a

a

R

RL

Las sobretensiones de frente rpido afectan los aislamientos fase a fase y fase a tierra de igual forma.

Figura 9. Tabla que describe el comportamiento de la lnea ante las descargas elctricas

atmosfricas [2].

5.3 DETERMINACIN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD REQUERIDAS (Urw)

Las tensiones de soportabilidad requeridas son obtenidas aplicando a las tensiones de soportabilidad para coordinacin dos factores de correccin:

Ka : Factor de correccin que tiene en cuenta la altitud de la instalacin

Ks : Factor de seguridad

5.3.1 Factor de seguridad

El factor de seguridad es aplicable a cualquier tipo de sobretensin fase a fase y fase a tierra (temporal, frente lento, frente rpido).

para aislamiento interno ks = 1,15

para aislamiento externo ks = 1,05

5.3.2 Factor de correccin atmosfrico

El factor de correccin atmosfrico est definido por la siguiente ecuacin:


19

8150

Hm

aeK

Donde:

H Altura sobre el nivel del mar, m

m: 1,0 para la coordinacin de las tensiones de soportabilidad al impulso tipo rayo

m: De acuerdo a la figura 9 de la norma IEC 71-2 para la coordinacin de las tensiones de soportabilidad al impulso de maniobra

m: 1,0 voltajes de soportabilidad de corta duracin a frecuencia industrial de distancias en el aire y de aisladores.

Sin embargo debido a los parmetros geogrficos de la subestacin H < 1000 m por lo tanto no es necesario aplicar esta correccin y Ka =1.

5.3.3 Tensiones de soportabilidad requeridas

Los valores para las tensiones de soportabilidad requeridas son obtenidos aplicando la siguiente ecuacin:

ascwrwKKUU

Aislamiento Equipo Ucw (KV) Urw (KV)

Ext. Int. Ext. Int.

Sobretensiones Temporales

Fase-Tierra

212 212 222 244

Fase-Fase 343 343 360 394

Sobretensiones de Frente lento (SIL)

Fase-Tierra

Entrada 398 398 418 458

Otros 373 373 392 429

Fase-Fase

Entrada 731 731 768 841

Otros 639 639 671 735

Sobretensiones de Frente rpido (BIL)

Fase-Tierra

614 500 645 574

Fase-Fase 614 500 645 574

Tabla 10. Valores de tensiones de soportabilidad requeridas 230 KV (Urw).

5.4 CONVERSIN A TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS (Uw)

En el rango 1 (hasta 245 kV) el nivel de aislamiento es normalmente descrito por la tensin soportada a frecuencia industrial y la tensin soportada al impulso tipo rayo. La Figura 3 muestra los factores de conversin requeridos, obtenidos de la Tabla 2 de la norma IEC 60071-2.


20

Figura 10. Factores de conversin requeridos [2].

5.4.1 Conversin a tensin de soportabilidad de corta duracin a frecuencia industrial (SDW) y del impulso tipo rayo (LIW).

Aislamiento Tensin Equipo Soportabilidad de corta

duracin Soportabilidad al

impulso

a frecuencia industrial SDW

(KV) tipo rayo LIW (KV)

Interno

Fase-Tierra

Entrada 229 458

Otros 214,5 429

Fase-Fase

Entrada 420,5 841

Otros 367,5 735

Externo

Fase-Tierra

Entrada 271,3557647 468,0206667

Otros 253,2781176 437,2106667

Fase-Fase

Entrada 507,2428346 871,936

Otros 438,0520472 754,5767778

Tabla 11. Valores de conversin 230 KV.

5.5 SELECCIN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS

De acuerdo a la Tabla 2 de la norma IEC 71-1 se seleccionan unos valores normalizados de aislamiento correspondientes a un sistema con una tensin mxima Um, estos niveles de aislamiento cubrirn cualquier aislamiento externo e interno fase-fase y fase-tierra.

En rango I, los valores requeridos de soportabilidad al impulso de maniobra fase a tierra son cubiertos por la prueba de corta duracin a frecuencia industrial. Los valores de soportabilidad al impulso de maniobra fase a fase son cubiertos por la prueba de corta duracin a frecuencia industrial o por la prueba de soportabilidad al impulso tipo rayo.


21

Externo Interno

No convertido Convertido No convertido Convertido

Urw (KV) Urw (KV) Urw (KV) Urw (KV)

Impulso atmosfrico

Fase-Tierra

645 468 574 458

Impulso maniobra 418 458

Frecuencia Industrial 222 271 244 229

Impulso atmosfrico

Fase-Fase

645 872 574 841

Impulso maniobra 768 841

Frecuencia Industrial 360 507 394 421 Tabla 12. Valores normalizados niveles de aislamiento 230 KV.

Para el estudio del patio de 13,8 KV se sigue exactamente el mismo procedimiento y los resultados se anexan en las hojas de clculos (MS-Excel) que se encuentra adjunta en el CD de entrega.

SISTEMAS DE RANGO II (Um > 300 KV).

Para estos casos segn la norma IEC 60071-2 solo los resultados de los niveles de aislamiento fase-tierra son tiles en el proceso de coordinacin ya que los valores del dimensionamiento fase-fase son usados en el diseo de la lnea de transmisin y las dimensiones de las torre.

5.6 DETERMINACIN DE LAS SOBRETENSIONES REPRESENTATIVAS (Urp) Para PATIO 500 KV

Para este nivel de tensin se dimensionaran los aislamientos con una tensin mxima de operacin (Us) de 550 KV lo cual corresponde a una tensin continua de operacin de 317 KVrms (Fase-Tierra) con un valor pico de 450 KV.

5.6.1 Sobretensiones Temporales.

5.6.1.1 Sobretensiones por fallas a tierra

Segn la ecuacin (1):

En donde:

K: 1,5 Factor de falla a tierra (Segn lo sugerido ver norma IEC 60071-2).

