Universidad Nacional de Ingeniera (UNI) Facultad de Electrotecnia y Computacin (FEC)Diseo de Subestaciones Elctricas Proyecto de Subestacin Elctrica de MasayaElaborado por:

Carlos Ral Salazar Nicaragua

Carnet: 2007-21885 Gerardo Vladimir Silva Albuquerque Carnet: 2008-23601 Revisado por: Ing. Vctor Hernndez Morales Fecha: 19 de Enero del 2012 Grupo:

4t1-EL

CONTENIDO Introduccin. Estudio de Cargas Tabla de Valores. Demanda Mxima. Factor de Demanda. Factor de Diversidad. Factor de Carga. Factor de Prdida. Horas Equivalentes. Grfico de Cargas. Localizacin Centros Eventuales de Carga. Centros de la Elipse. La Dispersin. Momento de Correlacin. Coeficiente de Correlacin. Angulo de los Ejes e Simetra de la Elipse. Desviaciones Medio Cuadrticas en el Sistema de Coordenadas , . Ecuacin de la Elipse de Dispersin. Seleccin de los Transformadores. Generalidades. Seleccin del Nmero de Transformadores. Seleccin de la Potencia de los Transformadores. Seleccin de la Potencia Contemplando las Sobrecargas. Sobrecargas de Emergencias. Sobrecargas Sistemticas. Rgimen de Trabajo Econmico de los Transformadores. Anlisis Tcnico Econmico de las Variantes. Los Gastos Anuales de Explotacin. Comparacin del Plazo de Compensacin de las dos variantes. Distribucin de las Cargas en los Transformadores. Conexin de los Transformadores. Diseo de Barras Colectoras. Calibre Mnimo Posible de la Barra. Calculo del Claro y la Flecha Mxima para la Seleccin. Factor de Densidad. Tensin Crtica de Flameo. Distancias Mnimas.

Cargas Horizontales en las Barras Tubulares. Resistencia del Aislador. Longitud del Claro Mximo entre Dos Apoyos Considerando la Fuerza Horizontal Mxima. Seleccin de Aisladores para las Barras. Clculo del Efecto Corona en las Barras. Radio Interferencia. Blindaje. Altura Mnima del Cable de Fuerza en el Punto de Montaje Distancia Protegida entre Estructuras XT. Angulo de Blindaje B. Distancia Protegida a Nivel del Suelo XT1. Apartarrayo. Tensin Nominal UN. Corriente de Descarga Id. Margen de Proteccin MP. Distancia del Apartarrayo. Seccin a Tierra del Conductor a Tierra del Apartarrayo. Distancias de Diseo. Altura de los Equipos Sobre el Nivel del suelo hS. Altura de las Barras Colectoras Sobre el Nivel del Suelo hb. Altura de Remate de las Lneas de Transmisin en la Subestacin hL. Distancias de Seguridad. Zona de Circulacin del Personal. Zona de Circulacin de Vehculos. Zona de Trabajo. Bibliografa.

INTRODUCCIN

Informacin de la ciudad Nombre del Municipio: Masaya Masaya se encuentra ubicada a aproximadamente 20 km de Managua. La poblacin del municipio es de 157,928 habitantes, de los cuales el 31% son rurales y el 69% son urbanos. El sector urbano tiene un 51% de mujeres y un 49% de varones. Clima Temperatura: 25.6-27.2 C Presin atmosfrica: 1011.9 mb Velocidad del viento: 0.8 a 1.7 m/s Humedad relativa: 66-81 % Actividad econmica Comercio artesanal, principalmente con madera, cuero, cermica, piedras y tejidos. Industria activa de manufactura de productos agrcolas como tabaco y procesamiento de fibras naturales. La industria de Masaya tambin incluye la produccin de zapatos, productos de piel, jabn y almidn.

Proyectos futuros Masaya, como municipio gestor con una estructura organizada que suple las necesidades habitacionales y de infraestructura para la poblacin, promoviendo el desarrollo integral de la vivienda en colaboracin con los actores ya sean instituciones del estado, ONGs, empresa privada de modo que con todos sus esfuerzos se pueda garantizar la sostenibilidad de los programas y proyectos de vivienda, orientado la gestin de recursos de la reparacin, remodelacin, y construccin de viviendas, procurando atender los sectores econmicos ms vulnerables para mejorar la calidad de vida de la poblacin de Masaya, respetando las disposiciones, normas, reglamentos y ordenanzas del municipio en el sector vivienda.

ESTUDIO DE CARGAS Tabla de valores Demanda Mxima Dmax sis = 35.7 MVA Dmax D = 5.5 MVA Dmax I = 1.5 MVA Factor de Demanda Dmax = 6.7 MVA Dmax P = 6.8 MVA Dmax Q = 7.2 MVA Dmax W = 7.2 MVA Dmax X = 7.2 MVA Dmax Z =1.7 MVA

Factor de Diversidadkdiv D/I=5510+15136515=1.08 kdiv D/Q=5510+7271168=1.09 kdiv D/Z=5510+17166510=1.11 kdiv I/=1513+67157018=1.17 kdiv I/W=1513+724835=1.05 kdiv /P=6715+681212215=1.11 kdiv /W=6715+722313123=1.06 kdiv P/Q=6812+72713512=1.03 kdiv P/Z=6812+17167914=1.08 kdiv Q/W=727+7241404=1.03 kdiv W/X=724+72231314=1.1 kdiv X/Z=7223+17167623=1.17 kdiv D/=5510+671511515=1.06 kdiv D/W=5510+7241115=1.14 kdiv I/P=1513+68127914=1.05 kdiv I/X=1513+72238223=1.06 kdiv /Q=6715+7271277=1.09 kdiv /Z=6715+17168215=1.02 kdiv P/W=6812+7241315=1.07 kdiv Q/X=727+722313113=1.1 kdiv W/Z=724+1716774=1.16 kdiv D/P=5510+681211410=1.08 kdiv D/X=5510+722311510=1.1 kdiv I/Q=1513+727868=1.01 kdiv I/Z=1513+17163014=1.07 kdiv /W=6715+72412724=1.09 kdiv P/X=6812+722313012=1.08 kdiv Q/Z=727+1716798=1.13

Factor de cargaFcD=35.555=0.645 FcP=50.368=0.751 FcX=5372=0.736 FcI=9.0415=0.602 FcQ=56.572=0.784 FcZ=8.517=0.5 hI=24*0.602=14:26:53 hQ=24*0.784=18:48:58 Fc=49.367=0.735 FcW=49.572=0.688 Fcsis=311.5357=0.873 h=24*0.735=17:38:24 hW=24*0.688=16:30:58

Horas equivalenteshD=24*0.645=15:28:15 hP=24*0.751=18:01:26

hX=24*0.736=17:39:50

hZ=24*0.500=12:00:00

hsis=24*0.873=20:57:07

Factor de prdida

FpD=0.78(0.645)2+0.220.645=0.466 Fp=0.78(0.735)2+0.220.735=0.583 FpQ=0.78(0.784)2+0.220.784=0.652 FpX=0.78(0.736)2+0.220.736=0.584

FpI=0.78(0.602)2+0.220.602=0.415 FpP=0.5(0.751)2+0.50.751=0.657 FpW=0.78(0.688)2+0.220.688=0.521 FpZ=0.78(0.5)2+0.220.5=0.305

Grficos de Cargas

LOCALIZACIN Ejes de las cargas Carga s D I P Q W X Z Categora s 3 3 3 2 3 3 1 3 Coordenadas en X 20.9 9.5 22 8 19.3 7.6 19.8 14.8 Coordenadas en Y 6.1 10 19 24.7 29 17.9 14 18.5

Centros eventuales de carga

a

X

=

Xi =1

n

i

m

a

Y

=

Y mi =1

n

i

Donde m: ax, ay:

N de horas. Esperanzas matemticas.

