Seleccion Del Pararrayos

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MEMORIAS DE CALCULO SUBESTACION SUBESTACION SAN ESTANISLAO

MEMORIAS DE CALCULO

S /E SAN ESTANISLAO

TABLA DE CONTENIDO

1. 2. 3. 4. 5.

GENERALIDADES. CRITERIOS DE DISEÑO CONDICIONES AMBIENTALES PARAMETROS ELECTRICOS MEMORIAS DE CÁLCULO

5.1 SELECCIÓN DE PARARRAYOS 5.2 COORDINACION DE AISLAMIENTO 5.3 DISTANCIAS ELECTRICAS 5.4 NUMERO DE AISLADORES POR CADENA POR CADENA 5.5 CALCULO DE APANTALLAMIENTO 5.6 CONDUCTORES PARA BARRAJES Y ACOMETIDAS MT 5.7 DIMENSIONAMIENTO DE DUCTOS Y CANALETAS 5.8 MALLA DE TIERRA


MEMORIAS DE CALCULO SUBESTACION SAN ESTANISLAO

1.

GENERALIDADES.

Este documento contiene los criterios adoptados y las memorias de cálculo realizadas para el diseño eléctrico de la subestación SAN ESTANISLAO 34.5/13.8 KV – 10 MVA, ubicada en el departamento de Bolivar, ejecutado bajo el contrato CONT-COCA-0076-06 suscrito entre CONSULTORES UNIDOS S.A. y ELECTROCOSTA-ELECTRICARIBE.

2.

CRITERIOS DE DISEÑO

Los criterios aplicados al diseño fueron concertados previamente con el cliente, y se aplican al siguiente grupo de subestaciones incluidas en el alcance del contrato mencionado:

-

Todas las subestaciones serán telecontroladas.

-

Las subestaciones menores de 5 MVA ubicadas en puntos intermedios de las líneas tendrán entrada y salida del circuito 34.5 KV, con pórtico de 4 postes. Emplearán reconectadores en 34.5 KV y 13.8 KV. ELECTROCOSTAELECTRICARIBE definirá las especificaciones particulares establecidas por la Empresas para estos equipos.

-

Las subestaciones mayores de 5 MVA y menores de 10 MVA ubicadas en puntos intermedios de las líneas tendrán entrada y salida del circuito 34.5 KV y serán con equipo tipo convencional intemperie con su caseta de control y servicios auxiliares y dispondrán de reconectadores como equipo a nivel 13,8 kV.

-

Las subestaciones ubicadas actualmente en terminal de circuito y que por prolongación de la red pasan a ser intermedias, serán reconfiguradas y pasarán a tener entrada-salida del circuito. Para estas subestaciones debe ejecutarse un diseño completo que se pagará proporcional por módulo de un diseño nuevo.

-

Las subestaciones mayores de 10 MVA emplearán equipos tipo intemperie convencionales/Celda tipo interior a 34.5 KV y Celdas tipo interior de 15 KV. El diseñador dará las especificaciones particulares para estos equipos.

-

Se instalará un solo transformador por cada subestación y de la capacidad indicada por el Cliente. En caso de requerirse ampliación de la capacidad de transformación, ELECTROCOSTA-ELECTROCARIBE cambiará el transformador



por uno de mayor capacidad. En este caso, el diseñador tendrá en cuenta este aspecto y diseñará la obra civil para una sola unidad transformadora.

-

Los cerramientos de las subestaciones se harán en mampostería con ladrillo a la vista de 3 m de altura, puerta metálica en lámina y concertina de 14”.

-

Cuando sea aplicable, se emplearán ELECTROCOSTA-ELECTRICARIBE.

-

ELECTROCOSTA-ELECTRICARIBE brindará apoyo al diseñador suministrando la información relacionada con diagramas unifilares actualizados del sistema, unidades constructivas, proyectos tipo y aquella información útil al proyecto.

-

Para efectos de coordinación de aislamiento, se tomará una distancia nominal de fuga (Kf) de 25 mm/KV, equivalente a un Nivel de contaminación Alto (H).

-

La altura de montaje de equipos de alta tensión para guardar distancia de seguridad es de 2.40 m.

-

La alimentación de los servicios auxiliares en AC se hará a una tensión de 220/127 VCA ó 220/110 VCA mediante la instalación de un transformador de distribución.