Us: 550 Mxima tensin del sistema, en KV.

- Falla Fase a tierra


22


5.6.2.1 Impulsos que afectan todos los equipos.

La sobretensin de frente lento est relacionada con la lnea de reenganche y se limita a alrededor de 2,0 p.u. por el uso de resistencias de cierre aplicadas en interruptores de circuito de lnea:

Donde:

Ue2: Valor de la sobretensin fase a tierra que tiene una probabilidad del 2% de ser excedido Ue= 2 p.u.

Uet: Valor de sesgamiento de la distribucin acumulada de las sobretensiones fase a tierra.

5.6.2.2 Pararrayos en la entrada de la lnea energizacin desde el extremo remoto.

Las sobretensiones de frente lento representativas son:

NPM o Ups = 1300 KV. (Ver seccin seleccin de DPS)

NPR o Upl = 990 KV. (Ver seccin seleccin de DPS)

Para equipo a la entrada de la lnea:


5.7 DETERMINACIN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD PARA COORDINACIN (Ucw)

5.7.1 Sobretensiones temporales

Para esta clase de sobretensiones, la tensin de soportabilidad de coordinacin es igual a la sobretensin representativa temporal, por lo tanto el factor de coordinacin Kc es igual a 1.

Fase a tierra:


Las tensiones de coordinacin sern Ucw = Kcd x Urp

Fase-Tierra

5.7.3 Sobretensiones de frente rpido

Segn la ecuacin (2).

Donde:

Ucw: Tensin soportable de coordinacin al impulso atmosfrico, KV

Upl: Nivel de proteccin al impulso tipo rayo del pararrayos, 990 KV

A: Factor dado en la Tabla F.2 de la norma IEC 60071-2 que describe el comportamiento de la lnea ante las descargas elctricas atmosfricas, 11000 KV


23

n: Nmero de lneas conectadas a la subestacin, n=4

L: Separacin equivalente entre el pararrayos ms cercano y el equipo en consideracin, obtenido de Lint= 40 m:

4321aaaaL

a1: Longitud de la conexin del pararrayos a la lnea, m

a2: Longitud de la conexin a tierra del pararrayos, m

a3: Longitud del conductor de fase entre el pararrayos y el equipo a proteger para el aislamiento interno y para el aislamiento externo, m

a4: Longitud de la parte activa del pararrayos m

Lsp: Longitud del vano de las lneas, 400 m

La: Seccin de lnea area calculada a partir de una tasa de salida igual a una tasa de falla aceptable, La = 1333 m

Ra: Tasa de falla aceptable para el equipo, 0,002 fallas/ao (1 falla/500 aos)

Rkm: Tasa de fallas por ao del primer kilmetro de lnea desde la subestacin, 0,0015 fallas/ao/km

km

a

a

R

RL

Las sobretensiones de frente rpido afectan los aislamientos fase a fase y fase a tierra de igual forma.

5.8 DETERMINACIN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD REQUERIDAS (Urw)

Las tensiones de soportabilidad requeridas son obtenidas aplicando a las tensiones de soportabilidad para coordinacin dos factores de correccin:

Ka : Factor de correccin que tiene en cuenta la altitud de la instalacin

Ks : Factor de seguridad

5.8.1 Factor de seguridad

para aislamiento interno ks = 1,15

para aislamiento externo ks = 1,05

5.8.2 Factor de correccin atmosfrico

El factor de correccin atmosfrico est definido por la siguiente ecuacin:

8150

Hm

aeK

Donde:

H Altura sobre el nivel del mar, m

m: 1,0 para la coordinacin de las tensiones de soportabilidad al impulso tipo rayo


24

m: De acuerdo a la figura 9 de la norma IEC 71-2 para la coordinacin de las tensiones de soportabilidad al impulso de maniobra

m: 1,0 voltajes de soportabilidad de corta duracin a frecuencia industrial de distancias en el aire y de aisladores.

Sin embargo debido a los parmetros geogrficos de la subestacin H < 1000 m por lo tanto no es necesario aplicar esta correccin y Ka =1.

5.8.3 Tensiones de soportabilidad requeridas

ascwrwKKUU

Aislamiento Equipo Ucw (KV) Urw (KV)

Ext. Int. Ext. Int.

Sobretensiones Temporales Fase-Tierra 476 476 500 548

Sobretensiones de Frente lento (SIL) Fase-Tierra

Entrada 1430 1430 1500 1645

Otros 1340 1340 1400 1540

Sobretensiones de Frente rpido (BIL) Fase-Tierra 1109 1053 1164 1211

Tabla 13. Valores de tensiones de soportabilidad requeridas 500 KV (Urw).

5.9 CONVERSIN DETENSIONES DE CONMUTACIN SOPORTADAS (SIW)

En referencia a la norma para sistemas de rango II, las tensiones soportadas necesarias de corta duracin a frecuencia industrial se convierten en un impulso de conmutacin equivalente de tensin no disruptiva (SIW).

Para el aislamiento interno: SIW = 548*2,3 = 1260 kV.

Para el aislamiento externo: SIW = 500*1,7 = 850 kV.

5.10 SELECCIN DE NIVELES DE AISLAMIENTO ESTANDAR (Uw)

De acuerdo a la Tabla 2 de la norma IEC 71-1 se seleccionan unos valores normalizados de aislamiento correspondientes a un sistema con una tensin mxima Um, estos niveles de aislamiento cubrirn cualquier aislamiento externo e interno fase-fase y fase-tierra.

Aislamiento Interno

Nivel de proteccin al impulso maniobra en KV 1650

Nivel de proteccin al impulso atmosfrico en KV 1200

Aislamiento Externo

Nivel de proteccin al impulso maniobra en KV 1550

Nivel de proteccin al impulso atmosfrica en KV 1150 Tabla 14. Valores normalizados niveles de aislamiento 500 KV.