Xi (cm) X1 14.9910 X2 15.1280 X3 15.2110 X4 15.2988 X5 15.2840 X6 15.9039 X7 16.1354 X8 16.3234 X9 15.6813 X10 15.9518 X11 15.7815 X12 15.7307 X13 16.2027 X14 15.7013 X15 17.0724 X16 16.2624 X17 17.0008 X18 16.1766 X19 16.3841 X20 15.8135 X21 16.3473 X22 16.0882 X23 16.1440 X24 15.4859

Y1 Y2 Y3 Y4 Y5 Y6 Y7 Y8 Y9 Y10 Y11 Y12 Y13 Y14 Y15 Y16 Y17 Y18 Y19 Y20 Y21 Y22 Y23 Y24

Yi (cm) 19.5117 19.6894 19.5796 19.2549 19.1176 19.1018 19.1086 19.0269 18.6579 18.2883 18.5707 19.8711 19.1557 19.0833 18.5792 18.8983 18.3799 18.6509 18.5276 20.0127 17.8645 18.3089 18.5098 19.2413

Centro de la elipse

aDonde m: ax, ay:

X

=

Xi =1

n

i

m

a

Y

=

Y mi =1

n

i

N de horas. Esperanzas matemticas. Ax Ay 15.9208 18.9579

La dispersin

(X a ) D = m 1n i =1 i X X

2

(Y a ) D = m 1n i =1 i Y Y

2

Dx 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

0.2865 0.86464 0.62862037 0.50389883 0.3868668 0.40550977 0.00028689 0.0460525 0.16205593 0.05739863 0.00095891 0.01940593 0.0361498 0.0794476 0.04819954 1.3261192 0.11664905 1.16634191 0.06540797 0.21461801 0.01150992 0.18187427

Dy 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

0.2930 0.3066514 0.53501109 0.38648513 0.08819044 0.02550489 0.02069336 0.02268846 0.00475494 0.09002989 0.44839254 0.1499781 0.83389785 0.03910272 0.01570891 0.14343169 0.0035625 0.33411274 0.09425832 0.18522927 1.11261245 1.19556187

22 23 24

0.02801158 0.04979317 0.18916643

22 23 24

0.42132053 0.20085864 0.08031647

Est comprobado que al tratar de deducir resultados generales a partir de una pequea 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 dimensin de la dispersin est dada por:

X

=

D

X

Y

=

D

Y

x y

0.5352 0.5413

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

h

X

=

2X

1

hhx hy

Y

=

2Y

1

1.3211 1.3064

Momento de correlacin

C

XY

=

( )( ) X a Y a m 1n i X i Y i =1

Este caracteriza adems de la dependencia entre las magnitudes X, Y la dispersin. Se aprecia que se hizo la misma consideracin referente al divisor. Momento de correlacin

r

=

C XY X

Y

Siempre que r 0 una magnitud bidimensional ser correlacionada, en caso contrario no habr correlacin. O sea si r 0 X, Y son dependientes y si r = 0 X, Y son independientes entre s.

ngulo de correlacin

=

1 2C Tan 2 D D1 XY X

Y

De esta manera se obtiene un nuevo sistema de ejes coordenados , en el que las nuevas variables o magnitudes aleatorias , son independientes entre s. Cxy R -0.1772 -0.611644.4749

Desviaciones medio cuadrticas en el sistema de coordenadas

,

2

= X Cos2 2

2

+ r Sen2 + Sen 2 2 X Y Y

2

= X Sen0.3354 0.6833

2

+ r Sen2 + Cos 2 2 X Y Y

Ecuacin de la elipse de dispersin

h + h 2 2 2

2

=

2

Encontrando

h =

2

1

h =

2

1

Donde los semiejes de la elipse son

R =

h

R =

h

Asumiendo que el 95 % de los centros eventuales de carga ocurren dentro de la 2 elipse se obtiene 3, por lo tanto

R =

3 h

R =

3 h

NOTA: Si h = h la elipse se transforma en una circunferencia. Para trazar la elipse se har uso de la siguiente ecuacin:

x +y b a2 2

2 2

=1

Esto se debe a que la elipse queda de la siguiente forma:

Con: a = R b = R

a b

y

=

a b x b2

2

Se realizara una tabla en donde se aprecian todos los valores necesarios para la construccin de la elipse, as como para determinar el punto ms ptimo en que se ubicar la subestacin y ubicarlo en un mapa de la zona en cuestin a ubicar la subestacin. h h R R 2.108094 1.034795 6 0.8216 1.6738

Proyeccin de la DemandaNuestra subestacin la disearemos para una vida til de 20 aos aproximadamente, por tal razn todos los equipos incluyendo el transformador de potencial los especificaremos para cubrir la demanda hasta 20 aos despus de la instalacin de la SEE. Para la proyeccin de la demanda utilizamos el siguiente mtodo de proyeccinS n = S o (1 + r ) n

Donde Sn = Potencia proyectada a n aos So = Potencia inicial r= tasa de crecimiento n= nmero de aos Las tasas de incremento estn dadas en la siguiente tabla:

Ao 2011 2021 2031

Tasa (cargas impares) 0 3.25% 3.5%

(Tasa cargas pares) 0 2.5% 2.25%

Empezaremos proyectando las cargas de los primeros 10 aos de instalada la sub estacin y luego las seguiremos proyectando tomando como la potencia inicial la de los 10 aos anteriores. Para proyectar la demanda se utilizo el procedimiento del siguiente ejemplo: Para la Carga I (carga par) a la hora 10,al ao 10 S10=10*100KVA(1+2.5%)10 S10=12.8008*100KVA Para el ao 20 S20=12.8008*100KVA (1+2.25%)10 S20=15.9909*100KVA Las proyecciones se las daremos en las tablas que presentaremos a continuacin.

Horas 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Carga D 25 25 25 34 39 41 43 44 45 55 52 25 37 37 48 48 35 30 32 29 28 26 23 25

Carga I 8 8 9 10 11 12 13 14 10 10 9 10 15 15 0 0 0 10 10 6 11 10 10 6

Carga 34 39 41 43 44 45 55 52 25 37 37 48 48 35 67 59 59 60 59 59 59 60 59 59

Carga Total Ao 2011 Carga P Carga QS*100 KVA

Carga W 68 68 68 72 72 47 47 39 41 45 51 40 31 31 24 39 39 43 43 38 59 58 57 68

Carga X 51 51 55 59 58 57 56 58 59 60 59 62 64 55 52 25 37 37 48 11 68 68 72 51

Carga Z 4 4 5 5 6 6 7 7 8 10 11 9 10 15 15 17 15 11 9 9 7 5 4 4

Total 299 311 319 346 357 334 350 342 304 334 341 329 334 311 308 287 249 269 283 251 296 305 307 312

49 51 51 55 59 58 57 56 58 59 60 68 62 64 55 52 25 37 37 48 25 37 37 48 Carga Total

60 65 65 68 68 68 72 72 58 58 62 67 67 59 47 47 39 41 45 51 39 41 45 51

Horas 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Carga D34.4224 34.4224 34.4224 46.8144 53.6989 56.4527 59.2065 60.5833 61.9602 75.7292 71.5985 34.4224 50.9451 50.9451 66.0909 66.0909 48.1913 41.3068 44.0606 39.9299 38.5530 35.7993 31.6686 34.4224

Carga I10.2407 10.2407 11.5208 12.8008 14.0809 15.3610 16.6411 17.9212 12.8008 12.8008 11.5208 12.8008 19.2013 19.2013 0.0000 0.0000 0.0000 12.8008 12.8008 7.6805 14.0809 12.8008 12.8008 7.6805

Carga 46.8144 53.6989 56.4527 59.2065 60.5833 61.9602 75.7292 71.5985 34.4224 50.9451 50.9451 66.0909 66.0909 48.1913 92.2519 81.2368 81.2368 82.6137 81.2368 81.2368 81.2368 82.6137 81.2368 81.2368

Carga P62.7241 65.2843 65.2843 70.4046 75.5250 74.2449 72.9648 71.6847 74.2449 75.5250 76.8051 87.0457 79.3652 81.9254 70.4046 66.5644 32.0021 47.3631 47.3631 61.4441 32.0021 47.3631 47.3631 61.4441

Ao 2021 Carga Q Carga WS*100 KVA 82.6137 89.4981 89.4981 93.6288 93.6288 93.6288 99.1364 99.1364 79.8599 79.8599 85.3674 92.2519 92.2519 81.2368 64.7140 64.7140 53.6989 56.4527 61.9602 70.2216 53.6989 56.4527 61.9602 70.2216 87.0457 87.0457 87.0457 92.1661 92.1661 60.1640 60.1640 49.9233 52.4835 57.6038 65.2843 51.2034 39.6826 39.6826 30.7220 49.9233 49.9233 55.0436 55.0436 48.6432 75.5250 74.2449 72.9648 87.0457

Carga X70.2216 70.2216 75.7292 81.2368 79.8599 78.4830 77.1061 79.8599 81.2368 82.6137 81.2368 85.3674 88.1212 75.7292 71.5985 34.4224 50.9451 50.9451 66.0909 15.1458 93.6288 93.6288 99.1364 70.2216