-

La iluminación del patio se hará con luminarias de sodio de alta presión alimentadas por circuitos de 220 VCA. El nivel de iluminación media para esta área de 50 luxes

-

Se diseñarán trampas de grasa con 3 capacidades de almacenamiento según las siguientes potencias de transformadores: Para 5 MVA (Volumen de aceite ˜ 2700 litros); 10 MVA (Volumen ˜ 3700 litros) y 12/15 MVA (Volumen de aceite ˜ 4000 litros).

-

Se construirán casetas de control para las S/E mayores de 5 MVA donde se instalaran el equipo de Telecontrol (RTU), protecciones y Servicios auxiliares.

-

Se construirán casetas de control para las S/E mayores de 10 MVA donde se instalaran las celdas tipo interior , el equipo de Telecontrol (RTU), protecciones y Servicios auxiliares.

-

Se incluye en el diseño y la construcción de todas las salidas de circuitos hasta su interconexión con las redes existentes aplicando criterios de arquitectura de Red.

materiales

homologados

por



3.

CONDICIONES AMBIENTALES -

4.

Altura sobre el nivel del mar (m): Temperatura ambiente Promedio (°C): Humedad Relativa (%): Sismicidad :

< 1000 msnm 28 75 Baja (Aa=0.10)

PARAMETROS ELECTRICOS Nivel de Voltaje y BIL

Nominal

Máximo

Alta Tensión Media Tensión Media Tensión Frecuencia del sistema eléctrico (Hz): BIL para 66 kV BIL para 34.5 kV. BIL para 13.8 kV BIL para Baja Tensión

66 KV 34.5 KV 13.8 KV 60 325 kV 170 kV 95 kV 10 kV

69 KV 36 KV 15 KV

5.

MEMORIAS DE CÁLCULO

5.1

SELECCIÓN DE PARARRAYOS

Datos del Sistema: Voltaje Nominal, KV Voltaje Máximo, Vm Nivel de Polución Factor de diseño del pararrayo, Ko Capacidad del Pararrayos, Kt (1) Factor Sistemas sólidos a tierra, Ke

34.5 36 Alto 0,8 1,15 1,4

13.8 15 Alto 0,8 1,15 1,4

(1) Depende del tiempo de duración de la sobretensión temporal, 1 sg.

Voltaje nominal de los pararrayos: El voltaje nominal de los pararrayos se encuentra teniendo en cuenta los siguientes parámetros:



Voltaje máximo del Sistema, Vm, kV Tensión continua de operación, COV: • COV= Vm/sqr3 Sobretensión temporal, TOV: • TOV=Ke x COV La Tensión nominal del pararrayos, R, es el mayor valor entre Ro y Re: • Ro = COV/Ko= • Re = TOV/Kt= • R ( Se toma un 5% para Vn> 100 KV y 10% para Vn< 100kV)

15

20.80 KV

8.67 KV

29.12 KV

12.13 KV

26.00 KV 25.32 KV 26.00x1.10=28.60 KV

Voltaje Nominal Normalizado del Pararrayos, Vn.

5.2

36

10.84 KV 10.54 KV 10.84x1.10= 11.92 KV

30 KV

12 KV

COORDINACION DE AISLAMIENTO

Se presenta un ejemplo de Coordinación Típica con pararrayos marca ABB, tipo EXLIM-Q. El contratista debe calcular esta Coordinación con los pararrayos que ofrezca y estén dentro de las especificaciones, verificando que el nivel de protección por sobretensión (Ci) sea mayor a 1.2, como se indica a continuación:

Voltaje Sistema, KV Pararrayo ABB, 10 KA NPR= Vresidual - Nivel de protección del pararrayos (valor de catálogo), KV NPM - Nivel de Protección al impulso tipo maniobra – (valor de catálogo), KV BIL=Ke x Vres , KV BSL(aceite)=0.83 x BIL - Tensión soportada al Impulso tipo Maniobra para equipos aislados en aceite, KV NipM(aceite)= BSL(aceite)/NPM, - Nivel de protección del equipo por maniobra (debe ser > 1.15) BSL(aire)=0.75 x BIL, - Tensión soportada al Impulso tipo Maniobra para equipos aislados en aire, KV NipM(aire)= BSL(aire)/NPM, - Nivel de protección del pararrayos, debe ser > 1.15 BIL normalizado del equipo, KV