25

5.11 CONSIDERACIONES FASE-TIERRA

Para este anlisis es necesario definir un factor de distancia segn la disposicin de los conductores para efectos de este caso se usara un factor K= 1,45 de distancia conductor estructura segn la tabla G.1 de la norma IEC 60071-2 el cual se usa para hallar la constante fase-fase del impulso tipo atmosfrico.

Figura 11. Factor de correccin por distancia para impulso maniobra y descarga fase-tierra [2].

Despus de definir el factor de correccin se procede a calcular la constante de polaridad positiva fase-fase para impulso atmosfrico de acuerdo a las ecuaciones enunciadas en el anexo H de la norma IEC 60071-2.

Luego se procede a calcular la tensin disruptiva o de chispa para impulso atmosfrico:

Donde d es distancia conductor estructura calculada 5,54 m.

Ya una vez obtenido este dato con un porcentaje de entrehierro (z) del 3% se procede a calcular el nivel bsico de aislamiento (BIL).


26

5.12 CONSIDERACIONES FASE- FASE

Para este caso se utiliza el factor de correccin por distancia conductor-conductor K=1,35 con una distancia d= 5,475 m para impulsos tipo maniobra estndar de polaridad positiva:

El cual se normaliza de acuerdo a la tabla 3.2 de [2] y a la tensin normalizada tipo rayo.

Figura 12. Niveles de aislamientos normalizados para sistemas rango II [1].

6. DISEO DE LAS DISTANCIAS DIELCTRICAS

DEFINICIONES

Distancia mnima: mnima distancia entre partes de una subestacin que garantiza no flameo entre ellas. Distancia de seguridad: mnima distancia en tres partes de una subestacin que garantiza el seguro desplazamiento de una persona que se encuentra en la instalacin.


27

Para la determinacin de las distancias dielctricas y de seguridad se tom como

referencia las distancias mnimas segn el Reglamento Tcnico de Instalaciones

Elctricas RETIE 2008; en donde se especifican los valores para distancias fase-

tierra, fase-fase y zona de seguridad.

6.1 ALTURA DE LOS EQUIPOS SOBRE EL NIVEL DEL SUELO:

Para garantizar la seguridad de las personas dentro de la subestacin, se considera la altura de los operadores tal como se muestra en la Figura 13 La zona de seguridad para circulacin de personal es igual a la altura de un hombre que est parado en el piso de la subestacin con los brazos levantados sin ninguna herramienta de tamao considerable en la mano ms el valor bsico definido. Esta distancia determina la altura mnima de seguridad, la cual se considera de 2,25 m tal como se indica en la Figura 13

Figura 13 Altura mnima de seguridad [3]

Figura 14. Zona de seguridad para circulacin de personal. [3]


28

6.1 TRABAJOS SOBRE EQUIPOS O SOBRE CONDUCTORES:

Figura 15 Zonas de seguridad [3]

Figura 16. Dimensiones de operadores en movimiento. [3]


29

6.2 DISTANCIAS MNIMAS PARA PREVENCIN DE RIESGOS POR ARCO

ELCTRICO

Las distancias mnimas de aproximacin a equipos que se deben cumplir para prevenir efectos de arcos elctricos, son las mostradas en la Tabla 19 y la Figura 9 del RETIE:

Figura 17. Tabla Lmites de aproximacin a partes energizadas de equipos [3]

Figura 18. Limites de aproximacin [3]


30

Teniendo en cuenta el RETIE, las distancias mnimas de aproximacin a equipos que se deben cumplir para prevenir efectos de arcos elctricos, para los niveles de tensin presentes en la subestacin son:

Tensin nominal (kV)

Lmite de aproximacin seguro (m)

Lmite de aproximacin restringida (m). Incluye movimientos involuntarios

Lmite de aproximacin tcnica (m) Parte mvil

expuesta Parte fija Expuesta

230 3.25 2.44 1 0.81

500 5.80 5.80 3.43 3.28

Tabla 15 Distancias mnimas de aproximacin a quipos

6.3 DISTANCIAS DE SEGURIDAD EN EL AIRE Y FASE-TIERA

Clculo Tipo 500 KV

Tabla 16 Distancias de seguridad en el aire. [3]

Distancia de seguridad en el aire:


31

Valor bsico=3,1+0,19=3,29 [m].

Para el clculo de la distancia fase-tierra le sumamos 2.25[m] que es la distancia mnima de seguridad sugerida por el RETIE.

Valor bsico= 3,29+2,25=5,54 [m].

Clculo para 230 kv]:

Distancia de seguridad en el aire:

Valor Bsico=2,1+0,21=2,31[m].

Al igual que en los clculos para 500 kv, le sumamos 2,25[m] que es la distancia mnima de seguridad recomendada por el RETIE :

Valor Bsico= 2,31+ 2,25=4,56[m].

6.3.1 DISTANCIAS FASE- TIERRA:

Para 500kv:

Dft= Valor Bsico+ Distancia Mnima= 3,29+2,25=5,54[m]

Para 230 kv:

Dft=valor Bsico+ Distancia Mnima= 2,31+2,25=4,56[m].

6.3.2 ALTURA DE EQUIPOS SOBRE EL NIVEL DEL SUELO:

Todos los equipos que encontramos en la subestacin deben cumplir con una altura mnima a continuacin presentamos todos los clculos para cada nivel de tensin:

Figura 17 Altura de los equipos sobre el nivel del suelo.

Clculo para 500kv:


32

La altura de los equipos la calculamos gracias a la siguiente frmula que se aplica hasta una altura mxima sobre el nivel del mar de 1000msm.