Carga Z5.1203 5.1203 6.4004 6.4004 7.6805 7.6805 8.9606 8.9606 10.2407 12.8008 14.0809 11.5208 12.8008 19.2013 19.2013 21.7614 19.2013 14.0809 11.5208 11.5208 8.9606 6.4004 5.1203 5.1203

Total399.2029 415.5320 426.3536 462.6584 477.2234 447.9751 469.9086 459.6679 407.2491 447.8783 456.8389 440.7034 448.4591 416.1129 414.9833 384.7132 335.1987 360.6068 380.0769 335.8227 397.6861 409.3037 412.2511 417.3930

Horas

Carga Total Ao 2031

Carga D1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 48.5561 48.5561 48.5561 66.0363 75.7476 79.6321 83.5166 85.4588 87.4010 106.8235 100.9968 48.5561 71.8631 71.8631 93.2278 93.2278 67.9786 58.2674 62.1519 56.3251 54.3829 50.4984 44.6716 48.5561

Carga I12.7927 12.7927 14.3918 15.9909 17.5899 19.1890 20.7881 22.3872 15.9909 15.9909 14.3918 15.9909 23.9863 23.9863 0.0000 0.0000 0.0000 15.9909 15.9909 9.5945 17.5899 15.9909 15.9909 9.5945

Carga 66.0363 75.7476 79.6321 83.5166 85.4588 87.4010 106.8235 100.9968 48.5561 71.8631 71.8631 93.2278 93.2278 67.9786 130.1304 114.5925 114.5925 116.5347 114.5925 114.5925 114.5925 116.5347 114.5925 114.5925

Carga P78.3552 81.5534 81.5534 87.9497 94.3461 92.7470 91.1479 89.5488 92.7470 94.3461 95.9452 108.7378 99.1433 102.3415 87.9497 83.1525 39.9771 59.1662 59.1662 76.7561 39.9771 59.1662 59.1662 76.7561

Carga QS*100 KVA 116.5347 126.2460 126.2460 132.0727 132.0727 132.0727 139.8417 139.8417 112.6502 112.6502 120.4192 130.1304 130.1304 114.5925 91.2855 91.2855 75.7476 79.6321 87.4010 99.0545 75.7476 79.6321 87.4010 99.0545

Carga W108.7378 108.7378 108.7378 115.1342 115.1342 75.1570 75.1570 62.3644 65.5625 71.9589 81.5534 63.9634 49.5717 49.5717 38.3781 62.3644 62.3644 68.7607 68.7607 60.7653 94.3461 92.7470 91.1479 108.7378

Carga X99.0545 99.0545 106.8235 114.5925 112.6502 110.7080 108.7657 112.6502 114.5925 116.5347 114.5925 120.4192 124.3037 106.8235 100.9968 48.5561 71.8631 71.8631 93.2278 21.3647 132.0727 132.0727 139.8417 99.0545

Carga Z Total6.3963 6.3963 7.9954 7.9954 9.5945 9.5945 11.1936 11.1936 12.7927 15.9909 17.5899 14.3918 15.9909 23.9863 23.9863 27.1845 23.9863 17.5899 14.3918 14.3918 11.1936 7.9954 6.3963 6.3963 536.4638 559.0844 573.9361 623.2883 642.5940 606.5014 637.2341 624.4414 550.2930 606.1582 617.3518 595.4175 608.2172 561.1434 565.9546 520.3632 456.5095 487.8049 515.6827 452.8445 539.9024 554.6373 559.2081 562.7425

SELECCIN DE TRANSFORMADORES Generalidades Los transformadores de potencia son el ncleo de la subestacin. Es por eso que es de suma importancia, tanto tcnica como econmicamente, seleccionar el nmero y la potencia adecuada para los mismos. Para la seleccin del nmero y potencia de los transformadores de fuerza se utilizan, como datos, los gastos anuales obtenidos a travs de la expresin: G = pNK + C donde: G - gastos totales anuales, dlares; K - inversin capital de la variante, dlares; C - gastos de explotacin anual de la variante, dlares/ao pN - coeficiente normativo del rendimiento del capital, el cual se corresponde con el tiempo normativo de compensacin TN, pN = 1/TN

SELECCION DE NMERO Y POTENCIA DE LOS TRANSFORMADORES El transformador de Potencia es el elemento principal de una Subestacin Elctrica, su funcin consiste en la transformacin de niveles de voltaje, nuestra Sub-estacin elctrica es de tipo reductora, por tanto los transformadores a utilizar son reductores de voltaje. Primeramente debemos elegir el nmero de transformadores a utilizar, tenemos dos variantes, un transformador de 63 MVA y la otra son 2 transformadores de 32 MVA, esto es paralelo a la eleccin de la potencia de los transformadores, para ello necesitaremos las proyecciones de demanda para cada uno de los consumidores. El criterio ms importante a tomar en la eleccin de una de las dos variantes es la continuidad y la confiabilidad en el servicio, esto depende de los tipos de consumidores que dependen de nuestra Subestacin. Otro criterio importantsimo es el relacionado a las prdidas de energa para cada una de las variantes, tambin tomaremos en cuenta la inversin inicial, esto es el precio de los transformadores. Desarrollo

Desde el punto de vista de confiabilidad y debido a que 1 consumidor de primera categora y 2 de segunda categora dependen de nuestra Sub-estacin escogeremos la segunda variante 2 transformadores de 32 MVA. No podemos tener una Sub-estacin elctrica con un solo transformador alimentando a consumidores de primera categora ya que en caso de falla de este transformador provocara discontinuidad en el servicio. Para consumidores de primera categora esto puede significar grandes prdidas econmicas o peor an prdidas humanas. Adems, en el clculo de las prdidas e inversiones totales se vern justificada nuestra decisin. Pero, para realizar estos clculos primero debemos proyectar la demanda de cada uno de los ocho consumidores. El transformador se calculara des pues de proyectar la demanda mxima total de carga la cual es de 272*100KVA y se presenta a la hora 11 por medio de la formula:

S n = S o (1 + r ) n

Donde Sn = Potencia proyectada a n aos So = Potencia inicial r= tasa de crecimiento n= nmero de aos Las tasas de incremento estn dadas en la siguiente tabla: Ao 2011 2021 2031 Tasa (cargas impares) 0 3.25% 3.5% (Tasa cargas pares) 0 2.5% 2.25%

Empezaremos proyectando las cargas de los primeros 10 aos de instalada la sub estacin y luego las seguiremos proyectando tomando como la potencia inicial la de los 10 aos anteriores. Este procedimiento se usa con cada carga de manera individual Para el ao 10 Smax=477.22*100KVA Para el ao 20 Smax=642.59*100KVA Al proyectar la demanda mxima de la carga se debe cumplir la siguiente condicin para la adecuada seleccin del transformador:

SNT Sc De acuerdo a esta condicin se eligieron dos variantes una con un solo transformador de 63 MVA y la otra variante con dos transformadores de 64 MVA, ambas variantes no cumplen la condicin de SNT Sc pero como pueden trabajar 30% de sobrecarga. 64.25 MVA 63 MVA 64.25 MVA 2*32 MVA O 64.25 MVA 64 MVA Clculo de Prdidas Las prdidas en los transformadores de nuestra subestacin se dan de dos formas - Las prdidas de un transformador analizadas en Mquinas Elctricas referente a las prdidas de energa debido a los componentes internas del transformador debido a que es una mquina no ideal. A estas prdidas podemos resumirlas como las prdidas en vaco y perdidas en cortocircuito del transformador obtenidas por pruebas de vaco y cortocircuito respectivamente. - Las prdidas de los transformadores al ser subutilizados o sobrecargados. Todas mquina elctrica al ser subutilizada representa un mquina no eficiente y por lo tanto resulta prdidas por la subutilizacin de la misma. Tambin un transformador sobre utilizado o sobrecargado presenta prdidas por sobrecalentamiento y peor an el dao general al transformador. Las prdidas del transformador por vaco y por cortocircuito no podemos reducirlas en la operacin del transformador solo aminorarlas en la construccin del mismo. Mientras que las prdidas del transformador en la operacin del mismo debido a subutilizacin o sobrecarga si podemos aminorarlas, esto procurando mantener a los transformadores de la subestacin dentro del Rgimen de trabajo econmico de los transformadores.