34,5 EXLIM Q 36-30 93.6

13,8 EXLIM Q15-12 30

76.8

24.6

134.8 111.9

42 34.86

1.45

1.42

101.1

31.5

1.31

1.28

170

95



NipR=BIL/NPR - Nivel Protección al impulso tipo rayo, (debe ser > 1.2) Coordinación:

1,81>1,2

3.01>1,2

Correcta

Correcta

Distancia de protección del pararrayos (L) Se calcula mediante la fórmula: L=((BIL-Vres).? )/2S L34.5 KV=((170-93.6)x300 m/µ s/2x500 KV/µ s) = 22.92 m Para 13.8 KV: L13.8 KV=((95-30)x300 m/µ s/2x500 KV/µ s) = 19.50 m



5.3

DISTANCIAS ELECTRICAS

Con base en normas y recomendaciones de IEC se adoptan en estos proyectos las siguientes distancias en función de cada nivel de tensión. NIVEL DE TENSION

PARAMETROS

a) Nivel de tensión

34.5 KV

b) Normas

13.8 KV

IEC-71 y recomendaciones Comité 23 de IEC

c) BIL, KV

170

d) Altura sobre el Nivel del Mar, m

95 <1000

c) Distancias mínimas en aire, (m). Dminf-t (m)

0.33

0.17

Dminf-f (m)

0.38

0.19

Df-f (m), fases flexibles (mismo cto)

1.50

1.20

Df-f (m), fases flexibles (circuito dif.)

1.80

1.50

Df-f (m), fases rígidas (mismo cto)

0.50

0.30

Df-f (m), fases rígidas (circuito dif.)

0.70

0.40

e) Altura de diseño soporte de equipos, Hse, (m)

2.40

2.40

f) Distancia de trabajo horizontal, Dh, (m):

3.00

3.00

g) Distancia de trabajo vertical, Dv, (m):

3.00

3.00

h) Distancia de fuga mínima, Df (mm):

900

375

d) Distancias de diseño entre fases, (m)

5.4

NUMERO DE AISLADORES POR CADENA

El número de aisladores por cadena para los barrajes se determina con la siguiente fórmula: #a = 1.15 * D f / df Donde, -

Df es la distancia mínima de fuga requerida, en mm df es la distancia de fuga de cada aislador a utilizar, en mm

Ahora: Df = kf * kd * Um ; [mm] Donde:

Distancia mínima de fuga



-

kf es la distancia de fuga específica mínima nominal, según tabla de IEC. Por criterios de diseño se adoptó una distancia nominal de fuga de 25 mm/KV para un nivel de contaminación alto.

-

kd es el factor de corrección según el diámetro Dm del aislador (Si Dm<300mm, kd=1; si 300mm<=dm<=500mm, kd = 1.1; si Dm>500mm, kd = 1.2)

-

Um - Máxima tensión fase-tierra del sistema.

Usando un aislador Clase ANSI-52-4 del mismo tipo utilizado por ELECTROCOSTAELECTRICARIBE (Código 434075), cuya df=292 mm, obtenemos para cada nivel de tensión: KV 13.8 34.5

Df (mm) Kf= 25 mm/KV 375 900

#a Kf= 25 mm/KV 2 4

Se comprueba que la longitud de la cadena con la cantidad de aisladores determinados sea mayor que la distancia de aislamiento crítico. Ejemplo para 34.5 KV: L > Dc [m] L = 0.146 (N-1) + 0.2 [m] Longitud de la cadena Dc = Distancia crítica, 0.330 m para 34.5 kV. (resultado de aplicar la fórmula de distancia crítica de aislamiento de la referencia [2] para el nivel 34.5 KV; ver cuadro del numeral 5.3 ). L34.5 = 0.146 * (4-1) + 0.2 = 0.638 m, para la cadena de 34.5 kV, nivel de polución alto. L>Dc, luego la cantidad de aisladores determinada tiene una longitud de aislamiento que cumple con la distancia crítica previamente establecida para el nivel de tensión en estudio. Como el sitio de la subestación está a una altura inferior a 1000 msnm, no es necesario hacer corrección por densidad del aire.



5.5

CALCULO DE APANTALLAMIENTO

Su objetivo es verificar que la geometría de la disposición física de equipos y la localización del cable de guarda ofrezcan un apantallamiento adecuado para que los equipos no reciban descargas que superen su característica nominal de aislamiento (BIL). Por método electro-geométrico, tenemos: r sc

=

9.06 Ic2 / 3 m

donde, Rsc: Radio critico de flameo, respecto a los conductores mas elevados de la subestación, m. Ic: Corriente mínima que produce salidas de las instalaciones por falla de blindaje, kA.