Hequipos= 2,3+0,0105*(kv)

Hequipos= 2,3+ 0,0105*(500)

Hequipos=12,075 [m].

Clculo para 230 kv:

Hequipos= 2,3+ 0,0105*(kv)

Hequipos= 2,3+0,0105*(230)

Hequipos= 4,715[m].

6.3.3 DISTANCIAS FASE-FASE:

De acuerdo al RETIE, tabla 18, Distancia horizontal entre conductores soportados en la misma estructura de apoyo o distancias fase-fase, se calculan las distancias fase-fase.

Figura 18. Tabla 18. Distancia horizontal entre conductores soportados en la misma estructura de apoyo. [3]

PARA 500KV:


33

Teniendo encuenta la tabla No. 18 del retie distancia de seguridad fase-fase, la ltima lnea subrayada, entre 50kv y 814kv que cumple con nuestro nivel de tensin:

Dff= 0,725+ (525-50)*0,01

Dff=5,475[m].

PARA 230KV:

Al igual que en el clculo anterior, la distancia de seguridad Fase- Fase RETIE se encuentra un valor bsico para las tensiones entre 50kV y 814kV.

Dff= 0,725+ (245-50)*0,01

Dff=2,675[m].

6.4 ALTURA DE LAS BARRAS COLECTORAS:

La altura de las barras colectoras sobre el nivel del suelo, es igual a la suma de la altura de los equipos sobre el nivel del suelo con la distancia fase-fase:

Para 500kv:

Para 230kv:

6.5 ALTURA DE REMATE DE LAS LNEAS DE TRANSMISIN:

La altura de remate de las lneas de transmisin es bsicamente la suma de la altura de las barras colectoras sobre el nivel del suelo con la distancia de fase-fase.

PARA 500KV:

PARA 230KV:

6.6 DISTANCIA DE SEGURIDAD PARA LA CIRCULACIN DE UN VEHCULO PESADO:

La distancia de seguridad para la circulacin de un vehculo pesado es el incremento corregido de la distancia fase tierra ms el galibo y la tolerancia:

Para mantenimiento de algunos equipos de la subestacin, como autotransformadores, torres de conexin, es necesario utilizar gras o vehculos que hacen necesario prever una zona de seguridad para la circulacin de ellos.


34

Figura 18. Circulacin de vehculos en rea de autotransformadores.

Figura 19. Circulacin de vehculos en rea de patio.

Para 500 KV

Para 230 KV


35

7. BARRAS COLECTORES

Las barras colectoras sern del tipo flexible y sus caractersticas se presentan en la tabla 4 y 7 para 230 y 500 KV respectivamente. Resultado que se obtuvo tras el anlisis de flujo de carga y de contingencia de las lneas que se supusieron saliendo del barraje.

Para 500 KV se obtuvo el siguiente conductor:


Para 230 KV se obtuvo el siguiente conductor:


Con estos resultados se proceder a verificar si los conductores escogidos para diferente barraje de conexin es el adecuado Esto permitir buscar seguridad en la instalacin. Para esto se tendrn en cuenta aspectos como el efecto corona y los esfuerzos estticos y dinmicos. Para la seleccin del conductor adecuado se tiene en cuenta la capacidad de corriente.

7.1 EFECTO CORONA

7.1.1 Calculo Tipo de efecto Corona Para 500 KV


36

A continuacin se presentar el clculo tipo para el nivel de tensin de 500 KV.

Para encontrar la magnitud del efecto corona, primero se calcula la magnitud de la tensin crtica disruptiva del fluido que rodea el conductor, que siempre debe ser superior a la tensin del conductor a tierra, de acuerdo a la siguiente expresin (Se debe garantizar un factor de seguridad como mnimo, superior a 1.

Primero se calcular el gradiente crtico:

Donde:

go: Gradiente medio

mf: factor de superficie

ms: factor de forma

Densidad relativa del aire

n: Nmero de conductores en haz, que hacen parte de cada fase.

r: radio externo del conductor, en [cm] (tablas de conductores)

RMGhaz: Radio medio geomtrico del haz (efecto corona)

Para calcular el gradiente medio es necesario determinar el radio R que al pasar por los conductores del haz, trazara una circunferencia. Calculo del radio para la configuracin de cuatro conductores en haz:

Densidad relativa del aire se tiene

Donde P: presin atmosfrica y es la temperatura promedio.


37

La altura de las barras colectoras para 500 KV fue hallada en la seccin de distancias de seguridad y su valor fue de 14,75 [m]. Y el esta dado por:

Con el anterior anlisis se comprueba que no se presentaran problemas por efecto corona en las lneas y en las barras colectoras.

7.1.2 Calculo Tipo de efecto Corona Para 230 KV

A continuacin se presentar el clculo tipo para el nivel de tensin de 230 KV

Primero se calcular el gradiente crtico:

Para calcular el gradiente medio es necesario determinar el radio R que al pasar por los conductores del haz, trazara una circunferencia. Calculo del radio para la configuracin de cuatro conductores en haz:

Densidad relativa del aire se tiene

Donde P: presin atmosfrica y es la temperatura promedio.