Rgimen de Trabajo Econmico de los Transformadores En las condiciones de operacin se debe prever el rgimen de trabajo econmico de los transformadores, la esencia del cual estriba en que, en subestaciones con varios

transformadores, el nmero de transformadores conectados en cada momento debe ser el que proporcione el mnimo de perdidas, para un grafico de carga determinado. Para ello no deben ser consideradas las prdidas de potencia activa en los propios transformadores, sino tambin las prdidas de potencia activa que aparecen en el sistema (desde los generadores hasta la subestacin considerada) debido a los requerimientos de potencia reactiva de los transformadores. A diferencia de las prdidas del propio transformador, a estas se les denomina referidas y se determinan por la expresin: , kW

P = PT

SC

+ k C PCCTO2

donde

Pcuenta por

- perdidas referidas del transformador sin carga, las cuales toman en

SC

las prdidas de potencia activa tanto del transformador como las creadas los elementos del sistema por la potencia reactiva demandada por el mencionado transformador, kW, kW

P

SC

= P SC + k ip Q

SC

- perdidas de potencia sin carga (en los clculos se toman

P

SC

aproximadamente iguales a las prdidas de ncleo del transformador, dato de tabla), kW,

kip- coeficiente de carga

k

2 C

P

CCTO

=

P

CCTO

+ k ip Q

CC

donde :

Q

SC

=SN

I % 100SC

QSiendo

CC

=SN

V % 100CCTO

SC: P

PCCTO: kC: SC: SN: PSC: PCCTO: kip:

Prdidas referidas del transformador sin carga, consideran las prdidas 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.) Anlogamente, Prdidas referidas de cortocircuito. Coeficiente de Carga. Carga real del transformador o de clculo (kVA) Potencia nominal o de chapa del transformador. Prdidas de potencia sin carga, aproximadamente iguales a las prdidas del ncleo del transformador (kW) Prdidas de potencia de cortocircuito o prdidas del cobre (kW) Coeficiente incremental de prdidas, dado por el sistema de energa para la planta en cuestin en correspondencia con su localizacin. Esta entre 0.02 0.12 (kW/kVAR) Potencia reactiva del trasformador sin carga (kVAR) Potencia reactiva demandada por el transformador a plena carga (kVAR)

QSC: QCC:

ISC: VCCTO:

Corriente del transformador sin carga. Voltaje de cortocircuito del transformador.

Para transformadores de igual potencia ser necesaria la ecuacin siguiente (estudio de dos variantes):

SDonde

A

=SN

n (n 1 ) P P SC

CCTO

n: Nmero de transformadores en el grupo. Esta ecuacin se utiliza para: Establecer el rgimen de trabajo econmicamente til de dos transformadores trabajando en paralelo. Darle solucin al problema acerca de la conveniencia econmica de conectar a un grupo de transformadores en servicio, uno adicional.

Datos caractersticos de los transformadores Pcc (Kw) 145 245 Psc Kip (Kw) (Kw/Kva) Isc % Vcc % 40 0.08 0.7 10.5 70 0.08 0.6 10.5

Sn(MVA) 32 63

Primer Variante 1*63MVA 1) Perdidas reactivas sin y con carga Qsc=SnIsc%100 Qcc=SnVcc%100 2) Perdidas activas con y sin carga Psc=Psc+Kip*Qsc Pcc=Pcc+Kip+Qcc

Sn(MVA) 63 Qsc (Kvar) Qcc (Kvar) P'sc (Kw) P'cc (Kw)

Pcc (Kw) 245 378 6,615 100.24 774.2

Psc Kip (Kw) (Kw/Kva) Isc % Vcc % 70 0.08 0.6 10.5

Potencia Mxima admisible SN No TR F. Sobre Ca 63 1.00 1.30 Smp 81.90 Primer Variante 2*32 MVA W Sn(MVA) 32 Qsc (Kvar) Qcc (Kvar) P'sc (Kw) P'cc (Kw) Pcc (Kw) 145 224 3360 57.92 413.8 Psc Kip (Kw) (Kw/Kva) Isc % Vcc % 40 0.08 0.7 10.5

Potencia Mxima admisible SN No TR F. Sobre Ca 32 1.00 1.30 Smp 41.6

Las tablas de perdidas se muestran a continuacin:

Prdidas de Potencia y Energa Ao 2011 bobinado Snominal Ucc% kip Qsc,KVAR Psc1(kw ) Nm ero Escaln de Carga 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 0 249 251 269 283 287 296 299 304 305 307 308 311 312 319 329 334 341 342 346 350 357 S *100KVA Kc 1x32 0 0.7781 0.7844 0.8406 0.8844 0.8969 0.9250 0.9344 0.9500 0.9531 0.9594 0.9625 0.9719 0.9750 0.9969 1.0281 1.0438 1.0656 1.0688 1.0813 1.0938 1.1156 Kc 0.5 2x32 0 0.3891 0.3922 0.4203 0.4422 0.4484 0.4625 0.4672 0.4750 0.4766 0.4797 0.4813 0.4859 0.4875 0.4984 0.5141 0.5219 0.5328 0.5344 0.5406 0.5469 0.5578 kc 1x63 0 0.3952 0.3984 0.4270 0.4492 0.4556 0.4698 0.4746 0.4825 0.4841 0.4873 0.4889 0.4937 0.4952 0.5063 0.5222 0.5302 0.5413 0.5429 0.5492 0.5556 0.5667 32000 10.5 0.08 224 57.92 I. DE DOS BOBINAS TRIFASICOS Icc Pv(kw ) Pcc1(kw ) Qcc,KVAR Pcc1(kw ) 0.7 40 145 3360 413.8 SN2 UCC % kip Qsc,KVAR Psc2 63000 10.5 0.08 378 100.24 Duracin Escaln Carga horas \ao 0 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 730 365 365 365 1095 365 365 365 365 365 8760 Icc Pv(kw ) Pcc2(kw ) Qcc,KVAR Pcc2 Prdidas de Potencia en 1*32MVA 57.92 308.4670 312.5080 350.3319 381.5609 390.7744 411.9776 419.1908 431.3745 433.8355 438.7817 441.2669 448.7711 451.2886 469.1378 495.3236 508.7195 527.8133 530.5734 541.6942 552.9444 572.9434 9477.198643 0.6 70 245 6,615.00 774.20 Perdidas Potencia en 2*32MVA 115.84 241.1135 243.1340 262.0460 277.6605 282.2672 292.8688 296.4754 302.5673 303.7977 306.2708 307.5135 311.2655 312.5243 321.4489 334.5418 341.2398 350.7867 352.1667 357.7271 363.3522 373.3517 6649.959321 Prdidas de Potencia en 1*63MVA 100.24 221.1802222 223.1308395 241.3886 256.4630 260.9104 271.1453 274.6271 280.5082 281.6962 284.0837 285.2834 288.9057 290.1209 298.7368 311.3768 317.8431 327.0597 328.3920 333.7601 339.1906 348.8442 6164.88679 Prdidas de Energa en 1*32MVA 0 112590.4586 114065.4293 127871.155 139269.7286 142632.6618 150371.8331 153004.6558 157451.6925 158349.9497 160155.3138 161062.4208 327602.8828 164720.3481 171235.2937 180793.1039 557047.8953 192651.8683 193659.2733 197718.3927 201824.7111 209124.3411 3973,203.41 Prdidas de Energa en 2*32MVA 0 88006.42928 88743.91463 95646.77752 101346.0643 103027.5309 106897.1166 108213.5279 110437.0463 110886.1748 111788.8569 112242.4104 227223.8414 114071.3741 117328.8469 122107.7519 373657.5476 128037.1342 128540.8367 130570.3963 132623.5556 136273.3706 2747670.505 Prdidas de Energa en 1*63MVA 0 80730.78111 81442.75642 88106.84531 93608.99049 95232.2942 98968.02864 100238.9046 102385.5101 102819.1031 103690.5609 104128.4257 210901.1277 105894.1244 109038.9194 113652.5194 348038.1526 119376.8009 119863.08 121822.436 123804.5753 127328.1411 2551072.077