 

Ic = T .C . F /( Zo / 2) kA

Donde, TCF

: Tensión critica de flameo, kV

Zo: Impedancia Característica del conductor, Ohm

 

T .C . F = B. I . L / 0.961 kV

Los círculos de atracción (apantallamiento) del cable de guarda deben ser superiores e incluir los equipos o conductores vivos. r'sc = 0.9 rsc – Radio de atracción de la tierra Un equipo no resulta con daño, si TCF > BIL; (TCF =ƒ(Ic.). En el cuadro siguiente se presentan los resultados del cálculo y en los planos de la subestación se ilustra la disposición que deben tener los cables de guarda para el apantallamiento, incluyendo una comprobación de la altura que debe tener el cable de guarda sobre el conductor. Además, se verifica por el método del ángulo de Bewley que la disposición seleccionada para el cable de guarda sobre el conductor



ofrece la protección adecuada, condición que resulta cuando ANG = ANG max., condición que se cumple en este caso.

Variable Yf= Vano f= Yav= rc= Zo= BIL= TCF= Ic= rsc= AM= N= D= bmin= bmontaje= hmin= hmontaje=

bmin= a= d= dexter= ANG= ANGmax=

5.6

Cantidad 9.40 10.5 0.21 9.26 0.008 201.87 170 176.90 1.75 13.17 10 2 5.00 0.99 5.50 9.72 11.9

METODO ELECTROGEOMETRICO Unidades Descripción m Altura de remate del conductor m Vano del barraje m Flecha del vano m Altura promedio del conductor m Radio del conductor ohmios Impedancia caracterísica conductor kV Nivel básico aislamiento kV Tensión crítica flameo KA Corriente del rayo m Radio crítico de flameo m Ancho del módulo u Número de cables guarda por módulo m Distancia entre cables de guarda m Altura mínima c. guarda sobre conductor Altura de montaje c. guarda sobre conductor m Altura mínima guarda sobre el terreno m Altura de montaje cable guarda

5.5 1.0 1.5 2.5 24.4 45

COMPROBACION Angulo del Método de Bewley m Altura montaje c. guarda sobre conductor m Distancia fase exterior y centro columna m Distancias entre fases m Distancia fase más lejana del c. guarda grados Angulo de protección grados Angulo máximo de protección

CONDUCTORES PARA BARRAJES Y ACOMETIDAS MT

Los conductores para barrajes en 34.5 y 13.8 KV y para la interconexión de equipos se calculan para que soporten las máximas corrientes que pueden circular por ellos. En esta subestación se instala inicialmente un transformador de 10 MVA; sin embargo, es previsible una futura ampliación en capacidad instalada a 20 MVA, en cuyo caso las corrientes nominales, In y corrientes máximas, Imax., son: In(34.5 KV)= 335 A; Imax =1.25 Inom=419 A In(13.8 KV)=838 A; Imax = 1.25 Inom=1048 A.



Para el barraje de 34.5 KV se selecciona por catálogo de fabricante un conductor tipo ACSR 266.8 MCM, referencia PARTRIDGE, cuya capacidad de corriente a 20 C es 457 A. °

En el lado de 13.8 KV se instalarán celdas tipo metal-clad, con barraje para 1200 A, previendo la futura ampliación. Este barraje debe ser seccionado una vez se haga la ampliación de la subestación. Para la acometida entre el transformador de potencia y la celda de entrada general 13.8 KV se empleará cable de cobre apantallado con cinta metálica, aislamiento XLPE 100%. El calibre se define para la potencia inicial instalada de 10 MVA. Cuando se realice la ampliación de la capacidad de la subestación, debe instalarse una nueva fila de celdas para el nuevo transformador, interconectándolas entre sí mediante una celda de acople de barras. Para las condiciones iniciales los calibres requeridos son: Inom (trafo lado 13.8 KV )= 419 A Icond = 1.25 x Inom = 524 A. De acuerdo con el NEC, las tablas y recomendaciones de fabricantes y considerando su instalación en cárcamo no ventilado, se debe aplicar un factor de reducción de capacidad de corriente Fr= 0,8 sobre la capacidad nominal del conductor al aire. En consecuencia se debe seleccionar un conductor cuya capacidad de corriente al aire sea igual a I cond /0.8=655 A. De acuerdo con catálogo de fabricantes, el conductor apto para esta capacidad de corriente es XLPE 400 MCM - 15 KV cuya corriente nominal al aire es 660 A. La corriente permisible de cortocircuito para este cable es de 40 KA para 0.3 seg. y 18 KA para 3 seg., lo cual resulta en un dimensionamiento adecuado en relación con la potencia del transformador y los tiempos de operación de las protecciones. Para las salidas de circuitos 13.8 se empleará el calibre definido para cada una de las líneas de acuerdo con la carga a transportar.