38

La altura de las barras colectoras para 230 KV fue hallada en la seccin de

distancias de seguridad y su valor fue de 7,39 [m]. Y el esta dado por

Con el anterior anlisis se comprueba que no se presentaran problemas por efecto corona en las lneas y en las barras colectoras

7.2 CARGAS DINMICAS Y ESTTICAS

Se deben tener en cuenta los valores mximos de corrientes por las barras, que se presentan cuando ocurre un corto circuito trifsico en cada una de las barras, escogemos el valor de la corriente nominal del conductor:

Tabla 17. Corrientes de falla trifsica para 230 y 500 KV

A continuacin se presentar el clculo tipo para la barra de 500 KV. Inicialmente se calcular la fuerza debido al corto circuito trifsico a travs de la siguiente ecuacin donde corresponde a la fuerza debido a la corriente por unidad de longitud y corresponde a la distancia entre fases en metros:

Corrientes de falla (Trifsica)

BARRA CORRIENTE [KA]

230 [KV] 21.1

500 [KV] 9.9


39

Seguido, se calcula la fuerza debido a la velocidad mxima registrada del viento. Para la ciudad de Barranquilla, lugar donde se construir la subestacin, la mxima velocidad

registrada del viento fue de 14 [km/h]. En la siguiente ecuacin corresponde al dimetro nominal del cable [m] y corresponde a la velocidad del viento [km/h]:

Para calcular las fuerza mximas, se supondr que suceden los casos extremos, es decir,

que se presente el mximo viento y el esfuerzo de corto circuito. Se calcular la fuerza

total, compuesta por el esfuerzo horizontal de la corriente mxima y el esfuerzo por la

velocidad del viento en cuadratura con el peso del conductor:

Se calcular la carga mxima teniendo en cuenta la carga de ruptura del conductor y un factor de seguridad mximo de 4:

De la ecuacin de la flecha y del criterio de diseo se obtiene

A continuacin, se presenta una tabla resumen con los valores calculados para las barras de la subestacin

Tabla 18. Cargas Dinmicas y Estticas en Las Barras y lneas para 230 y 500 KV


40

7.3 ANCHO DE BARRAS

Para el clculo del ancho de barra cuando se utilizan conductores flexibles es necesario tener en cuenta el desplazamiento durante cortocircuitos. Para presentar una metodologa simple que determina el desplazamiento del conductor durante cortocircuitos. De ella se deduce que el rango de movimiento del conductor esta dado por

, el cual se puede tomar en funcin de la flecha mxima esttica .

En condiciones de cortocircuito. ;

De donde, la separacin entre fases es:

Donde: : distancia fase-fase

7.3.1 Calculo Tipo Para 500 KV

Es una prctica comn disear los barrajes con una flecha mxima del 3% del vano L, pudindose representar la separacin entre fases as:

El ancho de barras se calcula de acuerdo con la siguiente ecuacin

Donde:

: Ancho de barras : Separacin de fases de diseo : distancia mnima fase-tierra

: ancho de columna a nivel de conexin de cadenas de aisladores en cruce de campos, 500 mm para 230Kv, 800mm para 500KV. : Separacin del haz de conductores (35 cm para 230 kV y 47.5 cm para 500 KV) : Desplazamiento de los conductores por efecto de viento.

En la siguiente tabla se resumen los valores obtenidos para el ancho de baha en los diferentes niveles de tensin de la subestacin.

Tensin Barra

Flecha Max

Y0[m]

YK[m]

Separacin haz (d) [m]

Dist. Fases (a) [m]

Ancho Barra Ab

[m]

230 KV 1.08 0.8334 0.35 4. 377 18


41

500 KV 1.41 1.088 0.457 7.723 27

Tabla 19 Ancho de Barra para 230 y 500 KV

7.4 ANCHO DE BAHIA

El ancho de baha, ilustrado en est determinado por la separacin entre fases de las templas superiores y las dimensiones de los contra contactos de seccionadores. El valor del ancho de baha (Ac) est determinado por: Ac = 2 x ( a + dft) + i1 + i2 + d Donde: Ac: ancho de baha a: separacin de fases de diseo dft: distancia mnima fase-tierra i1 = i2: ancho de columna 500 mm para 230/220 Kv y 800 mm para 500 KV En la siguiente tabla se resumen los valores obtenidos para el ancho de baha en los diferentes niveles de tensin de cada una de las subestaciones.

Tensin Barra

Dist, Fase tierra dft [m]

Separacin haz (d) [m]

Dist. Fases (a) [m]

Ancho Bahia Ac [m]

230 KV 2.31 0.35 4.776 16

500 KV 3.3 0.457 7.723 24

Tabla 20 Ancho de Baha para 230 y 500 KV

7.5 ALTURA DE BAHIA

La altura de los prticos de baha est determinada principalmente por el tipo de conductor que se utiliza, as como tambin por el nmero de niveles de conexin que requiere la configuracin de cada una de las subestaciones. Para las subestaciones existentes, se conservarn las alturas que se tienen actualmente. En los diseos detallados de disposicin fsica se verificarn estos valores. 7.5.1 Primer Nivel de Conexin El primer nivel de conexin es el correspondiente al nivel de conexin entre equipos, determinado por la distancia de seguridad bsica. En la siguiente tabla se ilustra el primer nivel de conexin y en la siguiente tabla se indican los resultados obtenidos.

PRIMER NIVEL DE CONEXIN

TENSION [KV] Dist. Bsica [m]

500 8


42

230 4.7 Tabla 21 Primer Nivel de Conexin para 230 y 500 KV

7.5.2 Segundo Nivel de Conexin El segundo nivel de conexin (SNC), es el correspondiente al nivel de los barrajes y est dado por: donde:

Flecha mxima del vano de las barras (3% vano) Distancia mnima fase-fase

c: 1250 mm d: primer nivel de conexin

SEGUNDO NIVEL DE CONEXION

TENSION [V] a dff c d altura

500 1.41 5.5 1.250 8 16.16

230 1.08 2.7 1.250 4.7 9.73 Tabla 22 Segundo Nivel de Conexin para 230 y 500 KV

7.5.3 Tercer Nivel de Conexin El tercer nivel de conexin (TNC), es el correspondiente al nivel de las templas superiores y est dado por: TNC = SNC + dff + e Donde: SNC: segundo nivel de conexin (Ver tabla 5, valor de diseo) dff: distancia mnima fase-fase e: flecha mxima del vano de las templas (3% de la longitud total del vano)

TERCER NIVEL DE CONEXION

TENSION [KV] SNS dff e altura

500 16,16 5,5 0,78 22,44

230 9,73 2,7 2,26 14,69 Tabla 23 Tercer Nivel de Conexin para 230 y 500 KV


43

Figura 20. Niveles de Conexin

7.6 LONGITUD DE BAHA La longitud de baha est determinada por las dimensiones de los equipos, las distancias requeridas entre equipos para labores de instalacin, operacin y mantenimiento, vas para circulacin de vehculos y distancia fase-tierra entre terminales de equipos y chasis del equipo adyacente, en algunos casos. La longitud de baha ser determinada en los diseos detallados de disposicin fsica.