Prdidas Anual es de Energa

Prdidas de Potencia y Energa Ao 2021 bobinado Snominal Ucc% kip Qsc,KVAR Psc1(kw ) Nm ero Escaln de Carga 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 0 335.1987 335.8227 360.6068 380.0769 384.7132 397.6861 399.2029 407.2491 409.3037 412.2511 414.9833 415.5320 416.1129 417.3930 426.3536 440.7034 447.8783 447.9751 448.4591 456.8389 459.6679 462.6584 469.9086 477.2234 0 1.0475 1.0494 1.1269 1.1877 1.2022 1.2428 1.2475 1.2727 1.2791 1.2883 1.2968 1.2985 1.3004 1.3044 1.3324 1.3772 1.3996 1.3999 1.4014 1.4276 1.4365 1.4458 1.4685 1.4913 0 0.5237 0.5247 0.5634 0.5939 0.6011 0.6214 0.6238 0.6363 0.6395 0.6441 0.6484 0.6493 0.6502 0.6522 0.6662 0.6886 0.6998 0.7000 0.7007 0.7138 0.7182 0.7229 0.7342 0.7457 0 0.5321 0.5331 0.5724 0.6033 0.6107 0.6312 0.6337 0.6464 0.6497 0.6544 0.6587 0.6596 0.6605 0.6625 0.6768 0.6995 0.7109 0.7111 0.7118 0.7251 0.7296 0.7344 0.7459 0.7575 S *100KVA Kc 1x40 Kc 0.5 2x40 kc 1x80 I. DE DOS BOBINAS TRIFASICOS 32000 10.5 0.08 224 57.92 Icc Pv(kw ) Pcc1(kw ) Qcc,KVAR Pcc1(kw ) 0.7 40 145 3360 413.8 SN2 UCC % kip Qsc,KVAR Psc2 63000 10.5 0.08 30.24 100.24 Duracin Escaln Carga horas \ao 0 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 8760 Icc Pv(kw ) Pcc2(kw ) Qcc,KVAR Pcc2 Prdidas de Potencia en 1*32MVA 57.92 511.9611 513.6531 583.4026 641.6789 656.0075 697.0238 701.9083 728.1299 734.9094 744.6945 753.8280 755.6696 757.6217 761.9333 792.4852 842.7639 868.5274 868.8778 870.6313 901.2871 911.7648 922.9109 950.2332 978.2298 18508.05297 0.6 70 245 6,615.00 774.20 Perdidas Potencia en 2*32MVA 115.8400 342.8606 343.7066 378.5813 407.7195 414.8838 435.3919 437.8342 450.9450 454.3347 459.2273 463.7940 464.7148 465.6908 467.8466 483.1226 508.2620 521.1437 521.3189 522.1957 537.5235 542.7624 548.3354 561.9966 575.9949 11426.02649 Prdidas de Potencia en 1*63MVA 100.24 319.4078 320.2245 353.8929 382.0232 388.9397 408.7384 411.0962 423.7535 427.0260 431.7493 436.1581 437.0470 437.9893 440.0705 454.8181 479.0879 491.5240 491.6932 492.5396 507.3373 512.3949 517.7752 530.9638 544.4779 10740.96796 Prdidas de Energa en 1*32MVA 0 186865.8173 187483.3873 212941.9359 234212.8059 239442.7398 254413.6836 256196.5349 265767.4213 268241.919 271813.4976 275147.2197 275819.3961 276531.9074 278105.6392 289257.109 307608.8354 317012.4895 317140.4098 317780.426 328969.7838 332794.1396 336862.4607 346835.1117 357053.8648 6734,298.54 Prdidas de Energa en 2*32MVA 0 125144.1086 125452.8936 138182.1679 148817.6029 151432.5699 158918.0418 159809.4675 164594.9107 165832.1595 167617.9488 169284.8098 169620.8981 169977.1537 170764.0196 176339.7545 185515.6177 190217.4448 190281.4049 190601.413 196196.0919 198108.2698 200142.4304 205128.7559 210238.1324 4128218.068 Prdidas de Energa en 1*63MVA 0 116583.8468 116881.9507 129170.9121 139438.4613 141962.975 149189.5201 150050.1109 154670.0228 155864.4745 157588.4923 159197.6957 159522.1584 159866.091 160625.7388 166008.6058 174867.0706 179406.2587 179468.0065 179776.9453 185178.101 187024.1356 188987.9334 193801.779 198734.4193 3883865.705

Prdidas Anuales de Energa

Prdidas de Potencia y Energa Ao 2031 bobinado Snominal Ucc% kip Qsc,KVAR Psc1(kw ) Nm ero Escaln de Carga 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 0 452.8445 456.5095 487.8049 515.6827 520.3632 536.4638 539.9024 550.2930 554.6373 559.0844 559.2081 561.1434 562.7425 565.9546 573.9361 595.4175 606.1582 606.5014 608.2172 617.3518 623.2883 624.4414 637.2341 642.5940 0 1.4151 1.4266 1.5244 1.6115 1.6261 1.6764 1.6872 1.7197 1.7332 1.7471 1.7475 1.7536 1.7586 1.7686 1.7936 1.8607 1.8942 1.8953 1.9007 1.9292 1.9478 1.9514 1.9914 2.0081 0 0.7076 0.7133 0.7622 0.8058 0.8131 0.8382 0.8436 0.8598 0.8666 0.8736 0.8738 0.8768 0.8793 0.8843 0.8968 0.9303 0.9471 0.9477 0.9503 0.9646 0.9739 0.9757 0.9957 1.0041 0 0.7188 0.7246 0.7743 0.8185 0.8260 0.8515 0.8570 0.8735 0.8804 0.8874 0.8876 0.8907 0.8932 0.8983 0.9110 0.9451 0.9622 0.9627 0.9654 0.9799 0.9893 0.9912 1.0115 1.0200 S *100KVA Kc 1x40 Kc 0.5 2x40 kc 1x80 I. DE DOS BOBINAS TRIFASICOS 32000 10.5 0.08 224 57.92 Icc Pv(kw ) Pcc1(kw ) Qcc,KVAR Pcc1(kw ) 0.7 40 145 3360 413.8 SN2 UCC % kip Qsc,KVAR Psc2 63000 10.5 0.08 378 100.24 Duracin Escaln Carga horas \ao 0 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 365 8760 Icc Pv(kw ) Pcc2(kw ) Qcc,KVAR Pcc2 Prdidas de Potencia en 1*32MVA 57.92 886.6035 900.0714 1019.4943 1132.5417 1152.1376 1220.8977 1235.8541 1281.6298 1301.0275 1321.0421 1321.6010 1330.3627 1337.6252 1352.2759 1389.0412 1490.5489 1542.7013 1544.3829 1552.8053 1598.0450 1627.8072 1633.6215 1698.8444 1726.5647 32655.4472 0.6 70 245 6,615.00 774.20 Perdidas Potencia en 2*32MVA 115.84 530.1818 536.9157 596.6272 653.1508 662.9488 697.3289 704.8071 727.6949 737.3938 747.4011 747.6805 752.0614 755.6926 763.0180 781.4006 832.1545 858.2307 859.0715 863.2826 885.9025 900.7836 903.6908 936.3022 950.1624 18499.7236 Prdidas de Potencia en 1*63MVA 100.24 500.2495 506.7505 564.3965 618.9649 628.4240 661.6148 668.8344 690.9305 700.2939 709.9550 710.2248 714.4541 717.9597 725.0317 742.7785 791.7767 816.9509 817.7627 821.8282 843.6656 858.0319 860.8386 892.3219 905.7027 17569.98181 Prdidas de Energa en 1*32MVA 0 323610.2946 328526.0725 372115.4373 413377.7137 420530.2322 445627.6647 451086.7642 467794.8685 474875.0467 482180.3698 482384.3812 485582.3901 488233.193 493580.7134 507000.0231 544050.3491 563085.9822 563699.7699 566773.9191 583286.4197 594149.6188 596271.859 620078.2133 630196.1301 11898,097.43 Prdidas de Energa en 2*32MVA 0 193516.3473 195974.2362 217768.9187 238400.0568 241976.3161 254525.0324 257254.5821 265608.6342 269148.7233 272801.3849 272903.3906 274502.3951 275827.7965 278501.5567 285211.2116 303736.3746 313254.1911 313561.0849 315098.1596 323354.4099 328786.0094 329847.1295 341750.3067 346809.2651 6710117.513 Prdidas de Energa en 1*63MVA 0 182591.0503 184963.9195 206004.7113 225922.2065 229374.7609 241489.4098 244124.5429 252189.6235 255607.2589 259133.5728 259232.0501 260775.7441 262055.2991 264636.5724 271114.1364 288998.5034 298187.0931 298483.3714 299967.2777 307937.9396 313181.6569 314206.0723 325697.5117 330581.4778 6376455.762

Prdidas Anuales de Energa

ANLISIS TCNICO ECONMICO DE LAS VARIANTES Para tal anlisis, se asumir el siguiente orden: Los Gastos Anuales de Explotacin C (miles de dlares)

C = C +Ca

p

Pero=

C

a

K

X

CCa: Cp: : KX : C0:

p

= C 0 E a

Donde Costos por Amortizacin (miles dlares/ao) Costos de las prdidas totales (miles de dlares/ao) Coeficiente de amortizacin anual, para subestaciones es igual a 0.1. Inversin de capital, tomar el subndice 1 2 segn variante (miles de dlares) Costo de la energa elctrica (dlares/kW h)

Comparacin del Plazo de Compensacin de las Dos Variantes

T

CO

=

K K C C1 2

2 1

El resultado de esta formula indica cual variante es econmicamente mas favorable o es la mejor, ya que se obtendr el menor tiempo en aos de recuperacin de capital.