5.7

DIMENSIONAMIENTO DE DUCTOS Y CANALETAS

Cuando haya lugar a emplazamiento de cables en ductos o canaletas, el tamaño del ducto se determinará aplicando el criterio de llenado establecido en el NEC, por área y por diámetro: -

Para cables de control: Máximo el 60% de llenado



-

Para cables de fuerza: Máximo el 40% de llenado.

El tamaño de la bandejas y por ende de la canaleta se establece teniendo en cuenta las recomendaciones de llenado, por tipo y calibre de cables indicado en el NEC, sección 318.

5.8

MALLA DE TIERRA

Para los cálculos de la malla de tierra se siguió la metodología de la IEEE-80-2000. En los cálculos se tuvieron en cuenta los valores de resistividad del terreno obtenidos durante el estudio de suelos. Los valores de corto-circuito ELECTRICARIBE.

fueron

suministrados

por

ELECTROCOSTA-

En los cuadros siguientes se presentan los cuadros con los datos de entrada y los resultados obtenidos mediante la aplicación de la metodología mencionada.



No. 1

DATOS DE ENTRADA:

U

VALOR

Norma IEEE-80-2000

2 3 4 5

Potencia de corto circuito Nivel de tensión Corriente de corto circuito (ajustada con el factor de decremento) Tiempo de operación de las protecciones de respaldo, S

MVA KV A seg.

200 34.5 5236 3

6

Tiempo de operación de las protecciones primaria, t

seg.

0.1

7

Ancho de la malla

m

35

8

Largo de la malla

m

45

9 10

Resistividad del terreno

? -m ? -m

300 5000

m

5/8"x2.44

°C °C

40 450

m AWG m m ? U V

4x4 4/0 870.00 705.46 0.43 24 1 2528

V V V

3055 1964 11435

11 12 13

Resistividad de la capa superficial ( grava) del patio de la S/E Varillas de puesta a tierra Temperatura máxima ambiental, T A Temperatura máxima permisible para uniones soldadas, TM De acuerdo con el cuadro de la página siguiente y basado en la metodología de la IEEE-80, los resultados del cálculo de la malla a tierra son: RESULTADOS

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

De acuerdo con el cuadro de la página siguiente y basado en la metodología de la IEEE-80, los resultados del cálculo de la malla a tierra son: Cuadrícula promedio de la malla a tierra Calibre del cable de cobre Longitud de la malla, L A Longitud mínima de la malla, L Resistencia de la malla, Rg Número de varillas de puesta a tierra, Nv Factor de repartición de la corriente de falla con los cables de guarda, FR Tensión de contacto Tensión de contacto tolerable Tensión de paso Tensión de paso tolerable



RESULTADOS DE CALCULO MALLA PAT Cantidad

Unidades

Pcc3 φ=

250

Vφφ= Nivel C.C.= F ajuste Icc= Icc3 φ=

34.5 4,189 1.25 5,236

Icc φ= ACM=

82,649 450

T A=

40 3

ρs=

KV A A A

T M= S= ρ=

MVA

300

Circular mils °C °C seg Ω-m Ω-m

h=

5,000 0.60

r equiv. Ancho=

22.39 35.00

m m

Largo= A= Espacio entre cond, D= Ar= N= n= L A CONSTRUIDA= Rmalla= K M=

45.00 0.3 4.00 1575 12 10 870.00 3.69 0.51598

m

Ki=

2.71400 0.01326 0.1 705.46 24 2.44 0.01950 0.49 0.43 0.40077 1,964 11,435 2,528 3,055

d= t= L= Nv= Lv= RadioVarilla= RnVarillas = Rg= KS= Vpaso= Epaso tolerable = Vcontacto = Econtacto tolerable=

m

m 2 m

m Ω

m seg m u m m Ω Ω

V V V V V

Seleccion Del Pararrayos

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