Baha 500 kV Lnea: 47 m Transformador: 54 m

Baha 230 kV Lnea: 36 m Transformador: 45 m

8. SELECCIN DE LOS EQUIPOS DE PATIO DE LA SUBESTACION

8.1 SELECCIN TRANFORMADORES DE POTENCIA.

Para la seleccin del transformador de potencia, se mandar a fabricar sobre pedido directamente a la empresa ABB, segn las siguientes caractersticas:


44

Altura sobre el nivel del mar 30 m

temperatura ambiente 28

Clase de aislamiento Tipo F

Potencia 150 MVA

Frecuencia 60 Hz

Relacion de transformacin 500/230/13.2 kV

Numero de fases 3

Tipo de enfriamiento AN/ON/OF

Grupo de conexin primario secundario

Y-delta

Grupo de conexin primario terciario

Y-y

Nivel basico de aislamiento 1550-1050-95

Cantidad de radiadores 7

cantidad de ventiladores 5

Derivaciones 5

Numero de transformadores 3+1(Reserva)

Tabla 24. Caractersticas Transformador de Potencial

8.2 SELECCION DEL PARARRAYOS

Con el objetivo de que las sobretensiones que afectan en la subestacin se descarguen por el elemento (pararrayos) sin producir daos a los equipos, se debe realizar una correcta seleccin de los niveles de aislamiento de los equipos.

8.2.1 PARA LA ZONA DE 500 KV

Las caractersticas a tener en cuenta a la hora de seleccionar el pararrayos para este tipo

de tensin son:

Sistema slidamente aterrizado.

Pararrayos de xido de Zinc (ZnO).

Tensin mxima de 550 kV.


45

TENSION MAXIMA NOMINAL: Uro=0.72*Um

Uro=550*0.72=396 kV

Tabla 25 Caractersticas del Pararrayo

Para 550 kVrms se elegira un pararrayo con descarga de lnea de clase 4, es decir EXLIM P.


46

8.2.1.1 NIVEL DE PROTECCIN PARA IMPULSO TIPO ATMOSFRICO (NPR O

LIPL)

El NPR de un pararrayos ZnO es considerado, en trminos generales y para efectos de

coordinacin de aislamiento como el mayor entre los siguientes valores:

Tensin mxima residual para impulsos escarpados (1/(2-20) ms) de corriente

dividido en 1.15. Para efectos prcticos es igual a 1.1*Tensin mxima residual

8/20m s.

Tensin mxima residual para impulsos atmosfricos a la corriente nominal de

descarga 8/20m s.

Tabla 26 Nivel de proteccin para impulso tipo Atmosferico

8.2.1.2 NIVEL DE PROTECCIN PARA IMPULSO DE MANIOBRA (NPM o SIPL)

El NPM para un pararrayos de ZnO se obtiene as:

Sistema con tensin mxima menor de 145kV, mximo voltaje residual con

impulso de corriente de maniobra (30/60m s) de 0.5 kA.

Sistema con tensiones entre 145kV y 362kV el impulso de corriente de

maniobra debe ser de 1kA.


47

Sistemas con tensiones superiores, el impulso de corriente de maniobra debe ser

de 2kA.

8.2.1.3 DISTANCIA DE FUGA

IEC 60815 define cuatro niveles de contaminacin

Distancia de fuga =550*25=13750 mm

8.2.1.4 SELECCIN DEL DPS

Pararrayo de xido de cinc EXLIM P


48


49

PARARRAYOS: EXLIM P396-GH550

DIMENCIONES:


50

8.2.1.5 COORDINACIN DE AISLAMIENTO

Margen de impulsos de descarga elctrica = ((Uwl/Upl)-1) x 100, donde Uwl es la resistencia del aislamiento externo del equipo a los impulsos de descarga.


51

Margen de impulsos de funcionamiento = ((Uws/Ups)-1) x 100, donde Uws es la resistencia del aislamiento externo del equipo a los impulsos de funcionamiento.

Este descargador tiene una relacin Upl/Ur de 2,5

Osea Upl pico de 2.5*396=990 kV a 20 kA.

Con un Uwl pico (BIL) de 1550 kV se obtendra un margen de proteccin de

(1550/990-1)x100 = 63.15 %. (El margen de proteccion para impulso tipo rayo

no debe ser menor del 20%)

Con un Uws pico (MANIOBRA) de 1050 kV se obtendra un margen de proteccion

de (1175/990-1)x100=18.69% (El margen de proteccion para impulso tipo

maniobra no debe ser menor del 15%)

8.2.2 PARA LA ZONA DE 230 KV

Las caractersticas a tener en cuenta a la hora de seleccionar el pararrayos para este tipo

de tensin son:





52


Uro=245*0.72=176.4 kV

Para 230 kVrms se elegira normalmente un pararrayo con descarga de lnea de clase 3, es decir PEXLIM Q.


53

8.2.2.1 NIVEL DE PROTECCIN PARA IMPULSO TIPO ATMOSFRICO (NPR O LIPL)





8/20m s.


descarga 8/20m s.





Sistema con tensiones entre 145kV y 362kV el impulso de corriente de

maniobra debe ser de 1kA.