Ao 2011 Segunda Variante (TR 1x63 MVA) Primera Variante (TR 2x32 MVA)

Inversiones Capitales K ($/Ao) No TR 110,000.00 KB ($/ao) 1.000 110,000.000

Inversiones Capitales K ($/Ao) No TR 76,500.00 KA ($/ao) 2.000 153,000.000

Gastos de Amortizacin KB 0.10 CaB ( $/Ao) 110,000.00 11,000.000

Gastos de Amortizacin KA 0.10 CaA ($/Ao) 153,000.000 15,300.000

Costos de Perdidas de Energa Co ($ *Kw) 0.011 CPB ($/Ao)Ea

Costos de Perdidas de Energa CoEa

2794739.733 30,742.137

0.011 3008834.897 CPA($/Ao) 33,097.184

Costos Anuales Totales de Explotacin

Costos Anuales Totales de Explotacin

CaB ( $/Ao) 11,000.00 CTB ( $/Ao)

CPB ($/Ao) 30,742.137 41,742.137

CaA ($/Ao) 15,300.000 CTA ( $/Ao)

CPA ($/Ao) 33,097.184 48,397.184

REGIMEN DE TRABAJO ECOMOMICO DE LOS TRASFORMADORES Variables K Ca ( $/Ao) CP ($/Ao) CTTCO (AOS)

Potencia de TR (MVA)TR 1x 63 MVA TR 2x32 MVA

110,000.000 11,000.000 30,742.137 41,742.137

153,000.000 15,300.000 33,097.184 48,397.184

-6.461

Ao 2021 Segunda Variante (TR 1x63 MVA) Primera Variante (TR 2x32 MVA)

Inversiones Capitales K ($/Ao) No TR 110,000.00 1.000 KB ($/ao) 110,000.000 Gastos de Amortizacin KB 0.10 CaB ( $/Ao) 110,000.000 11,000.000

Inversiones Capitales K ($/Ao) No TR 76,500.00 2.000 KA ($/ao) 153,000.000 Gastos de Amortizacin KA 0.10 CaA ($/Ao) 153,000.000 15,300.000

Costos de Perdidas de Energa Co ($ *Kw) Ea 0.011 3883865.705 CPB ($/Ao) 42,722.523Costos Anuales Totales de Explotacin

Costos de Perdidas de Energa Co Ea 0.011 4128218.068 CPA($/Ao) 45,410.399Costos Anuales Totales de Explotacin

CaB ( $/Ao) 11,000.00 CTB ( $/Ao)

CPB ($/Ao) 42,722.523 53,722.523

CaA ($/Ao) 15,300.000 CTA ( $/Ao)

CPA ($/Ao) 45,410.399 60,710.399

REGIMEN DE TRABAJO ECOMOMICO DE LOS TRASFORMADORES Variables K Ca ( $/Ao) CP ($/Ao) CTTCO (AOS)

Potencia de TR (MVA)TR 1x 63 MVA TR 2x32 MVA

110,000.000 11,000.000 42,722.523 53,722.523

153,000.000 15,300.000 45,410.399 60,710.399

-6.154

Ao 2031 Segunda Variante (TR 1x63 MVA) Primera Variante (TR 2x32 MVA)

Inversiones Capitales K ($/Ao) No TR 110,000.00 1.000 KB ($/ao) 110,000.000 Gastos de Amortizacin KB 0.10 CaB ( $/Ao) 110,000.000 11,000.000

Inversiones Capitales K ($/Ao) No TR 76,500.00 2.000 KA ($/ao) 153,000.000 Gastos de Amortizacin KA 0.10 CaA ($/Ao) 153,000.000 15,300.000

Costos de Perdidas de Energa Co ($ *Kw) Ea 0.011 6376455.762 CPB ($/Ao) 70,141.013Costos Anuales Totales de Explotacin

Costos de Perdidas de Energa Co Ea 0.011 6710117.513 CPA($/Ao) 73,811.293Costos Anuales Totales de Explotacin

CaB ( $/Ao) 11,000.00 CTB ( $/Ao)

CPB ($/Ao) 70,141.013 81,141.013

CaA ($/Ao) 15,300.000 CTA ( $/Ao)

CPA ($/Ao) 73,811.293 89,111.293

REGIMEN DE TRABAJO ECOMOMICO DE LOS TRASFORMADORES Variables K Ca ( $/Ao) CP ($/Ao) CTTCO (AOS)

Potencia de TR (MVA)TR 1x 63 MVA TR 2x32 MVA

110,000.000 11,000.000 70,141.013 81,141.013

153,000.000 15,300.000 73,811.293 89,111.293

-5.395

DISEO DE LAS BARRAS COLECTORAS El adecuado diseo de las barras colectoras implica la seleccin idnea del conductor en lo que respecta al material y caractersticas de este. Tambin es necesario tomar en

cuenta la seleccin de los aisladores y sus accesorios; las distancias entre apoyos y entre fases. El diseo se realiza se realiza segn los esfuerzos estticos y dinmicos a que se vern sometidas las barras y segn las necesidades de conduccin de corriente, disposicin de fsicas etc. Sin embargo la seleccin final de las barras se hace segn criterios econmicos, la existencia del material en el mercado y las normas. Calibre Mnimo Posible de la Barra Asumiendo que el incremento de demanda es de un 30 % se tiene que la seccin del conductor se obtiene mediante la relacin ,

Seccin =

I

N

donde la corriente nominal IN se encuentra mediante la frmula

I

N

=

1.3 S 3V

N

LL

y para el caso de tubos de aluminio se considera que = 1.5 A/mm2 si IN < 1,200 A = 0.75 A/mm2 si IN > 1,200 A TENSION CRITICA DE FLAMEO Procedemos a calcular las distancias de diseo, pero primero debemos calcular el TCF de diseo TCFdis utilizando (factor de correccin de la densidad del aire).3.92 * b = 273 + t

Donde b= t= = presin atmosfrica en cm de Hg temperatura ambiente oC factor de correccin de la densidad del aire

Factor de densidad b = 75.98 cm de Hg t=31 C = 3.92*75.98/(273+31) = 0.9797

Tensin critica de flameo normalTCF NBI = 0.961

NORM AL

Donde NBI: Nivel bsico de impulso por rayo Tensin critica de flameo de diseoTC FD ISEO

TC F =

NO AL RM

* Kh

Donde Kh: factor por correccin de humedad

Para 138 KV TCFnormal =650 KV/0.961=676.3788 KV TCFdiseo = (676.3788 KV * 0.9905)/0.9797=683. 8506KV

Para 13.8 KV TCFnormal =110 KV/0.961=114.46 KV TCFdiseo = (114.46 KV * 0.9905)/0.9797= 115.73 KV

Con estos valores calcularemos las dimensiones mnimas porTCF d ft =DISEO

k

Si k = gradiente de potencial vara entre 500 y 600Kv/m k= 550kV/m dft = distancia mnima de fase a tierra Para 138 KV dft= (683. 8506KV)/(550 KV/mt) = 1.24 mts dft de diseo =1.3 mts Para 13.8 KV dft= (115.73 KV)/(550 KV/mt) = 0.21 mts dft de diseo =0.3 mts

Distancia mnima de lnea a lnead ff = .8 * d ft 1

Para 138 KV dff=1.8*1.3 mts = 2.34mts dff de diseo =2.4 mts

Para 13.8 KV dff=1.8*0.3 mts = 0.54 mts

dff de diseo =0.6 mts

Clculo para la seleccin de barras colectoras de la Subestacin de Masaya. Datos a considerar Nivel de voltaje de la SEE Primario 138kV Secundario 13.8 kV Potencia de Cortocircuito Sccsist = 15,000 MVA Potencia instalada SNT = 2 x 32 MVA = 64 MVA SBASE = 32 MVA Voltaje de prueba de cortocircuito = Vcc = 10.5% Primeramente procedemos a calcular la reactancia del sistema XS referida a la SEE XS = SBASE / Sccsist = 32 MVA / 15,000MVA = 0.002133 PuXt = .01 *Vcc PU * 0 M VAbase M VAnom