Sistemas con tensiones superiores, el impulso de corriente de maniobra debe ser

de 2kA.


La norma IEC 60815 define cuatro niveles de contaminacin, la subestacin Palos II

est ubicada en una zona de alto (H) nivel de contaminacin.


54

La distancia de fuga =245*25=6125mm

SELECCIN DEL DPS

Pararrayo de xido de cinc PEXLIM Q


55

Segn el RETIE, el valor bsico mnimo es igual a 2310 mm, por tanto se toma el Amax

de 2617 mm segn catlogo.


56






57

Osea Upl pico de 2.35*180= 423 kV a 10 kA.


(1050/423-1)x100 = 142 %. (El margen de proteccion para impulso tipo rayo no

debe ser menor del 20%)

Con un Uws pico (MANIOBRA) de 850 kV se obtendra un margen de proteccion

de (850/423-1)x100=101 % (El margen de proteccion para impulso tipo maniobra


8.2.3 PARA LA ZONA DE 13.8 KV

Las caractersticas a tener en cuenta a la hora de seleccionar el pararrayos para este tipo de tensin son:





Uro=24*0.8=19.2 kV


58

Para 13.8 kVrms se elegira normalmente un pararrayo con descarga de lnea de clase 3, es decir PEXLIM Q.

8.2.3.1 NIVEL DE PROTECCIN PARA IMPULSO TIPO ATMOSFRICO (NPR O

LIPL)





8/20m s.


59


descarga 8/20m s.






La norma IEC 60815 define cuatro niveles de contaminacin, la subestacin Palos II

est ubicada en una zona de alto (H) nivel de contaminacin.

La distancia de fuga =24*25=600 mm


60

SELECCIN DEL DPS

Pararrayo de xido de cinc PEXLIM R


61


62

DIMENCIONES:





Osea Upl pico de 2.590*21= 59.34 kV a 10 kA.


63


(145/59.34-1)x100 = 144.35 %. (El margen de proteccion para impulso tipo rayo


Con un Uws pico (MANIOBRA) de 95 kV se obtendra un margen de proteccion de

(95/59.34-1)x100=60.09 % (El margen de proteccion para impulso tipo maniobra


8.3 SELECCIN DEL CT

Para seleccionar los transformadores de corriente es necesario establecer algunas caractersticas encargadas de brindar seguridad al equipo en el momento de su uso, stas caractersticas son:

Corriente Nominal.

Corriente Nominal de corto circuito

Corriente mxima trmica.

Corriente dinmica.

Burden

Distancia de fuga

8.3.1 SELECCIN PARA LA BARRA DE 500 kV.

Corriente Nominal.

Y la corriente de las lneas 900 A


64

Corriente Nominal de corto circuito 40kA

Corriente mxima trmica. Con la IEC 1.2*40kA= 48kA

Corriente dinmica. con la IEC 2,5*40=100kA

Distancia fuga 25mm/kV*550kV=13750 mm

Burden

Asumiendo una carga de 100VA

Seleccin del CT


65


66


67

Se piden dos ncleos de proteccin para dejar uno de respaldo.


68


69

8.3.2 SELECCIN PARA LA BARRA DE 230 kV.

Corriente Nominal.

Y la corriente de las lneas de 1250 A

Corriente Nominal de corto circuito 40kA

Corriente mxima trmica. Con la IEC 1.2*40kA= 48kA

Corriente dinmica. con la IEC 2,5*40=100kA

Distancia fuga 25mm/kV*245kV=6125mm

Burden

Asumiendo una carga de 100VA


70

Seleccin del CT


71


72

Se piden dos ncleos de proteccin para dejar uno de respaldo.


73


74

8.4 SELECCIN DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIAL PT.

8.4.1 SELECCION DEL PT 500 kV

Para la seleccin del PT se tiene que tener los siguientes parmetros

Tensin nominal de trabajo

Burden

Tipo de conexin a tierra

El nivel de contaminacin

La distancia de fuga depende del nivel de contaminacin del sitio de la instalacin y

puede ser:

- Ligero 16mm/kV

- Medio 20mm/kV

- Pesado 25mm/kV

- Muy pesado 31mm/kV

Seleccionando un nivel de contaminacin pesado (considerado en muchas ocasiones

como el standard), se necesitara una distancia de fuga mnima de:

8.4.1.1 Calculo del Burden

Se debe tener en cuenta las cargas de potencia de los rels de proteccin y los

medidores de tensin, potencia.

En la siguiente tabla se muestra una carga tpica de estos elementos.

equipo cantidad Potencia VA Total VA

MVAR-H Y MW-H 2 15 30

MVAR Y MW 2 10 20

VOLTIMETRO 1 10 10

RELES DE DISTANCIA

2 10 20

RELEVADOR DE TENSION

1 15 15

REGISTRADOR Y 1 100 80


75

LOCALIZADOR DE FALLAS

Tambin se debe tener en cuenta las prdidas en potencia del cable que lleva la

alimentacin al burden, un valor aproximado para estas prdidas es 2VA/100 pies dando

un resultado total para cada devanado de:

El Burden medicin: 65 VA (tomando 250 pies de cableado)

El Burden proteccin: 120 VA (tomando 250 pies de cableado)

Para la seleccin del burden generalmente se toma el valor normalizado del burden que

sea superior a 1.5*(Burden calculado) con el objetivo de prever la instalacin futura de

equipos:

Burden medicin: 97,5 VA 100 VA

Burden proteccin: 180 VA 200 VA

Conexin de tierra

Se va a realizar una conexin slidamente puesta a tierra por lo tanto tiene un factor de

tensin asignado de 1. 5 dados por la tabla siguiente:

Factor de tensin

asignado VF

Duracin

asignada

Modo de conexin del devanado primario y

condiciones de puesta a tierra

1,2 continuamente Entre fases de cualquier sistema, entre el

neutro de un transformador en Y y tierra, en

cualquier sistema

1,2 continuamente Entre fase y tierra en un sistema con neutro

slidamente puesto a tierra 1,5 30 s


no aterrizado slidamente, con disparo

automtico por fallas a tierra 1,9 30 s


76

Por cuestiones econmicas y de tamao el PT debe ser capacitivo para tensiones

superiores de 230KV

Seleccin de PT

Se escogi para medicin uno de clase 0.5 y para proteccin 3P

Las tensiones en los secundarios son 100/3 o 110/3 V, clase 3P, destinado a la

conexin en delta abierto, con una tensin de 100 o 110 (100/3 o 110/3) V.