XT = 0.01*10.5*(32MVA/32MVA)=0.105 PuMVAo

MVA BASE = X S +X T

MVA = 32MVA/(0.002133pu+0.105pu) = 298.69MVAMVA o I CCTO = 1 CCTO (3) 2 *VLL

Para 138 KV Iccto= (298.69 MVA)/((3)1/2*138KV) = 1249.64 A Para 13.8 KV Iccto= (298.69 MVA)/((3)1/2*13.8KV) =12496.4 A

Ahora calculamos la potencia de cortocircuito real tanto para el lado primario como para el lado secundario de la SEE. CALIBRE MINIMO DE LA BARRA (Conductor ACSR) I < 1,200A, entonces J = 1.75A/mm2 I > 1,200A, entonces J = 0.75A/mm2 I = Corriente nominal en la barra J = Densidad de corriente para la barra Tenemos que I NB20 1.3S max = V1 3

T/(V*(3)1/2) ISC =1.3 ST/(V*(3) 1/2)In = S Donde ST = Potencia del transformador V = voltaje Para 138 KV In = 32 MVA/(138 KV*(3) In =133.88 A I

1/2)

SC =1.3 In=1.3*133.88 A=174.04 A1/2)

Para 13.8 KV In = 32 MVA/(13.8 KV*(3) In =1338.8 A I =1.3 In=1.3*1338.8 A=1740.4 A A=InJ Por tanto, para INB1 = 133.88 Amp tendremos J = 1.5 A/mm2 y para INB2 = 1338.8 Amp tendremos J =0.75A/mm2. Con estos valores de densidad de corriente para los lados de alta y baja de la SEE calcularemos el calibre de las barras, en nuestro caso conductores ACSR para 138 KV y tubos para 13.8 KV.

SC

Para 138 KV A =(133.88 A)/(1.5A/mm2) =76.5 mm2 Cable a utilizar 3,5 Propiedades Fsicas del Cable ACSR mas usados (Ral Martin) Calibre No de hilos Dimetro (mm) Total de Ncleo mm2 MCM Aluminio Acero Cable de Acero 405.45 795 26.00 7.00 28.14 10.36 Peso Cap. Cond. Modulo de Carga de Resistenci Total del De Elasticidad Ruptura a 25 C cable Corriente (Kg/cm^2 (kg) (Ohm /Km) (Kg/Km) 30 c. Amp x10E6) 1633.8 14152 0.07 725.00 0.70 Para 13.8 KV A =(1338.8 A)/(0.75A/mm2) =1785.04 mm2 Tubo a utilizar

3,5 Propiedades Fisicas del Tubo de Aluminio (Raul Martin) Cap. Cond. De Diametro Nominal del Corriente 30 c. Amp Diametro (mm) Tubo (Intemperie) Intemperi mm Pulg. Interior Exterior interior e 100.000 4.00 2,300.00 2,720.00 114.30 102.26 Modulo Grueso de Peso Total Momento de de la Elasticida Area del tubo Inercia(cm^ Pared d mm2 (Kg/Km) 4) (cm) (Kg/cm^2 x10E6)

5,548.00

301.0380

0.602

0.70 2,047.20

Determinacin del claro y flecha Longitud del claro = L3

L=Y la flecha es igual a1 f = L 150

4,608EI 750W

Para 138 KV La inercia del conductor es igual:*d 4 I= 64

I=*(2.814)4/64 =3.0779 cm4 L=34608*70000*3.0779750*0.016338 = 9.32 mts L=9.3 mts F=1/150 *9.3 mts = 0.06 mts Para 13.8 KV La inercia del conductor es igual: L=34608*70000*301.04750*0.05548 = 28.58 mts L=28.6 mts F=1/150 *28.6 mts = 0.19 mts

Esfuerzo por corto circuito

Debido a que gran parte de la sub estacin esta a la intemperie, es necesario conocer los esfuerzos ambientales, esfuerzos debidos a al propio peso de estos y al de cortocircuito, a los que estarn sometidos los conductores. En todos los esfuerzos las componentes horizontales que se originan se consideran aplicadas sobre los aisladores de soporte de las barras y su verificacin de acuerdo con la resistencia del aislador a seleccionar es la que nos permite aceptar la longitud del claro entre dos soportes continuos.Fcc = .2 * 432 I cc *10 D 7

*L

D=distancia entre centro de buses rgidos (Pulg). Icc=Corriente de cortocircuito. L=Longitud del claro (Pies). Fcc=Fuerza horizontal de cortocircuito (Lbs.)

F v

= * L*d P

P=Presin del viento (Kg/m2). L=Longitud del claro (mts). D=Dimetro del conductor (mts). V=Velocidad del viento (m/s). Factor de Seguridad = 1.25FMX A = C + V FC F

Para 138 KV Fuerzas horizontales debido a cortocircuitoR L= Dff=94.488 pulg. I 2 A 1.25 ( 43 .2 x10 7 * CCTO *1.19 x10 4 *V 2 * d ) D

Ra = .2 * FMX 1 5 A

Icc=1249.64 A L=30.51 pies

Fcc=43.2*(1249.64 A)294.488 pulg *10-7 * 30.51 pies =2.18 lb Fuerza del viento L=9.3 mts d=0.0281 mts V=19 km/h * 1000mt/km *1h/(3600 seg) = 5.27 mts/seg P=0.05 V2 =0.05*(5.27 mts/seg)2 = 1.3927 kg/m2 Fv=9.3mts *0.0281 mts*1.3927 kg/m2 = 0.36 kg = 0.36 kg*2.2 lb/kg= 0. 8009 lb Fuerza mxima Fmax = 2.18 lb+ 0.8009 lb =2.9794 lb Resistencia del aislador Ra= 1.25*2.9794 lb =3.72 lb Longitud del claro mximo Lmax = 3.721.25*(43.2(1249.64)294.488*10-7+1.1910-4*17.312*1.108) =26.8745 pies Lmax = 26.8745 pies *(1mt/3.28 pies) = 8.19 mts Lmax =8 mts

Para 13.8 KV

Fuerzas horizontales debido a cortocircuito Dff=23.62 pulg. Icc=12496.42 A L=93.83 pies Fcc=43.2*(12496.42 A)223.62 pulg *10-7 * 93.83 pies = 2679.71 lb Fuerza del viento L=28.6 mts d=0.1 mts V=19 km/h * 1000mt/km *1h/(3600 seg) = 5.27 mts/seg P=0.075 V2 =0.075*(5.27 mts/seg)2 = 1.3927 kg/m2 Fv=28.6mts *0.1 mts*1.3927 kg/m2 = 3.98 kg = 3.98 kg*2.2 lb/kg= 8.7654 lb Fuerza mxima Fmax = 2679.71 lb+ 8.7654 lb =2688.48 lb

Resistencia del aislador Ra= 1.25*2688.48 lb = 3360.6 lb

Longitud del claro mximo Lmax = 3360.61.25*(43.2(9805.5)223.62*10-7+1.1910-4*10.0222*2.5) =68.89 pies Lmax = 68.89 pies *(1mt/3.28 pies) = 21.0033 mts Lmax =21 mtS

DISTANCIAS DE DISEO Consideremos las distancias entre partes vivas que se requieren en una instalacin de tipo convencional, ya sea interior o intemperie.