77


78


79

Como se puede observar el transformador de potencial tiene dos ncleos uno de los

cuales es para medida y uno de proteccin, pero el fabricante me da la posibilidad de

pedir otro ncleo, entonces este ser pedido para proteccin para tenerlo de respaldo.

8.4.2 SELECCION DEL PT 230 kV

Para la seleccin del PT se tiene que tener los siguientes parmetros


Burden

Tipo de conexin a tierra

El nivel de contaminacin

La distancia de fuga depende del nivel de contaminacin del sitio de la instalacin y

puede ser:

- Ligero 16mm/kV

- Medio 20mm/kV


80

- Pesado 25mm/kV

- Muy pesado 31mm/kV

Seleccionando un nivel de contaminacin pesado (considerado en muchas ocasiones

como el standard), se necesitara una distancia de fuga mnima de:

8.4.2.1 Calculo del burden

Se debe tener en cuenta las cargas de potencia de los rels de proteccin y los

medidores de tensin, potencia.

En la siguiente tabla se muestra una carga tpica de estos elementos.

Equipo Cantidad Potencia VA Total VA

MVAR-H Y MW-H 2 15 30

MVAR Y MW 2 10 20

VOLTIMETRO 1 10 10

RELES DE DISTANCIA

2 10 20

RELEVADOR DE TENSION

1 15 15

REGISTRADOR Y LOCALIZADOR DE FALLAS

1 100 80

Tambin se debe tener en cuenta las prdidas en potencia del cable que lleva la

alimentacin al burden, un valor aproximado para estas prdidas es 2VA/100 pies dando

un resultado total para cada devanado de:

El Burden medicin: 65 VA (tomando 250 pies de cableado)

El Burden proteccin: 120 VA (tomando 250 pies de cableado)

Para la seleccin del burden generalmente se toma el valor normalizado del burden que

sea superior a 1.5*(Burden calculado) con el objetivo de prever la instalacin futura de

equipos:

Burden medicin: 97,5 VA 100 VA

Burden proteccin: 180 VA 200 VA


81

Conexin de tierra

Se va a realizar una conexin slidamente puesta a tierra por lo tanto tiene un factor de

tensin asignado de 1. 5 dados por la tabla siguiente:

Factor de tensin

asignado VF

Duracin

asignada

Modo de conexin del devanado primario y

condiciones de puesta a tierra

1,2 continuamente Entre fases de cualquier sistema, entre el

neutro de un transformador en Y y tierra, en

cualquier sistema


slidamente puesto a tierra 1,5 30 s


no aterrizado slidamente, con disparo

automtico por fallas a tierra 1,9 30 s

Por cuestiones econmicas y de tamao el PT debe ser capacitivo para tensiones

superiores de 230KV

Seleccin de PT


82

Se escogi para medicin uno de clase 0.5 y para proteccin 3P

Las tensiones en los secundarios son 100/3 o 110/3 V, clase 3P, destinado a la

conexin en delta abierto, con una tensin de 100 o 110 (100/3 o 110/3) V.


83


84


85


86

Como se puede observar el transformador de potencial tiene dos ncleos uno de los

cuales es para medida y uno de proteccin, pero el fabricante me da la posibilidad de

pedir otro ncleo, entonces este ser pedido para proteccin para tenerlo de respaldo.

8.5 SELECCIN DEL INTERRUPTOR DE POTENCIA O DISYUNTOR

8.5.1 SELECCIN DEL INTERRUPTOR DE POTENCIA 500 kV

Para una correcta seleccin del disyuntor hay que tener en cuenta lo siguiente aspectos:


Corriente de corte

Corriente de cierre

BIL

Impulso maniobra

Y el clculo de la sobretensin que produce a la hora de la apertura


87

Dimensionamiento del interruptor:

Tensin nominal de trabajo 550 KV

Corriente de corte 40 KA

Corriente de cierre 2.6*40KA=104

BIL 1050 kV

Impulso de maniobra 1170 kV

Clculo de la sobretensin que produce a la hora de la apertura

Dnde:

Ur tensin nominal

Kpp factor de primer polo

Kaf factor de amplitud (segn la IEC es 1.4 a 100% de corriente de corto circuito)

Kpp 1,3 equivalente a fallas trifsicas con neutro a tierra.


88

LTB 550E2

Operacin monopolar

Tensin nominal: 550 Kv


89


90

8.5.2 SELECCIN DEL INTERRUPTOR DE POTENCIA 230KV

Para una correcta seleccin del disyuntor hay que tener en cuenta lo siguiente aspectos:

Tensin nominal de trabajo Corriente de corte

Corriente de cierre BIL Impulso maniobra Y el clculo de la sobretensin que produce a la hora de la apertura

Dimensionamiento del interruptor:

Tensin nominal de trabajo 245 KV

Corriente de corte 40 KA

Corriente de cierre 2.6*40KA=104

BIL 1050

BIL reducido 750

Clculo de la sobretensin que produce a la hora de la apertura

Dnde:

Ur tensin nominal

Kpp factor de primer polo

Kaf factor de amplitud (segn la IEC es 1.4 a 100% de cor

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