La separacin entre aparatos de una instalacin y la disposicin fsica delos mismos de acuerdo con el diagrama unifilar, seleccionando la capacidad de su instalacin y su tensin nominal, estos factores no solo afectan el tamao de los componentes, sino tambin a las distancias a tierras y entre fases. La determinacin de estas dimensiones se efectan por medios del clculo de las distancias elctricas entre las partes vivas del equipo, entre estas y las estructuras, muros, rejas y el suelo, de acuerdo con el siguiente orden:

Altura de los equipos al nivel del suelohs = .3 + .0 5 2 0 1 k v

Donde KV=KVmax del sistema Para 138 KV hs=2.3+0.015 (145 KV)= 3.83 mts hs=3.9 mts Para 24.9 KV hs=2.3+0.015 (27 KV)= 2.58 mts hs=3.2 mts Altura de las barras colectorashb = .0 + .0 2 5 0 15 k v

Donde KV=KVmax del sistema Para 138 KV Hb=5+0.0125 (145 KV)= 6.81 mts Hb=7 mts

Para 24.9 KV Hb=5+0.0125(27 KV)= 5.34 mts Hb=6 mts

Altura de remate de las lneas de transmisinhL = .0 + .0 6 5 0 0 k v

Para 138 KV HL=5+0.006(145 KV)= 5.87 mts HL=6 mts Distancia de seguridad horizontald h = dt + .9 d 0

Para 138 KV dh=1.3+0.9= 2.2 mts dh=2.5 mts Para 24.9 KV dh=0.3+0.9= 1.2 mts dh=2.3 mts Distancia de seguridad verticald v = ft + .2 d 2 5

Para 69 KV Dv=1.3+2.25= 3.55 mts dv=3.7 mts Para 24.9 KV Dv=0.3+2.25= 2.55 mts dh=3 mts

Zona de circulacin de vehculosd zonavh . e

= * ( d ft + .7) + n h 2 0 Ac o

V ic lo eh u

Zona de circulacin de vehculos d ft Const Const. Ancho del Mvil 1.30 0.7 2 2.2 Zona del mvil (mts) 6.2 APARTARRAYO Los apartarrayos, son dispositivos que se ocupan para proteger de sobretensiones a los equipos sensibles conectados a la red, normalmente transformadores de distribucin o subestaciones transformadoras. En su operacin normal, funcionan como aisladores, sin embargo, a niveles de voltaje superiores, se vuelven conductores, drenando la onda de sobretensin a tierra. Los apartarrayos tienen tres funciones:

Comportarse como un aislador mientras la tensin aplicada no exceda cierto valor predeterminado. Conducir cuando la tensin alcance el valor predeterminado. Interrumpir la corriente del arco una vez que el transitorio haya pasado.

La correcta proteccin de un equipo sensible a las sobretensiones elctricas depende de la distancia entre el punto en que se localizan los apartarrayo y el punto en que est ubicado el elemento por proteger. Los factores principales que definen esta separacin son: 1. 2. 3. 4. Magnitud y pendiente del frente de la onda de tensin incidente. Caractersticas de proteccin del apartarrayo. Magnitud y forma de la onda de tensin que puede resistir el transformador. Impedancias caractersticas de lneas y buses.

El nivel de proteccin que el apartarrayo brindan es mximo en donde se encuentra. A mayor distancia, la proteccin va disminuyendo. La seleccin del apartarrayo se realiza en coordinacin con los aisladores usados. Vmax= voltaje mximo del sistema. Vn = voltaje Nominal del pararrayo. Cuando determinamos la magnitud de la corriente no dirigimos a la tabla 4,8 del Harper y estaremos la seleccin de pararrayo.id =K r * 2 * NBI Z0

Zo= Impedancia Caracterstica del pararrayo. Ke= 0,8, nos representa que el sistema tiene el neutro conectado slidamente a tierra. Kr =2. Debido a que se considera que la incidencia del rayo es a 1600 mtsNBI - Vp Mp = * 100 Vp

Vp=Tensin de descarga con una onda de impulso de 100/12 KV/microseg.300 * (V m 1 - Vp ) ax X = 2* S

S= ndice de elevacin de tensin en Kv/m*seg Para 138 KV Vn=0.8*145 KV =116 KV Id= 2*2*650KV300 =8.66 KA Alternativ a Tensin Nominal (Kv) 144 Corriente de descarga (Kamp) 10 ndice de elevacin de tensin (Kv/micr*seg) 1200 tensin de descarga con una onda de impulso de 1,2/50 Microseg 440 MP = 650 KV-440 KV440 KV *100% = 47.73 %

Distancia mxima del pararrayos Vmax=0.8*650 KV = 520 KV X = 300*(520 KV-440 KV)1200 = 10 mts

Para 24.9 KV

Vn=0.8*27 KV =21.6 KV Id= 2*2*125KV50.4 =9.92 KA Alternativ a Tensin Nominal (Kv) Corriente de descarga (Kamp) ndice de elevacin de tensin (Kv/microseg) tensin de descarga con una onda de impulso de 1,2/50 Microseg 24 10 200

90

MP = 125 KV-90 KV90 KV *100% = 38.89 % Distancia mxima del pararrayos Vmax=0.8*125 KV = 100 KV X = 300*(100 KV-90 KV)200 =7.5 mts

DISTRIBUCIN DE LAS CARGAS EN LOS TRANSFORMADORES En el caso que se coloquen dos transformadores en paralelo se ejecutar basado en las demandas mximas y en las categoras, dejando los de 1 categora en cada barra. Para que el balanceo sea con mayor exactitud perfectamente se puede hacer uso del factor de coincidencia, inverso del de diversidad. La Carga Promedio que debe estar en cada barra es igual a:

S Pr om =

D

MAX (100 KVA)

2

En el siguiente diagrama se presenta un ejemplo como estara distribuida cada barra si fueran 8 los consumidores.DMAX (MVA) 47.865 Promedio (MVA) 23.9325 Const 2

Conociendo la Hora de la Demanda mxima se procede a determinar la Demanda mxima a cada HoraPotencia Consumidores (MVA) I 1.1653 Z 5.9166 2.1365 P 6.0765 Q 9.1286 W 9.2747 X 13.2073 D 0.9595 consumidore s 47.865

En el siguiente cuadro presentamos la reparticin de las cargas para los transformadores as tambin las sumatorias de potencias diarias y las categoras de cada consumidor. Estos datos corresponden al vigsimo ao de funcionamiento de la SEE.

Balanceo De Las Cargas Consumidore s Transformador NO 1 I 1.1653 Transformador NO 2 5.9166

Consumidores

W X D Consumidore s En sobrecarga

9.2747 13.2073 0.9595 24.607 31.9888

Z P Q Consumidores En sobrecarga

2.1365 6.0765 9.1286 23.2582 30.2356

Como podemos observar en este cuadro las reparticiones de las cargas representan un buen balanceo de las potencias para los dos transformadores. Las sumatorias de potencia diaria para los dos transformadores presentan un pequeo desbalance del 5.79 %. Luego se procede a calcular los coeficientes de capacidad y llenado de cada transformador los cuales se muestra en la siguiente tabla.Transformador NO 1 Coeficiente De Capacidad DMAX PINST .TRANSF 13.2073 24.6068 0.5367

KCAP

Transformador NO 2 Coeficiente De Capacidad DMAX PINST .TRANSF 9.1286 23.2582 0.3925

KCAP

Transformador NO 1 Coeficiente De Llenado

SMEDIA6.1517

SMAX13.2073

Kll

0.466

Transformador NO 2 Coeficiente De Llenado SMEDIA SMAX 5.8145 0.637

9.1286

Kll

Conclusiones De acuerdo con a los estudios realizados y profundizados se concluye que la aplicacin de este proyecto sera de xito gracias a la informacin actualizada obtenida de medio con gran nivel de confiabilidad, nuestra subestacin elctrica cumplira con las normas nacionales e internacionales con el fin de brindar a los consumidores la calidad energtica requerida. De las dos alternativas analizadas, se eligi la ms factible para nuestras cargas y se aplicaron sistemas de alimentacin de emergencia para las cargas de primera categora, evaluando diferentes situaciones de riesgo, se enfatiz en la proteccin. El xito prediseado asegura las ganancias recurrentes a los inversionistas, la satisfaccin del cliente y la contribucin y el desarrollo del pas, ya que las ganancias de los mercados e industrias modernas estn en manos de las redes de alimentacin elctrica. Acadmicamente, la ejecucin de este proyecto en el curso de subestaciones elctricas deja como resultado un personal de futuros ingenieros capaces de ejecutar este tipo de proyectos y administrarlos. Esto contribuira al desarrollo futuro de nuestro pas.

Anexos:

En la siguiente pgina se muestra n todos los anexos del proyecto y se detallan con la siguiente estructura: Estudio de Cargas: Tabla de cargas ordenadas en el tiempo. Grafica de carga. Tabla de factor de diversidad. Tabla de ubicacin geogrfica y categorizacin de las cargas. Tabla de los 24 puntos eventuales en el tiempo. Mapa del Departamento con la ubicacin de los 24 puntos eventuales de carga ms el punto del centro de la elipse y la propia elipse impresa. Seleccin del transformador: Tabla de proyecciones de las cargas. Grafico de curvas de prdidas. Diagrama unifilar y vistas: Diagrama unifilar de las subestacin. Diagrama de vista superior de la subestacin. Diagrama de vistas de perfil de la subestacin.

Bibliografa: Diseo de Subestaciones Elctricas, Ral Martin. Elementos de Subestaciones Elctricas, Gilberto Enrquez. Gua de Subestaciones elctricas UNI- EL. www.ieee.com Internet Enatrel- Nicaragua.